GTT #3-2015 Layout 1gtt.ru/wp-content/uploads/2016/10/GTT_3-2015.pdfсостоялась встреча ... газовых турбин всех поколений, включая

CОДЕРЖАНИЕ

Актуальное интервьюЗАО «РОТЕК»: российский опыт сервиса газотурбинного оборудования 2

Аналитический обзорНовый стандарт ГОСТ Р ЕН 779-2014 для воздушных фильтров общего назначения 8

Газотурбинные установкиОптимизация работы воздухоочистительных устройств ГПА с точки зрения защиты от обледенения 12

Теплотехническое оборудованиеОсобенности проектирования котлов-утилизаторов для ПГУ, устанавливаемых на действующих ТЭЦ 18

Новые технологииВозможность создания ГТУ для ГПА и энергетики на базе интеграции отечественных технологий 24

Оценка механических потерь мощности газоперекачивающих агрегатов 28

Метод определения количества воздуха, поступающего в компрессор ГТЭ-110 34

Альтернативные циклыПарогазовые установки с дополнительным энергетическим котлом и паротурбинным приводом компрессора 40

Специализированный информационно-аналитический журнал

ГАЗОТУРБИННЫЕТЕХНОЛОГИИГАЗОТУРБИННЫЕ

ТЕХНОЛОГИИ3АПРЕЛЬ – МАЙ

(130) 2015Журнал основан в 1999 году

Учредитель

ООО «Издательский дом«Газотурбинные технологии»

Редакционный совет:

Председатель Чепкин В.М.совета

Главный редактор Смирнов А.А.

Ананенков А.Г. Ольховский Г.Г.Boyce M. Пономарев Н.Н.

Брындин О.В. Roberts J.Будзуляк Б.В. Русецкий Ю.А.

Гарибов Г.С. Рыжинский И.Н.Грибин В.Г. Скибин В.А.Егоров И.Н. Снитко А.А.Егоров И.Ф. Соколовский М.И.

Зарицкий С.П. Сударев А.В.Лукьяненко В.М. Фаворский О.Н.

Макаров А.П. Халатов А.А.Марчуков Е.Ю. Халфун Л.М.Мордасов Р.А. Черников А.В.Мошкарин А.В. Шайхутдинов А.З.

Mowill R.J. Щуровский В.А.

Генеральный Александр Смирновдиректор

Научный редактор Владимир ГалигузовЛитературный Владимир Смирнов

редактор

Редактор Марина Малышеваблока новостей

Руководитель Любовь Тишиновакоммерческого

отдела

Менеджеры Александр Комаровпо рекламе Ольга Затеева

Менеджеры Ирина Алябьевапо подписке Светлана Махина

Наталья ЯшинаДизайн Cветлана Ларионова

и верстка

Журнал Федеральной службойзарегистрирован по надзору в сфере

связи и массовыхкоммуникаций.Свидетельство ПИ № ФС77-34887от 29 декабря 2008 г.

Адрес редакции Россия, 152934, Ярославская обл.,г. Рыбинск, ул. Ломоносова, д. 30а

Адрес для писем Россия, 152900, Ярославская обл.,г. Рыбинск, а/я 30

Телефон/Факс (4855) 295 235,295 236,295 237,295 238,295 239

www.gtt.ruE-mail: [email protected]

Распространяется по подписке Подписной индекс в объединенном каталоге «Пресса России»:87431 – журнал «Газотурбинные технологии»87483 – Каталог энергетического

оборудования

Отпечатано ООО «МЕДИА ГРАНД» г. Рыбинск, ул. Луговая, д. 7

Дата выхода номера 25.05.15 г.

Цена свободная

Перепечатка материалов или их фрагментов

допускается только по письменному согласованию

с редакцией, ссылка на журнал «Газотурбинные

технологии» обязательна

Редакция не несет ответственности

за содержание рекламы

Мнение редакции не обязательно совпадает

с мнением автора

Г А З О Т У Р Б И Н Н Ы Е Т Е Х Н О Л О Г И И

2 H T T P : / / W W W . G T T . R UА П Р Е Л Ь – М А Й 2 0 1 5

Михаил Валерьевич, бум строитель-ства мощных современных парогазовыхэнергоблоков в России постепенно про-ходит, и встает вопрос техническогообслуживания установленных энергети-ческих мощностей, особенно с учетомнестабильной геополитической ситуа-ции, оборудования иностранного про-изводства. Как Вы оцениваете ситуа-цию на рынке сервисных услуг в Россиии каков портфель сервисных контрак-тов у Вашей компании?

Программа ввода новых мощно-стей по ДПМ действительно подхо-дит к завершению. В прошлом годубыли сданы в эксплуатацию генери-рующие объекты по ДПМ установ-ленной мощностью около 5 ГВт, а общий объем введенных в странемощностей был рекордным для рос-сийской энергетики постсоветскогопериода – 7,6 ГВт. В этом году объемввода новых мощностей еще будетзначительным, а с 2016 года заметносократится.

Наша компания принимала уча-стие в строительстве новых энерго-блоков, оказывая инжиниринговыеуслуги; в частности, мы обеспечи-вали техническое сопровождение

работ по монтажу турбоустановок насеми электростанциях, сейчас про-должаем работы по проектам строи-тельства парогазовых блоков наНижнетуринской ГРЭС и ТЭЦ «Ака-демическая». Новых энергообъек-тов будет вводиться все меньше, напервый план сегодня выходят за-дачи обеспечения качественногосервиса введенного в эксплуатациюоборудования и модернизации уста-ревшего парка турбин.

Что касается текущей ситуациина рынке сервисных услуг в России,то картина постепенно меняется. В связи с поставками импортногооборудования сервисные договорына его обслуживание заключались в основном с зарубежными компа-ниями; таким образом, многие все-мирно известные сервисные компа-нии присутствуют на российскомрынке. Но и российские предприя-тия начинают составлять им достой-ную конкуренцию.

Наша компания самостоятельнои в партнерстве с компанией Sulzerобслуживает на территории Россииуже более 20 газотурбинных устано-вок суммарной мощностью свыше2,5 ГВт. Мы выполняем сервис

АКТУАЛЬНОЕ ИНТЕРВЬЮ ЗАО «РОТЕК»: российскийопыт сервиса газотурбинногооборудования

В рамках выставки-конференции Power GenRussia-2015, прошедшей в Москве 3–5 марта,состоялась встреча с генеральным директоромЗАО «РОТЕК» МихаиломВалерьевичем Лифшицем.Речь шла о газотурбинныхустановках и обязатель-ствах, взятых на себя ком-панией по их ремонту и сервисному обслужива-нию.

Лифшиц Михаил Валерьевич, генеральный директор ЗАО «РОТЕК», председательсовета директоров Уральского турбинного завода, директор по развитию высокотехно-логичных активов ГК «Ренова», член совета директоров компании Oerlikon.

Член Консультативного комитета по электроэнергетике Евразийской экономическойкомиссии.

Родился 4 мая 1963 года в Москве. Окончил МГТУ им. Н. Э. Баумана, Калужскоеавиационное летное училище. В 1997–2003 гг. – член сборной России по авиаспорту.

В 2005 и 2009 году становился «Предпринимателем года» по версии Ernst&Young.В 2007 году награжден знаком «За полезное» губернатора Московской области.В 2015 году за личный вклад в развитие энергосистемы Монголии удостоен звания

«Почетный энергетик Монголии».


А П Р Е Л Ь – М А Й 2 0 1 53H T T P : / / W W W . G T T . R U

и ремонт газовых турбин всех ведущих мировых про-изводителей: General Electric, Siemens, Alstom, Ansaldo,а также турбин ГТЭ-160 совместного предприятия Siemens и «Силовых машин». Кроме договоров на дол-госрочное сервисное обслуживание ГТУ, а такие дого-воры, как правило, рассчитаны на 8–10 лет, есть и дого-воры на разовые регламентные работы, включая малуюинспекцию, инспекцию горячего тракта, большую ин-спекцию, поставку запасных частей, работы по восста-новлению компонентов газовой турбины. Нашими за-казчиками являются такие компании, как «Интер РАО»,«Волжская ТГК», «Мосэнерго», «ТГК-1».

Каждая из компаний-производителей энергооборудова-ния предлагает заключить долгосрочные сервисные договорына свое оборудование, и появление на рынке альтернативныхпоставщиков услуг воспринимается неоднозначно. Как ЗАО«РОТЕК» в условиях жесткой конкуренции с иностраннымипоставщиками остается конкурентоспособным – возможно,благодаря цене?

Вопрос цены актуальный, но не решающий. Мы выигрываем не за счет цены, она у нас средняя по рынку,а за счет того, что предлагаем комплексный пакет услугс центром компетенции в России, без привлечения за-рубежных специалистов.

Типичной является ситуация, когда, заключая дого-вор на поставку высокотехнологичного оборудования,производитель турбины предлагает одновременно и сер-висный договор, основной частью которого являетсяпоставка новых комплектов запасных частей и восста-новление элементов горячего тракта. Но технологиипроизводства лопаток и деталей горячего тракта турбинсегодня не являются собственностью только компании-производителя. Появляются независимые поставщики,

которые обладают технологиями и оборудованием, со-поставимыми, а зачастую и превосходящими оригиналь-ные образцы. Конкуренция развивается и в сервисныхуслугах, и в части выбора технологий ремонта турбиныи сопутствующего оборудования. Благодаря появлениюальтернативных сервисных компаний рынок становитсяболее гибким, что в итоге положительно сказываетсяна конечном потребителе.

Для обеспечения сервиса и управления ситуацией важнорасполагать информацией о показателях работы газотур-бинной установки и энергетического объекта в целом, длячего необходимы современные методы мониторинга и диаг-ностики. Какие технологии внедряются и используются в ЗАО «РОТЕК»?

Мы выполняем сервисные договоры при поддержкесобственного Центра удаленного мониторинга и про-гностики, работа которого строится на основе разрабо-танного нашими специалистами программного про-дукта. Анализ ситуации показал, что штатные системыудаленного мониторинга, применяемые мировыми про-изводителями газовых турбин, по сути, просчитываютколичество эквивалентных часов работы установки и учитывают отклонения режимных параметров от но-минальных, получая всю информацию от АСУТП стан-ции. При разработке собственной системы удаленногомониторинга мы ставили перед собой задачу не тольконаблюдать за режимом эксплуатации, но и оцениватьсостояние оборудования, прогнозировать остаточныйресурс деталей, предупреждать о возникающих рисках.

Получаемая через систему удаленного мониторингаи прогностики информация позволяет эксплуатирую-щей организации эффективно планировать сроки и объемы ремонта, номенклатуру запасных частей



и материалов. Это дает возможность увеличить межре-монтный период, сократить сроки ремонта, оптимизи-ровать объемы закупок.

Наш мониторинговый центр располагается на тер-ритории России, в подмосковных Химках, что в текущейситуации тоже немаловажно.

Какова на сегодняшний день ремонтно-производственнаябаза ЗАО «РОТЕК»?

Многие технологии производства и восстановитель-ного ремонта компонентов турбин и компетенции в области обслуживания зарубежных газотурбинныхустановок стали доступны нам благодаря партнерскимвзаимоотношениям с компанией Sulzer, которая обес-печивает поставку и ремонт наиболее важных узлов и деталей большинства современных ГТУ. В настоящиймомент по существующим сервисным контрактам ре-монт лопаточного аппарата иностранных ГТУ произво-дится нами на заводах в Венло и Роттердаме, но скоро у нас появится свое производство в Екатеринбурге. В последние годы на Уральском турбинном заводе, вхо-дящем в холдинг РОТЕК, реализуется масштабная про-грамма перевооружения и модернизации основного тех-нологического оборудования, осваивается выпуск новойпродукции, сейчас мы строим на территории завода но-вую линию по производству статорных и роторных лопаток и деталей горячего тракта газотурбинных дви-гателей.

Кроме того, «РОТЕК» имеет сертифицированнуюлабораторию неразрушающего контроля и значитель-ный опыт дефектации оборудования, вращающегося,трансформаторного и другого.

Вы опираетесь в ремонте газотурбинных установок в ос-новном на технологии Sulzer?

Да. Sulzer Turbo Services, дивизион сервиса турбинконцерна Sulzer, – это наш основной партнер в реализа-

ции проектов сервисного обслуживания газовых турбин.Sulzer обладает технологиями восстановления рабочихсвойств материалов, использующихся в производствегазовых турбин всех поколений, включая газовые тур-бины, произведенные по F-технологии. Sulzer работаетна мировом рынке уже более 35 лет и является крупней-шим независимым поставщиком сервисных услуг и за-пасных частей для газовых и паровых турбин, у негоесть чему поучиться.

Какие проекты для ЗАО «РОТЕК» имеют первоочеред-ное значение?

Приоритетным для нас является инвестиционныйпроект по вводу в эксплуатацию производственной ли-нии восстановления деталей и компонентов горячеготракта ГТУ. На следующем этапе мы будем организовы-вать производство полного цикла по изготовлению ком-понентов горячего тракта, включая разработку докумен-тации, изготовление моделей и литьевых форм,литейное производство, механическую обработку, на-несение функциональных покрытий. На это потребу-ется не менее трех лет.

Кроме того, как я уже говорил, мы только что вывелина рынок собственный Центр удаленного мониторингаи прогностики.

Еще одно важное направление и часть нашей биз-нес-стратегии – продвижение на зарубежных рынкахэкспортных контрактов на поставку паровых турбинУТЗ. В марте мы завершили крупный проект по строи-тельству турбогенератора мощностью 125 МВт на Улан-Баторской ТЭЦ-4. Генеральным подрядчиком выступалУральский турбинный завод, компания «РОТЕК» управ-ляла проектом. Уральский турбинный завод реализуеттакже проекты по строительству новых и модернизациидействующих энергоблоков в Казахстане (в общей слож-ности около 700 МВт), участвует в тендерах в Беларуси.

Беседовал Александр Смирнов

ЗАО «РОТЕК» – многопрофильный промышленный холдинг. Осуществляет сервисное обслуживание газовых и паровых турбин, производство и поставку энергетического оборудования и развивает ряд высоко-технологичных проектов в разных отраслях промышленности, в числе которых энергомашиностроение, авиа-ционное двигателестроение, биотехнологическая отрасль. Входит в состав ГК «Ренова».

ТУРБОновости


Девятого апреля состоялось заседание Межведом-ственной рабочей группы по вопросу разработки про-граммы импортозамещения оборудования энергети-ческого машиностроения в области газотурбинныхтехнологий, которое провел сопредседатель рабочейгруппы – первый заместитель министра энергетикиРФ Алексей Текслер. В обсуждении приняли участиедиректора профильных департаментов Минэнерго и Минпромторга России, руководители предприятийэнергомашиностроения, научных учреждений в сфереэлектроэнергетики, генерирующих компаний.

Одной из основных тем заседания стало определе-ние типоразмерного ряда газотурбинного оборудова-ния в соответствии с текущей ситуацией, планами развития электроэнергетики и возможностями отече-ственных энергомашиностроительных предприятий.Алексей Текслер обратился к участникам совещания с просьбой подготовить предложения по составу

технического задания, в том числе необходимые технические характеристики газотурбинного обору-дования, этапы реализации, объемы и номенклатурупроизводства запчастей и возможности использова-ния существующих наработок российских предприя-тий.

– Производство такого образца газовой турбиныдолжно стать достаточно массовым, – отметил первыйзаместитель главы Минэнерго. – Нет смысла создаватьоборудование, если у нас не будет использоваться хотябы 10 и более таких турбин. Потребность в них не-избежно возникнет из-за необходимости плановых замен действующего оборудования.

Для реализации этой задачи будет образован центркомпетенций – конструкторское бюро, которое зай-мется разработкой газовых турбин. Не исключается,что оно будет образовано на базе консорциума несколь-ких энергомашиностроительных предприятий.

В Минэнерго прошло совещание по вопросу импортозамещения газотурбинног оборудования



Газотурбинная электростанция входит в общую си-стему энергоснабжения Верх-Тарского нефтяного ме-сторождения, обеспечивает электроэнергией производ-ственные объекты промысла, центральный пункт сборанефти и вахтовый поселок. Промышленная эксплуата-ция энергокомплекса начата в сентябре 2008 года. Об-щая наработка – более 105 ГВт•ч электроэнергии. Собст-венник объекта – ОАО «Новосибирскнефтегаз».

ГТЭС работает в простом цикле. Генерирующее обо-рудование состоит из двух газотурбинных установокCentrax типа СX501-КВ7 на базе турбин Rolls-Royce еди-ничной мощностью 5,2 МВт. Топливом для электростан-ции служит попутный нефтяной газ, добываемый на месторождении.

Очистку, компримирование и подачу топлива в ГТУосуществляет установка подготовки топливного газа, со-стоящая из двух комплексов – УПТГ-1 и УПТГ-2. В ос-нове каждой УПТГ – дожимная компрессорная уста-новка винтового типа в блочно-модульном исполнении.ДКУ марки Enerproject EGS-S-65/250WA производитель-ностью по 2 700 м3/ч предназначены для сжатия попут-ного газа с 0,4 МПа до необходимого рабочего давления2 МПа.

ООО «СервисЭНЕРГАЗ» выполнил модернизациюи ввел в эксплуатацию УПТГ-2, которая ранее находи-лась в резерве. Инженеры компании провели пускона-ладку, индивидуальные и комплексные испытания ком-прессорной установки № 2, оборудовали ее автоматизи-рованной системой управления.

На УПТГ установлены системы пожарообнаружения,пожаротушения и безопасного эксплуатирования обору-дования. Выполнена наладка системы газодетекции.

УПТГ также оснащена САУ верхнего уровня для обес-печения автоматического управления и эксплуатацион-ного контроля компрессорных установок. Телеинфор-мация (ТИ, ТС и ТУ) передается с контроллера попротоколу Profibus в операторную ГТУ. Profibus – совре-менная надежная система телекоммуникации и управле-ния, по своим характеристикам превосходящая аналоги.

В операторной рабочие параметры ДКУ выводятсяна монитор АРМ (автоматизированное рабочее место)оператора. На АРМ установлено лицензионное про-граммное обеспечение, соответствующее российским и европейским стандартам.

Разработку САУ верхнего уровня и АРМ, проекти-рование систем пожарообнаружения и пожаротушенияУПТГ выполнили специалисты ООО «БелгородЭНЕР-ГАЗ».

В Республике Татарстан (особая экономическая зона«Алабуга») турецкая компания Kastamonu Entegre и еедочернее предприятие в России «Кастамону Интегрей-тед Вуд Индастри» производят МДФ-панели и деревян-ные напольные покрытия на новом деревообрабаты-вающем предприятии.

Собственную электроэнергию для производствен-ных нужд вырабатывает газотурбинная установка уста-новленной мощностью 25 МВт, созданная на основе газовой турбины LM2500+G4 производства GE.

В состав заводской ГТУ входит котел-утилизатор,тепловая мощность которого также используется дляобеспечения производственного процесса.

Топливом для газотурбинной установки являетсяприродный газ. Компримирование и подачу газа в тур-бину ГТУ под рабочим давлением 3,8 МПа осуществляетдожимная компрессорная установка типа EGSI-S-100/700WA производительностью – 12 тыс. м3/ч.

Поэтапный ввод в эксплуатацию компрессорнойустановки топливного газа выполнила компания ЭНЕР-ГАЗ. Сервисные инженеры провели шефмонтаж, пуско-наладку и индивидуальные испытания оборудования.

Ранее ЭНЕРГАЗ поставил для нужд предприятияблок подготовки топливного газа, оснащенный систе-мами фильтрации и коммерческого учета, а также узелредуцирования газа.

На ГТЭС Верх-Тарского месторождения модернизирована установка подготовки топливного газа

На заводе Kastamonu (ОЭЗ «Алабуга») введена в эксплуатацию газотурбинная установка

Газотурбинная электростанция

Когенерационная ГТУ LM2500+G4 с дожимной компрессорной установкой типа EGSI-S-100/700WA



Неотъемлемой частью про-мышленных, общественныхи жилых зданий являются

инженерные системы, обеспечиваю-щие выполнение необходимых ги-гиенических или технологическихтребований. К ним, в частности, от-носятся системы приточной венти-ляции и кондиционирования воз-духа, обеспечивающие забор, обра-ботку атмосферного воздуха и по-дачу его в различные помещения с заданной температурой, влаж-ностью и чистотой.

Чистота воздуха для находящихсяв помещениях людей регламентиро-вана санитарными нормами, а длятехнологических процессов (напри-мер, в микроэлектронике, фармации,пищевой промышленности) – специ-альными производственными требо-ваниями. В некоторых технологияхочищенный воздух является частьютехнологического цикла, например,цикловой воздух для газовых турбин.

В большинстве случаев техноло-гические требования более жестки,чем гигиенические. Так, для ряда тех-нологий (чистые помещения, газо-вые турбины, атомные станции) не-обходим жесткий контроль остаточ-ного количества аэрозольных частицсубмикронного размера 0,1–0,5 мкм.

Практика последних 20–25 летпоказала, что выйти на столь жест-кий уровень чистоты возможно (потехническим или экономическимпричинам) только с помощью мно-

гоступенчатых (четыре и более) систем фильтрации.

В таких системах фильтрациикаждая предыдущая ступень при-звана защитить последующую, какправило, более дорогую, обеспечи-вая тем самым увеличение необхо-димого ресурса последней ступени,выполняющей заданное требованиечистоты воздуха. В многоступенча-той системе фильтрации каждыйпоследующий фильтр должен иметьболее высокий класс очистки (болеевысокую эффективность очистки)по сравнению с предыдущей.

Поэтому необходимо четкое раз-деление воздушных фильтров наклассы для выбора оптимальной си-стемы фильтрации.

Нынешняя система классифика-ции воздушных фильтров была вве-дена в России в 1999 году, когда былпринят ГОСТ Р 51251-99, разрабо-танный на базе евростандартовEN779 и EN1822.

ГОСТ Р 51251-99 классифициро-вал все воздушные фильтры на двебольшие группы: фильтры общего(класс G1–F9) и специального на-значения (класс Н10–U17).

Это было важно, потому что в 90-е годы в России стало по-являться технологическое оборудо-вание, оснащенное системамифильтрации различных классов, которые требовали периодическойзамены фильтров без ухудшения иххарактеристик.

АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР Новый стандарт ГОСТ Р ЕН 779-2014 для воздушных фильтров общего назначения

О. В. Проволович – ООО «НПП «ФОЛТЕР»

Рассмотрены причиныперехода от соответствую-щего отечественногостандарта к европейскомув конце 90-х гг. Проанали-зированы изменения,вошедшие в последнююверсию ГОСТ Р ЕН 779-2014, подтвержденатехнологическая и эконо-мическая актуальностьсовременных требований к контролю воздушныхфильтров.



Необходимо отметить, что ГОСТР 51251-99 ввел только общую клас-сификацию воздушных фильтров безчеткого описания процедуры их испытаний и определения класса.

Позже в России был принятГОСТ Р ЕН 779-2007 и ГОСТ Р ЕН1822-2010, которые были полностьюаналогичны действовавшим тогда вЕвропе стандартам по фильтрам EN 779 и EN 1822.

Введение этих стандартов позво-лило полностью гармонизироватьтребование к воздушным фильтрамне только в части классификации,но и по методике и процедурам их испытаний.

В дальнейшем происходило раз-витие и совершенствование евро-стандартов, в результате чего появи-лись их новые версии EN 779-2012 и EN 1822-2009.

Эти изменения были учтены в новых версиях стандартов Россиидля фильтров общего назначенияГОСТ Р ЕН 779-2014 и для фильтровспециального назначения ГОСТ Р ЕН 1822-2012 часть 1–4 и ГОСТ РЕН 1822-5-2014.

В связи с тем, что в новых вер-сиях стандартов ГОСТ Р ЕН 779-2014и ГОСТ Р ЕН 1822-2012 были вве-дены изменения, которые вошли в противоречие с положением ста-

рого ГОСТ Р 51251-99, действиеэтого ГОСТа было отменено в 2014году.

Основные различия двух версийстандартов фильтров общего на-значения ГОСТ Р ЕН 779-2007 и ГОСТ Р ЕН 779-2014 отражены в табл. 1, 2.

Как видно, в новой версии стан-дарта добавилось разделение на тригруппы фильтров вместо двух. На-ряду с фильтрами грубой очистки(класс G1–G4) и фильтров тонкойочистки (класс F5–F9), появилисьфильтры средней (промежуточнойочистки) с символом М (класс М5–М6 вместо F5–F6). Это изменение неносит принципиального характера,а лишь более четко подчеркиваетразличия между фильтрами грубойи тонкой очистки.

При этом методика испытанийфильтров грубой очистки не измени-лась, а для фильтров тонкой очисткибыла введена дополнительная обяза-тельная процедура определения ми-нимальной эффективности фильт-ров, в т. ч. после снятия статическогозаряда, что важно в первую очередьдля синтетических фильтрующих ма-териалов, способных получать в про-цессе производства и удерживать в процессе хранения и эксплуатациистатический заряд, который можетсущественно увеличить эффектив-ность фильтров в отношении мелко-дисперсных аэрозолей.

В предыдущей версии стандартаданная процедура носила необяза-

Класс Конечный перепад Средняя пылезадерживающая Средняя эффективность давления, Па способность Аm Еm для частиц

по синтетической пыли, % размером 0,4 мкм, %

G1 250 50 ≤ Аm < 65 –

G2 250 65 ≤ Аm < 80 –

G3 250 80 ≤ Аm < 90 –

G4 250 90 ≤ Аm –

F5 450 – 40 ≤ Em < 60

F6 450 – 60 ≤ Em < 80

F7 450 – 80 ≤ Em < 90

F8 450 – 90 ≤ Em < 95

F9 450 – 95 ≤ Em

Примечание. Характеристики атмосферной пыли значительно отличаются от контрольногоаэрозоля, используемого при испытаниях. В связи с этим по результатам испытаний трудносудить об эксплуатационных характеристиках или сроке службы. На эффективность такжеотрицательно влияет потеря статического заряда или отделение частиц (см. приложения А и В).

Классификация фильтров очистки воздуха по ГОСТ Р-ЕН-779-2007

Таблица 1

Группа Класс Конечный перепад Средняя пылезадерживающая Средняя эффективность Минимальная эффективность* давления, Па способность Аm Еm для частиц для частиц размером по синтетической пыли, % размером 0,4 мкм, % 0,4 мкм, %Фильтры G1 250 50 ≤ Аm < 65 – –

грубой очистки G2 250 65 ≤Аm < 80 – –

G3 250 80 ≤ Аm < 90 – –

G4 250 90 ≤ Аm – –

Промежуточные M5 450 – 40 ≤ Em < 60 –

фильтры M6 450 – 60 ≤ Em < 80 –

Фильтры F7 450 – 80 ≤ Em < 90 35

тонкой очистки F8 450 – 90 ≤ Em < 95 55

F9 450 – 95 ≤ Em 70

*Минимальная эффективность – это наименьшая эффективность из начальной эффективности, эффективности разряженного фильтра и наименьшей эффективности, полученной при проведении испытания.

Классификация фильтров очистки воздуха по ГОСТ Р ЕН 779-2014 Таблица 2



тельный характер и не была регла-ментирована конкретными значе-ниями (последняя колонка табл. 2).

Введение этого требования обусловлено тем, что в послед-ние10–15 лет в мире развернулосьпроизводство фильтрующих мате-риалов на основе синтетических во-локон, чаще всего полипропилено-вых, которые можно производитьразного размера, в том числе и суб-микронного 0,3–0,5 мкм. Полипро-пиленовые волокна в процессе про-изводства и нанесения на различныеподложки (выполняющие функциикаркаса фильтрующего материала)получают статический заряд. Этотзаряд может удерживаться на волок-нах и фильтрующем материале не-которое время, но при хранении бо-лее 5–6 месяцев или в условияхэксплуатации при повышеннойвлажности заряд может стекать. В результате этого эффективностьтаких фильтрующих материалов может снижаться на 15–25 %, т. е.фильтр, изначально классифициро-ванный, например, классом F7,после потери фильтрующим мате-риалом статического заряда можетбыть классифицирован классом М5или М6.

Такая особенность наиболее ха-рактерна для фильтрующих материа-лов типа «мелблоун», которые заво-зятся в Россию в основном из Китая

и Европы и используются для изго-товления карманных фильтров.

Необходимо отметить, что за по-следние 10 лет в России появилосьбольшое количество мелких фирм,которые называют себя производи-телями фильтров, имея при этом 1–2 швейные машины и небольшойучасток для вклеивания карманов вметаллическую или пластиковуюрамку, на которую наклеивают эти-кетку с указанием класса фильтра.Фильтру присваивается класс, кото-рый поставщик фильтрующего мате-риала указал при поставке.

Наше предприятие ООО «НПП«ФОЛТЕР» работает на рынке про-изводства фильтров уже 20 лет и имеет в своем составе аттестован-ные испытательные стенды для конт-роля фильтрующих материалов и фильтров в соответствии с требо-ваниями стандартов EN779 и EN1822.

Многолетний опыт входногоконтроля фильтрующих материаловпоказал, что у половины поставщи-ков фильтрующих материалов из Ки-тая нет соответствия заявленным по-казателям, в первую очередь поэффективности. Такие случаи былиобнаружены и у ряда европейскихпоставщиков.

Нами также проводилось тести-рование фильтрующих материалови фильтров после различных сроковхранения, где в ряде случаев было

обнаружено снижение эффективно-сти на два класса – с F7 до М5.

Эти факты подтверждают акту-альность принятия и введения в Рос-сии новых современных требованийк контролю воздушных фильтров об-щего назначения согласно ГОСТ ЕН779-2014.

Принятие этого стандарта в Рос-сии является важным шагом, но, к сожалению, потребители, в пер-вую очередь бюджетные, не требуюту своих поставщиков протоколов ис-пытаний, подтверждающих по-ставку воздушных фильтров требуе-мого класса очистки. В соответствиис 44 ФЗ главным критерием в заку-почных тендерах является мини-мальная цена, которая позволяетмелким компаниям, не имеющим каких-либо средств контроля воз-душных фильтров, побеждать наконкурсах и поставлять фильтры не-контролируемого качества.

Такое несоблюдение и даже иг-норирование требований стандар-тов ведет к тому, что в ряде случаевне обеспечиваются санитарно-гигие-нические требования чистоты пода-ваемого воздуха, что может приво-дить к ухудшению здоровья людей,а нарушение технологических тре-бований чистоты воздуха – к выпускунекачественной продукции. Все этов итоге увеличивает издержки про-мышленных предприятий.

ТУРБОновостиВ УМПО состоялось совещание рабочей группы по

реализации проекта «Создание на базе ЗАО «Уфа-АвиаГаз»предприятия по производству, ремонту и техническомуобслуживанию двигателей АЛ-31СТ» в составе предста-вителей правительства Республики Башкортостан, ОАО«Газпром», АО «Газпромбанк», ООО «Газпром трансгазУфа» и ОАО «УМПО» (входит в АО «ОДК»).

Участники совещания посетили испытательный ком-плекс в микрорайоне Шакша Уфы, где планируется соз-дание производственных площадок нового предприя-тия. Сейчас здесь проводятся эквивалентно-цикли-ческие испытания газогенератора АЛ-31СТ для газопе-рекачивающих агрегатов ОАО «Газпром». В дальнейшемна базе комплекса планируется организовать участки

для сборки, приемосдаточных испытаний и ремонтаАЛ-31СТ.

На совещании под председательством заместителяпремьер-министра правительства Республики Башкорто-стан Дмитрия Шаронова были подведены промежуточ-ные итоги разработки и формирования пакета докумен-тов по созданию предприятия и намечены пути ихпоследующего согласования в ОАО «Газпром» и АО«ОДК». Обсуждались вопросы, связанные с планирова-нием бизнеса вплоть до 2030 года.

По итогам встречи принято решение о доработке про-екта бизнес-плана с учетом высказанных предложений и об организации следующего совещания рабочей группыв апреле-мае текущего года.

Проект создания нового предприятия на базе ЗАО «Уфа-АвиаГаз» нуждается в доработке



Опыт работы НПО «Искра»показывает, что обмерзаниюфильтр-элементов КВОУ

способствуют неравномерность про-грева воздуха на входе в фильтрыКСФ от противообледенительнойсистемы (ПОС) и конструктивныеособенности КСФ КВОУ. Рассмот-рим эти причины более подробно.

Неравномерность прогрева воздуха на входе в фильтрыКСФ от ПОС

Осадкозадерживающие козырькиобеспечивают защиту фильтр-элемен-тов от дождя и снега, однако они незащищают от воздуха с большой кон-центрацией переохлажденных жид-

ГАЗОТУРБИННЫЕ

УСТАНОВКИ Оптимизация работы воздухоочистительныхустройств ГПА с точки зрения защиты от обледенения

А. Н. Ермошин, О. В. Погребнова, А. Н. Ефремов, С. В. Злобин – ОАО НПО «Искра», Пермь

Для стабильной работыгазотурбинного двигателягазоперекачивающегоагрегата (ГПА) важнанадежная работакомплексного воздухо-очистительного устройства(КВОУ). КВОУ ГПАпредназначено дляподготовки цикловоговоздуха на входе в газо-турбинный двигатель.Вследствие повышеннойвлажности и образованиятумана при температурениже +5 °С возникаетвысокая вероятностьинееобразования [3] на фильтрах комбини-рованной системыфильтрации (КСФ) КВОУ,что ведет к увеличениюего гидравлическогосопротивления и, какследствие, к аварийномуостанову ГПА. Случаиобмерзания КВОУфиксировались на рядеэксплуатируемых ГПА [2].

Рис 1. Конструкция КВОУ ГПА серии «Урал»

1

2

3



ких или двухфазных капель влаги, вы-зывающих интенсивное инееобразо-вание. Как правило, такое состояниевоздуха возникает при температуреокружающей среды ниже +5 °С и от-носительной влажности более 80 %.Для исключения инееобразованияПОС должна обеспечивать подогреввоздуха не менее чем на 6 °С, гаран-тируя снижение относительнойвлажности до 60–70 % [3].

На рис. 1, на срезе осадкозадер-живающих козырьков 1, показанколлектор ПОС 3, к которому под-водится горячий воздух от одной изступеней ГТД. Горячий воздух, вы-ходя из щелей коллектора, смешива-ется с цикловым воздухом, обеспечи-вая при этом необходимое повы-шение его температуры на входе в фильтры КВОУ 2. Однако эксплуа-тация ГПА с ПОС представленнойконструкции показала ее низкую эффективность. Периодически нафильтрах КВОУ возникало обшир-ное инееобразование.

Исследование картины течениявоздуха при работе КВОУ с работаю-щей ПОС в пакете вычислительнойгидродинамики Ansys CFX [1] пока-зало, что даже при невысокой ско-рости бокового ветра (2 м/с) про-исходит неравномерное смешива-ние горячего и циклового воздуха,вследствие чего КСФ прогреваетсянеравномерно (рис. 2).

Результаты расчетов подтвер-ждаются экспериментальными дан-

ными замеров температуры на по-верхности фильтров и замечаниями,которые поступали от эксплуатирую-щей организации в части зон обра-зования инея.

Конструктивные особенностиКСФ КВОУ

КСФ (рис. 3) представляет собойпластиковый корпус, в котором раз-мещены, как правило, три ступениочистки: влагоотделитель, фильтргрубой очистки (ФГО) и фильтр тон-кой очистки (ФТО).

Такая конструкция отличаетсяэффективной очисткой от всейкрупно-, средне- и мелкодисперснойпыли при небольших габаритахблока КСФ. Однако такая конструк-ция, при которой влагоотделительнаходится в одном корпусе с ФГО,способствует попаданию на него капель влаги, в результате чего ФГОработает с повышенным содержа-нием влаги в фильтрующем мате-риале. При знакопеременных тем-пературах это приводит к обмерза-нию фильтра.

На фото 1, 2 показаны обмерзшиефильтры КСФ в составе ГПА-25ДН«Урал» (КС «Таежная»)

Предлагаемый вариант КВОУ

С целью исключения отмеченныхнедостатков специалистами НПО«Искра» был разработан проект

КВОУ улучшенной конструкции(рис. 4).

Из основных конструктивных эле-ментов можно выделить секции пер-вой ступени очистки 1, корпус второйступени очистки 2, коллектор ПОС3, площадки обслуживания 5 и осад-козадерживающие козырьки 6.

Как следует из модели, в кон-струкции первой ступени очисткивлагоотделители расположены от-дельно от ФГО (между ними имеется

Рис. 2. Картина течения горячего воздуха под козырьками КВОУ Рис. 3. Конструкция КСФ

Фото 1. Обмерзание влагоотделителясо стороны ФГО

Фото 2. Обмерзание ФГО



свободное пространство), что значи-тельно снижает риск инееобразова-ния на фильтрах.

ПОС состоит из коллектора с раз-ветвленной системой раздающихтрубок с отверстиями. Поскольку вкачестве греющего тела использу-ется горячий воздух от одной из сту-пеней двигателя, для выполнениянорм по шуму ПОС оснащена шумо-глушителем 7.

При необходимости ПОС мо-жет комплектоваться дополнитель-ной системой подогрева циклового

воздуха (СПЦВ) от блока воздуш-ного отопления (БВО) укрытияГПА. В этом случае на срезе осад-козадерживающих козырьковКВОУ устанавливается дополни-тельный коллектор с раздающимиответвлениями 4.

Для получения картины течениявоздуха под козырьками КВОУ былпроведен расчет с помощью ПО Ansys CFX при работе ПОС без до-полнительного подогрева от БВО и с подогревом от БВО. Исследова-ния проводились при температуре

окружающего воздуха 0 °С и скоро-сти ветра 0,1, 5 и 10 м/с.

Параметры отбираемого от 13-йступени компрессора ГТУ воздухадля ПОС (ГТУ 16 МВт с двигателемПС-90ГП-2 ОАО «Авиадвигатель»)приведены в табл. 1.

Расход горячего воздуха от БВО11 500 м3/ч (3,02 кг/с) при подо-греве до 100 °С.

Расчет проводился в три этапа:1. Исследование равномерности

раздачи воздуха в отверстиях ПОСи тракта подогрева воздуха от БВО;

2. Расчеты тракта всаса при ра-боте ПОС и СПЦВ от БВО для раз-личных атмосферных условий;

3. Расчеты КВОУ при изменен-ных трактах ПОС и СПЦВ от БВО.

Этап 1

На первом этапе исследоваласьравномерность раздачи воздуха в от-верстиях ПОС и тракта подогревавоздуха от БВО, т.е. расчет прово-дился исключительно для этих трак-тов, без привязки к КВОУ.

Из рис. 5, 6, на которых приве-дены линии тока и векторы скоро-сти участка ПОС, следует, что рас-пределение расхода воздуха доста-точно равномерно. Средняя ско-рость потока на выходе из раздаю-щих отверстий составила 22,8 м/с.Массовый расход по ярусам соста-вил: 1-й – ~19 %; 2-й – ~19 %; 3-й –~20 %; 4-й – ~21 %; 5-й – ~21 %.

На рис. 7 приведена геометрия и векторы скорости по тракту подо-

Температура наружного воздуха, °С 0 –10

Расход циклового воздуха, кг/с 56 60

Массовый расход, кг/с 0,90 (1,6 %) 0,96 (1,6 %)

Температура, °С 422 401

Таблица 1

Рис 4. Конструкция нового КВОУ

Рис 5. Векторы скорости воздуха в обвязке ПОС Рис 6. Линии тока воздуха в обвязке ПОС



грева воздуха от БВО. На раздающихответвлениях выполнены сквозныеотверстия размером 35×400 мм и сужение тракта по мере раздачивоздуха.

Средняя скорость потока воздухана выходе из тракта отбора от БВОсоставила 20,2 м/с. Массовый рас-ход воздуха по линиям раздачи составил: 1-я – ~24,2 %; 2-я – ~23,8 %;3-я – ~25,9 %; 4-я – ~26,1 %.

Расчет показал, что распределе-ние расхода воздуха в коллектореСПЦВ от БВО также достаточно рав-номерно.

Этап 2

На втором этапе были прове-дены расчеты тракта всаса при ра-боте ПОС и СПЦВ от БВО для раз-личных атмосферных условий. Порезультатам расчета конструкциятрактов была доработана в части ко-личества, местоположения и диа-метра отверстий подачи горячеговоздуха, а также длины раздающихтрубок (рис. 8).

Этап 3

На заключительном этапе былипроведены расчеты КВОУ при изме-ненных трактах ПОС и СПЦВ отБВО. Как и на предыдущем этаперасчет проводился при температуреатмосферного воздуха 0 °С и при сле-дующих условиях:

n боковой ветер 5 м/с;n отсутствие работы БВО, боко-

вой ветер 5 м/с;n боковой ветер 0,1 м/с;n боковой ветер 10 м/с. Из рис. 9, на котором приведены

температуры воздуха на входе во вла-гоотделители КВОУ с одной из егосторон, следует, что даже при отсут-ствии подачи воздуха от БВО непро-греваемая площадь на поверхностифильтров уменьшилась, а конструк-ция коллекторов обеспечивает достаточно равномерное распреде-ление горячего воздуха под козырь-ками КВОУ.

В табл. 2 приведены параметрывоздуха, полученные в результате

расчета, из которых видно, что рассматриваемая конструкция кол-лекторов ПОС обеспечивает необхо-димое повышение температуры воз-духа не менее 6 °С на всех режимахработы.

Выводы

1. Для снижения риска обмерза-ния фильтр-элементов была разра-ботана конструкция КВОУ с разветв-ленной противообледенительной

Скорость бокового ветра, м/с 0,1 5 5 (без БВО) 10

Средняя температура воздуха на входе 11,9 12,2 6,8 11,9во влагоотделители, °С

Температура воздуха на входе в двигатель, °С 11,9 12,0 6,7 11,4

Максимальная температура на влагоотделителях, °С 34,2 39,7 30,0 41,0

Таблица 2

Рис 7. СПЦВ от БВО

Рис 8. Доработка трактов по результатам расчетов



системой и разнесенными ступе-нями фильтрации;

2. По результатам исследованиябыла подтверждена равномерностьраздачи воздуха в отверстиях ПОСи тракта подогрева воздуха от БВО;

3. По результатам серии числен-ных экспериментов тракта всаса, вы-полненных в пакете вычислитель-ной гидродинамики Ansys CFX, былапроведена корректировка коллекто-ров ПОС и определена наиболее эф-фективная конструкция КВОУ в ча-сти снижения риска обмерзанияфильтр-элементов;

4. В перспективе планируетсяприменение рассматриваемого КВОУв составе новых ГПА серии «Урал»разработки НПО «Искра».Рис 9. Распределение температур воздуха на входе во влагоотделители КВОУ

при различных режимах и скоростях бокового ветра

ТУРБОновостиВ середине апреля началась транспортная операция

по доставке основного оборудования, изготовленногоGeneral Electric, на строительную площадку ЯкутскойГРЭС-2. ЗАО «Якутская ГРЭС-2» (заказчик-застройщикодноименного объекта, ДЗО ОАО «РусГидро», нахо-дится в доверительном управлении ОАО «РАО Энерге-тические системы Востока») приняло четыре комплектагазотурбинных установок в морском порту Хьюстона(Техас, США). Судно с оборудованием уже вышло в море.

ГТУ являются самым важным оборудованием буду-щей электростанции. В комплект каждой газотурбиннойустановки LM-6000 входят газовая турбина, компрессорвоздуха и турбогенератор.

Cудно с оборудованием пройдет по Панамскому каналу, пересечет Тихий океан и, минуя крупнейшийморской порт Южной Кореи – Пусан, достигнет Влади-востока. Ориентировочный срок прибытия – серединамая.

Доставку ГТУ осуществляет компания «Инстар Лод-жистикс», имеющая опыт перевозки аналогичного газотурбинного оборудования с заводов GE в США и Европе. Выгрузку предполагается провести на универ-сальном терминале Владивостокского морского торго-вого порта. Порт имеет всю необходимую инфраструк-туру для обработки проектных грузов.

Далее газотурбинные установки и сопутствующееоборудование будут доставлены в Якутск по железнойдороге и автотранспортом. Прибытие ГТУ на строи-

тельную площадку Якутской ГРЭС-2 ожидается в концеиюня.

В Якутске продолжается монтаж металлоконструк-ций зданий объединенного корпуса будущей электро-станции и электротехнических устройств. На основнойплощадке ведутся работы по устройству фундаментныхплит главного корпуса и резервуаров дизельного топ-лива, а также свайного основания пункта подготовкигаза. Установлено свайное основание газодожимной ком-прессорной станции. На второй площадке заканчива-ется устройство фундамента здания объединенного кор-пуса, идут работы на фундаментах баков подпиткитеплосети.

В мае ожидается завершение бетонных работ поустройству силовых плит главного корпуса, а также мон-тажа металлоконструкций объединенного корпуса (вто-рая площадка).

Якутская ГРЭС-2 (первая очередь) – один из четырехпроектов инвестиционной программы ОАО «РусГидро»по строительству новых энергообъектов на ДальнемВостоке, реализуемых совместно с ОАО «РАО Энерге-тические системы Востока». Электрическая мощностьпервой очереди новой ГРЭС составит 193 МВт, тепловая– 469 Гкал/ч (с учетом пиковой водогрейной котель-ной). Новая станция позволит заменить выбывающиемощности действующей Якутской ГРЭС, создать резерви повысить надежность энергоснабжения потребите-лей.

Основное оборудование для Якутской ГРЭС-2 изготовлено и отправлено на стройплощадку



На основании ряда выполнен-ных проектов, по которымпоставлены котлы-утилиза-

торы (КУ) для действующих ТЭЦ,ОАО «ЭМАльянс» и ОАО ТКЗ «Крас-ный котельщик» (входят в составОАО «Силовые машины»), выде-ляют следующие основные темы, ко-торым уделяется особое внимание:

1. Поддержание постоянных па-раметров пара на выходе из КУ (приподаче пара из КУ в существующийобщестанционный паропровод);

2. Исполнение КУ и его отдель-ных узлов, позволяющее выполнитьего компоновку и монтаж в стеснен-ных условиях;

3. Использование питательнойводы, конденсата от существующихводоподготовительных установок.

Обеспечение постоянных параметров пара на выходе из КУ

Необходимость поддержания по-стоянных параметров пара на выходеиз КУ требуется, когда пар из КУ по-дается в существующий общестан-ционный паропровод. Как правило,используемый состав оборудованияназывается газотурбинной надстрой-кой (ГТ-надстройка). В ее состав вхо-дят ГТУ и КУ, который используеттепло дымовых газов за ГТУ для вы-работки пара. Перегретый пар пода-ется в общий коллектор (т. н. «схемас поперечными связями») и далее насуществующие паровые турбины.

ГТ-надстройки, использующиесядля модернизации действующих

ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКОЕ

ОБОРУДОВАНИЕ Особенности проектированиякотлов-утилизаторов для ПГУ, устанавливаемыхна действующих ТЭЦ

Д. А. Горр – ОАО ТКЗ «Красный котельщик»

Строительство парогазо-вых установок являетсянаиболее распростра-ненным способомувеличения установленноймощности действующихТЭЦ, работающих наприродном газе. В составтехнологической схемымоноблочной ПГУ входитгазотурбинная установка,котел-утилизатор, которыйиспользует теплодымовых газов за ГТУ для выработки пара, и паровая турбина.

Рис. 1. Принципиальная тепловая схема ПГУ с котлом-утилизатором



ТЭЦ с поперечными связями,можно назвать наиболее простым и экономически эффективным спо-собом переоборудования ТЭЦ с це-лью замены отработавшего срокслужбы оборудования, или увеличе-ния вырабатываемого объема элек-трической и тепловой энергии.

Примером такого проекта, длякоторого ОАО ТКЗ «Красный ко-тельщик» изготовило котел-утилиза-тор, является ГТ-надстройка Перм-ской ТЭЦ-9 (фото 1). Котел-утили-затор установлен за газотурбиннойустановкой ГТЭ-160 производстваОАО «Силовые машины».

Котел-утилизатор спроектиро-ван ОАО «ИЦ «ЭМАльянс – БСКБКУ» (Барнаул) по лицензии амери-канской компании Nooter Eriksen.Котел выполнен двухконтурным, го-ризонтальной компоновки с есте-ственной циркуляцией. Вместе с кот-лом спроектирована и поставленадымовая труба высотой 90 м.

Котел-утилизатор и дымоваятруба проектировались с учетом осо-бенностей и инфраструктуры Перм-ской ТЭЦ-9.

Как говорилось выше, работакотла-утилизатора на общий паро-провод подразумевает необходи-мость поддерживать неизменные номинальные параметры пара –давление и температуру при работе,в частности, и на пониженных на-грузках, и при разных температурахокружающего воздуха. При суще-ственном изменении температуры ирасхода дымовых газов от ГТУ этотребование обусловливает необхо-димость наличия в конструкциикотла дополнительного источникатепла для поддержания температурыгазов на одном уровне – дожигаю-щего устройства, устанавливаемогово входном газоходе КУ.

К о н с т р у к ц и и д о ж и г а ю щ и хустройств (ДУ) разных производи-телей различаются в деталях, но ти-повым решением для них являютсяряды горизонтально расположен-ных пилонов, в которых с некото-рым шагом располагаются сопла, образующие по всему сечению газо-хода своеобразную матрицу.

В КУ Пермской ТЭЦ-9 количе-ство пилонов по вертикали – 3, со-пел на каждый пилон приходитсяоколо 100 шт.

В данном случае ДУ не исполь-зует дополнительный воздух для го-рения. Сложной задачей являетсяравномерное распределение тогонебольшого количества кислорода,которое находится в дымовых газахот ГТУ. Поле скоростей за газовойтурбиной достаточно неравномерно(турбулизировано). Для его вырав-нивания до требуемых величин вовходном газоходе установлены распределительные решетки. Аэро-динамика выравнивающих решетокдополнительно проверялась на мо-дели (фото 2а, б). При продувкетракта воздухом моделировались ре-альные углы закрутки потока газо-вой турбиной. Визуализация пото-ков проводилась при помощи дыма.

Особенности компоновки КУ в стесненных условиях

На примере этого же проектарассмотрим особенности конструк-ции КУ для его компоновки в стес-ненных условиях.

Котлы-утилизаторы конструкцииNooter Eriksen (рис. 2) отличаютсякомпактностью из-за следующих кон-структивных особенностей:

n один-два водоопускных стоякабольшого диаметра с раздачей водыпо блокам короткими патрубками и прямые пароотводящие трубыпрактически не требуют места длятрассировки, уменьшая высоту котла;

n основные несущие балки кар-каса снижены до уровня верхнихколлекторов поверхностей нагрева,что также способствует снижениюобщей высоты котла;

n зазоры между блоками моду-лей составляют всего несколько сан-тиметров – эта особенность кон-струкции уменьшает ширину газо-хода КУ;

n выходной газоход имеет уголраскрытия 120°, что позволяет раз-местить дымовую трубу непосред-ственно за котлом на минимальномрасстоянии.

При идентичных параметрахработы котлы-утилизаторы верти-кальной компоновки не имеют пре-имуществ по габаритам в сравне-нии с конструкцией рассматри-ваемых КУ (рис. 3). Кроме того,

Фото 1. Главный корпус ГТ-надстройки Пермской ТЭЦ-9

Фото 2. Эффект от выравнивающихрешеток: а) до установки; б) послеустановки

Рис. 3. Сравнительные габаритные характеристики КУ вертикального (n) и горизонтального (n) типа

а)

б)



конструкция может быть адаптиро-вана к требованиям по ограниче-нию занимаемого пространства в одном направлении за счет дру-гого. Это особенно актуально приустановке КУ в существующем зда-нии при модернизации действую-щих ТЭС.

Применительно к проекту КУПермской ТЭЦ-9 компоновка котлабыла ограничена высотой здания. В связи с этим в КУ применялисьтрубы с длиной оребренной части17 м вместо требуемых 20–22 м. Дляобеспечения параметров пара поконтурам КУ уменьшение высоты

котла было скомпенсировано уве-личением ширины газохода.

В рамках проекта реконструкцииОмской ТЭЦ-3 с установкой ПГУ-90спроектированы для размещения в существующем главном корпусеТЭЦ и поставлены два котла-утили-затора. Котлы Е-38,3/8,1-5,5/0,63-521/230 – двухконтурные, горизон-тальной компоновки с естественнойциркуляцией в контурах, предна-значены для работы на скользящихпараметрах пара высокого давления.

С учетом особенности размеще-ния газовой турбины и расположе-ния выхлопа возникла необходи-

мость в проектировании, изготовле-нии и поставке переходного диффу-зора между ГТ и КУ длиной около12 м (рис. 3). Паровая турбина рас-положена на значительном расстоя-нии от котлов – длина подводящихпаропроводов ВД и НД к паровойтурбине 100–160 м в зависимости отномера КУ (дубль-блок).

В проекте реконструкции Влади-мирской ТЭЦ-2 установка котла-ути-лизатора предполагалась также в су-ществующем корпусе. По причинеразмещения КУ и КВО в существую-щем здании, а также минимизацииаэродинамического сопротивленияпо тракту дымовых газов дымоваятруба имеет переменное сечение(прямоугольное сечение у основа-ния и до прохода через кровлю, круг-лое сечение – выше кровли).

В стесненных условиях суще-ствующих корпусов монтаж наибо-лее крупногабаритных и тяжелыхэлементов (поверхностей нагрева)возможен сбоку, а не сверху КУ.При монтаже сбоку в первую оче-редь монтируются стеновые панелиограждения со стороны, противо-положной монтажной площадке, за-тем монтируются временные мон-т а ж н ы е о п о р ы и в р е м е н н а ямонтажная кран-балка. Блок модуляподается в здание котельного цеха.В котельном цехе при помощикран-балки блок модуля устанавли-вается в горизонтальное положе-ние. Кран-балкой блок модуля заво-д и т с я с б о к у в г а з о х о д к о тл а -утилизатора и устанавливается в проектное положение. Послеустановки всех блоков поверхностинагрева при помощи кран-балкиустанавливается боковая обшивоч-ная панель котла-утилизатора.После монтажа всех модулей по-верхности нагрева КУ кран-балкадемонтируется с каркаса котла-ути-лизатора и временных опор, затемдемонтируются временные опоры.Монтаж барабанов котла-утилиза-тора производится автокраном иликран-балкой котельного цеха. Нафото 3 приведен пример монтажаблока модуля котла- утилизаторасбоку.

Рис. 2. КУ ГТ-надстройки Пермской ТЭЦ-9

Фото 3. Монтаж блока модуля котла-утилизатора сбоку



Использование питательнойводы от существующих водоподготовительных установок

Современные технологии веде-ния водно-химического режимов(ВХР) ПГУ отличаются от тради-ционных, принятых в российскойэнергетике. Самым распространен-ным ВХР на существующих ТЭЦ яв-ляется комбинация гидразино-амми-ачной обработки питательноготракта и дозирования фосфатов в ис-парительный тракт. Нередко при рас-ширении станции заказчик стараетсяоставить традиционный ВХР, пред-полагая использовать существующееоборудование для химподготовки пи-тательной воды или не желая отхо-дить от проверенной десятилетиямипрактики. Похожим образом сложи-лась ситуация с ВХР ГТ-надстройкиПермской ТЭЦ-9. Согласованныйводно-химический режим предпола-гает частичное использование тради-ционных параметров качества и в тоже время, насколько это возможно,приближение показателей к совре-менным рекомендациям.

В данном случае не удалось отка-заться от применения гидразина в ка-честве поглотителя кислорода из-завозможности смешения конденсатаи питательной воды от существую-щих блоков ТЭЦ с новой очередьюперед подачей в КУ. Применение гид-разина в качестве химического по-глотителя кислорода для котлов-ути-лизаторов нежелательно, посколькузаметно ускоряет эрозионно-корро-зионный износ (ЭКИ) труб поверх-ностей нагрева. Это явление присущепочти исключительно котлам-утили-заторам, поскольку имеет максимумв зоне температур 130…160 °С принизком давлении.

Для снижения скорости ЭКИбыли снижены скорости сред по во-дяному и испарительному трактам и применены трубы с содержаниемхрома для испарителя низкого дав-ления.

Для КУ Пермской ТЭЦ-9 влия-ние ЭКИ ослаблено повышенной ве-

личиной давления в контуре НД,при этом скорость протекания ЭКИнаходится вне зоны максимальныхвеличин.

Оценивая возможность исполь-зования питательной воды и конден-сата от существующих водоподгото-вительных установок, ОАО ТКЗ«Красный котельщик» проводит ана-лиз основных показателей качестваводы, а также оценку скорости обра-зования отложений и их удаления с привлечением специализирован-ных организаций.

Заключение

В табл. приведены сравнитель-ные данные по Пермской ТЭЦ-9 до и после строительства ГТ-над-стройки, которые показывают эф-фективность ее внедрения.

Видно, что увеличение КПД ис-пользования топлива после рекон-струкции ТЭЦ с ГТ-надстройкой до-стигает значительных величин засчет внедрения бинарного цикла вы-работки электроэнергии.

Известно, что более 60% элек-троэнергии в России вырабатыва-ется на электростанциях, сжигаю-щих природный газ, и в большинствесвоем они работают по схеме с об-щим паропроводом. С учетом такойраспространенности условий и про-гнозируемого экономического эф-фекта очевидно, что тема расшире-ния существующих КЭС и ТЭЦнадстройками ГТУ и КУ весьма актуальна, а существующий опытпроектирования и изготовления кот-лов-утилизаторов ОАО ТКЗ «Крас-ный котельщик» будет способство-вать его достижению.

Рис. 3. Котел-утилизатор ПГУ-90 Омской ТЭЦ-3

До реконструкции После реконструкцииУстановленная мощность:

– электрическая, МВт 447 607

– тепловая, Гкал/ч 1633 1647

Расход электроэнергии 258 (12 %) 302 (8,7 %)

на собственные нужды, ×106 кВт•ч

КПД использования топлива, % 66,33 74,55


В соответствии с требованиямидействующих регламентов оптовогорынка электроэнергии и мощностиБуденновская теплоэлектростанцияуспешно прошла все регламентиро-ванные комплексные испытания и аттестацию cистемным операто-ром (ОАО «СО ЕЭС»). По результа-там аттестации определена установ-ленная мощность энергоблока – 136 МВт. С 1 марта ТЭС начала по-ставку мощности на рынок.

Буденновская ПГУ-ТЭС вошла в состав «ЛУКОЙЛ-Ставрополь-энерго». Строительство провелоООО «ЛУКОЙЛ-Энергоинжини-ринг». Генеральный подрядчик –компания «Синерджетик про-джектс».

В состав ПГУ входит следующееосновное оборудование: две газотур-бинные установки Siemens типа Industrial Trent 60 WLE (прежнее на-звание ГТУ – Rolls-Royce Trent 60WLE) номинальной мощностью по64 МВт, сопряженные с электриче-скими генераторами Siemens AG;одна паровая турбина SST-400 про-

изводства Siemens AG, сопряженнаяс электрическим генераторомфирмы ABB; два двухконтурныхкотла-утилизатора ПК-93 производ-ства ОАО «ЗиО» (Подольск), пред-назначенные для производства пе-регретого пара высокого и низкогодавления за счет утилизации дымо-вых газов с дожиганием топлива. Основное топливо для ПГУ – попут-ный нефтяной газ с месторождений ЛУКОЙЛа в российском сектореКаспийского моря.

Подготовку (доочистку, компри-мирование) и подачу газа в турбиныпод рабочим давлением 5,8МПа обес-печивает дожимная компрессорнаястанция. ДКС состоит из трех ком-прессорных установок (ДКУ) Ener-project типа EGSI-S-100/1000WA, двеиз которых работают в постоянномрежиме, третья – в горячем резерве.Производительность каждой ДКУ –815 м3/ч.

Особенность проекта – перепаддавления газа на входе. Для поддер-жания постоянного уровня давлениякомпрессорные установки модерни-

зированы – в блок-модуль каждойДКУ встроен узел редуцирования.Проектные параметры газа по чистоте обеспечивают дополнитель-ные элементы системы фильтра-ции – внешние фильтры-сепараторы с дренажной системой.

Поэтапный ввод в эксплуатациюдожимной компрессорной станциитопливного газа провел «Сервис-ЭНЕРГАЗ» – дочернее предприятиекомпании ЭНЕРГАЗ. Инженеры вы-полнили шефмонтаж, пусконаладку,индивидуальные испытания, ком-плексную проверку ДКС в сопряже-нии с генерирующим оборудованиемПГУ-135, обучение эксплуатацион-ного персонала.

Энергообъект полностью обеспе-чит потребности в электрической и тепловой энергии близлежащегонефтехимического завода ООО«Ставролен», также входящего в Группу «ЛУКОЙЛ». По Договору о предостав- лении мощности на оптовый рынок (ДПМ) часть энер-горесурсов будет направляться и дру-гим потребителям региона.

Дожимные компрессорные установки EnerprojectНовая парогазовая установка

ПГУ Буденновской ТЭС введена в эксплуатацию




ВРоссии на газоперекачиваю-щих станциях ОАО «Газпром»и в энергетике эксплуати-

руются отечественные и импортныеГТУ трех типов: легкие – на базе авиа-двигателестроительных технологий,тяжелые (промышленные) – на базеэнергомашиностроительных техно-логий и легкопромышленные – газо-генератор (ГГ) авиационного типаи силовая турбина (СТ) промышлен-ного типа [1].

Примером успешной реализацииустановки легкопромышленного типаявляется ГТУ RB211-H63 (Rolls-Royce)[2]. Начиная с 1974 г. непрерывно со-вершенствовалась проточная частькак ГГ, так и СТ этой газотурбиннойустановки (рис. 1). Сейчас эта уста-новка обладает высокой термодина-

мической эффективностью (КПД41,5 %) при хороших массогабарит-ных характеристиках [3].

Существует совместная разра-ботка НПО «Сатурн» и GE Oil & Gas,в которой ГГ отечественного двига-теля АЛ-31 согласуется с СТ PGT-25производства Nuovo Pignone [1].

Следует отметить, что на сего-дняшний день отечественные пред-приятия выпускают ГТУ либо лег-кого, либо промышленного типа.

Опыт эксплуатации современныхотечественных ГПА на базе авиадви-гателей (легкого типа) показал, чтопо эффективности они не уступаютимпортным аналогам [4]. В то жевремя такие предприятия, как Невский завод, Уральский турбин-ный завод (УТЗ), «Дальэнергомаш»

НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ Возможность создания ГТУдля ГПА и энергетики на базе интеграции отечественных технологий

А. А. Жинов, А. В. Землянский, Ф. В. Мартынов – Калужский филиал МГТУ им. Н. Э. БауманаЭ. А. Манушин – МГТУ им. Н. Э. Баумана

Рис. 1. Проточная часть ГТУ RB211-H63

Рассматриваетсявозможность импорто-замещения путемсоздания газотурбинныхустановок мощностью25...50 МВт для газопере-качивающих станций и энергетики с помощьючисто отечественныхтехнологий авиадвигате-лестроительных и энерго-машиностроительныхпроизводств. Предложеныи проанализированысхемы таких установок,показана возможность их реализации на базеконкретных отечественныхпредприятий. Предло-женные решения расши-ряют кооперацию произво-дителей, интегрируют и дополняют их техноло-гические возможности.



и др. обладают оборудованием, тех-нологиями и конструкторскими раз-работками ГТУ с силовыми турби-нами промышленного типа, которыекак по расходу, так и по мощностимогут согласовываться с отечествен-ными ГГ авиационного типа.

Сейчас остро стоит вопрос им-портозамещения ГТУ мощностногоряда 25…50 МВт, применяемых в энергетике и газоперекачивающихагрегатах.

Для радикального и долгосроч-ного решения этой проблемы нуженпринципиально новый подход, свя-занный с созданием ГТД, которыеудовлетворяют основным требова-ниям эксплуатации в газотранспорт-ной системе и энергетике России. Та-кие двигатели должны создаваться наоснове современных газотурбинныхтехнологий, применяемых в авиа-ционных и судовых ГТД военного на-значения, и с самого начала проекти-роваться с учетом специфики эксплуа-тации на газопроводах и ТЭС [7].

Однако разработка и создание та-ких двигателей потребует значитель-ных инвестиций и времени. В каче-стве начального этапа реанимацииотечественного газотурбостроениявозможно создание установок с ис-пользованием существующего кон-структорского, технологического и производственного задела авиа-двигателестроительных («Салют»,«Сатурн», ПМЗ и др.) и энергомаши-ностроительных (УТЗ, НЗЛ, «Даль-энергомаш» и др.) предприятий пу-тем создания горячей части (газоге-

нераторов) на предприятиях, про-изводящих авиационных двигатели,а силового блока – на предприятиях,специализирующихся на производ-стве стационарных машин.

В МГТУ им. Н. Э. Баумана разра-батываются ГТУ различного на-значения на базе существующих оте-чественных технологий. На кафедретепловых двигателей и теплофизикипрорабатывались варианты ГТУ посхемам 1 ГГ+1 СТ, 2 ГГ+1 СТ и др.,работающие как в простой схеме,так и с впрыском пара в проточнуючасть [8]. При этом использовалисьразработки отечественных энерго-машиностроительных и авиадвига-телестроительных предприятий,что позволило сочетать преимуще-ства обоих типов технологий.

В табл. 1 приведены параметрыотечественных установок на базеавиадвигателей НК-36, НК-18–20 и промышленной ГТУ ГТН-25, кото-рые по мощности (Ne) и расходу воз-духа (G) сопоставимы.

Развитие газотранспортной си-стемы России требует примененияГПА мощностью 25, 32 и 50 МВт [5, 6].

Сейчас «Невский завод» по ли-цензии производит ГПА «Ладога»с ГТУ MS5002E (GE Oil & Gas) промышленного типа мощностью 32 МВт, а для КС «Портовая» импортируются ГТУ Trent 60 (Rolls-Royce) мощностью 50 МВт,так как отечественные предприя-тия не производят ГТУ такой мощ-ности для ГПА.

Рис. 2. Общий вид установки по схеме 2 ГГ+1 СТ

Рис. 3. Сравнение спроектированного двигателя и двигателя MS5002(E) (пунктир)

Тип ГТУ Изготовитель Ne, МВт η,% πк* G, кг/с НК-36 ОАО КМПО 25 35,7 23,1 101,4

НК-18-20 ОАО КМПО 20 32 10 101

ГТН-25 УТЗ 25,5 32,3 12,5 103

Параметры отечественных ГТУ Таблица 1

МодельГТУ

Производитель

Мощность, η, % Расход воздуха Приблизи-

МВт G, кг/с тельный вес, т

MS5002(E) GE 31,5 36 102 67

НК-38СТ (2 ГГ+ 1 СТ) ОАО КМПО 32 38 109 30

MS6001B GE 42,1 32,1 141 96

АЛ-31СТЭ

(2 ГГ+ 1 СТ) ОАО «Сатурн» 40 36 129 29

Trent 60 Rolls-Royce 52,6 42 155 –

ГТУ-25П (2 ГГ+ 1 СТ) ПМЗ 51,2 40 161,4 35

Сравнение характеристик ГТУ Таблица 2



В 60-е годы XX века уже приме-нялись маневренные энергетиче-ские ГТУ, в которых несколько ГГавиационного типа (до 10 шт.) согла-совывались с одной СТ промышлен-ного типа [7].

Отечественные ГПА мощностью16...25 МВт на базе авиадвигателейимеют достаточный опыт эксплуата-ции. Для получения мощности25...50 МВт предлагается ГТУ со схе-мой 2 ГГ + 1 СТ. Силовая турбина такой установки – промышленноготипа, выпускаемая на отечествен-ных энергомашиностроительныхпредприятиях.

В табл. 2 приведены полученныехарактеристики ГТУ на базе отече-ственных установок со схемой 2 ГГ + 1 СТ в сравнении с импорт-ными установками мощностью 32,42 и 52 МВт.

Схема ГТУ 2 ГГ + 1 СТ как аль-тернатива MS5002(E) прорабатыва-лась дополнительно. Общий видустановки на базе ГГ НК-38СТ пока-зан на рис. 2.

Сравнение габаритов обеих уста-новок представлено на рис. 3.

Аналогичные проработки былипроведены для схемы с 2 ГГ АЛ-31СТЭ в сравнении с MS6001B. Былаисследована схема с 2 ГГ АЛ-31СТЭв сравнении с двумя ГТУ АЛ-31СТЭсуммарной мощностью 40 МВт.

На рис. 4 представлено сравне-ние проточных частей установок на базе безредукторного варианта АЛ-31СТЭ по схеме 2 ГГ + 1 СТ

и двух отдельных ГТД одинаковойсуммарной мощности.

Следует отметить, что массогаба-ритные показатели вариантов ГТУпо схеме 2 ГГ + 1 СТ значительнолучше исходных схем с двумя ГТУтой же суммарной мощности.

Область применения установоктакого типа – приводы газоперекачи-вающих агрегатов в системе ОАО«Газпром», приводы электрогенера-торов на пиковых станциях при ба-зовых ТЭС для покрытия потребно-сти в электроэнергии в периодпиковых нагрузок, на промышлен-ных электростанциях модернизируе-мых предприятий.

Производство установок такоготипа позволит задействовать отече-ственные предприятия, специализи-рующиеся на производстве как ста-ционарных машин, так и авиацион-ных двигателей, с использованиемих научно-технического потенциала,обеспечит более эффективную за-грузку имеющегося оборудования,послужит базой для улучшения харак-теристик газогенераторов и сило-вого блока.

Таким образом, используя наи-более отработанные отечествен-ные газогенераторы, мощностью16...25 МВт и предлагаемые вышесхемы (1 ГГ + 1 СТ, 2 ГГ + 1 СТ),можно получить полностью отече-ственные газотурбинные установкимощностью 25...50 МВт для ГПА иэнергетики. Предложенные реше-ния расширяют кооперацию отече-

ственных производителей, интег-рируют и дополняют технологи- че-ские возможности различных пред-приятий.

Литература

1. Каталог газотурбинного оборудо-вания 2003–2004 гг./ Издательский дом«Газотурбинные технологии», 2004.

2. Robert Farmer/ High performanceRB211-H63 gas turbine out in 2012/ GTW№ 2, 2010, р. 14–18.

3. Victor de Biasi Gzero power and serv-ice life upgrade for old RB211 units/ “GasTurbine World”, № 5, 2012, р. 24–28.

4. Антипов Б. Н., Егоров И. Ф. Экс-плуатационная надежность парка ГПА– основа стабильной работы газотранс-портной системы ОАО «Газпром» // Газотурбинные технологии. – 2009.- № 1.- С. 4–9.

5. Стратегии Газпрома // Двига-тель. – 2008. - № 3.- С. 19.

6. Louis Zuurhout. Станционные решения для современных магистраль-ных газопроводов // Газотурбинные тех-нологии. – 2008. - № 9.- С. 26–30.

7. Манушин Э. А. Газовые турбины:проблемы и перспективы.- М.: Энерго-атомиздат, 1986.- С. 168.

8. Гридчин Н. В., Жинов А. А., Землянский А. В. Исследование испари-тельного охлаждения рабочего тела в проточной части когенерационной газотурбинной установки // ВестникМГТУ им. Н. Э. Баумана. Серия Маши-ностроение.- 2012.- № 1.- С. 81–87.

Рис. 4. Сравнение проточной части установок по схеме 2ГГ+1СТ и двух ГТД



Машины, вырабатывающиеили потребляющие энер-гию (электрические генера-

торы, компрессоры, насосы, тур-бины и т. д.), характеризуются в реальных условиях эксплуатацииее внутренними и внешними поте-рями.

Внутренние потери энергииопределяют в основном изотерми-ческий, адиабатный и при опреде-ленных условиях политропныйКПД. Определение этих КПД осно-вано на термодинамике и не вызы-вает никаких трудностей, как и длягазовых центробежных компрессо-ров [1, 4].

Внешние потери энергии, кото-рые определяются мощностью, теряемой на преодоление механиче-ских потерь, имеющих место в под-шипниках, в концевых уплотнениях,устанавливаемых перед подшипни-ками, и в передачах от ведущих валов привода к ведомым, учитываетмеханический КПД для всех машин.При электрическом приводе в систе-мах передач преимущественно при-меняются мультипликаторы с муф-той. От газотурбинного привода к газовому центробежному компрес-сору (ЦК) энергия передается черезудлиненную муфту, называемую про-мвалом. Все муфты, применяемые наГПА, эластичные, в отличие от зуб-чатых, не допускающих незначи-тельных отклонений от соосностивалов.

Анализ работы и контроль системы смазки в подшипникахагрегата позволил сделать ряд замечаний к техническим условиям(ТУ), выбору качества масла и опыту эксплуатации газотурбин-ного ГПА [3, 5].

Пути повышения работоспособ-ности опор ГГПА связаны с заменойминеральных масел на синтетиче-ские. Их дороговизна оправдыва-ется многочисленными преимуще-ствами, на основании данныхзарубежных источников. Синтети-ческие масла обеспечивают защитуподшипников от значительного из-носа; по сравнению с минеральнымиу них выше термоокислительная ста-бильность, противоизносовые и ан-тикоррозионные свойства, низкаясклонность к вспениванию, хорошаядеэмульгируемость. Увеличениесрока смены масла, снижение рас-хода энергии предотвращают значи-тельный рост затрат в эксплуатации,уменьшают расходы на ремонтно-техническое обслуживание, снижа-ется также частота выхода из строяподшипников ГГПА.

Было доказано, что синтетиче-ский смазочный материал обеспечи-вает защиту подшипников от износана протяжении всего теоретическипрогнозируемого срока службы, то-гда как минеральному маслу болеевысокой вязкости это не под силу.Это подтверждается опытом внедре-ния синтетических смазочных мате-

НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ Оценка механических потерь мощности газоперекачивающих агрегатов

Э. А. Микаэлян – РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина

Рассматриваются потериэнергии в газотурбинныхГПА, определяемыемощностью, теряемой напреодоление механи-ческих потерь в подшип-никах, в концевых уплотне-ниях и в передаче.Уделено вниманиеотдельным системамагрегата, влияющимодновременно на механи-ческие потери и внутрен-ние потери агрегата,причинам ростамеханических потерь.Анализируются причины,влияющие на надежность,эффективность системыуправления режимовработы ГПА компрес-сорных станций газотран-спортных систем.



риалов на протяжении последнихдвух-трех десятилетий [2, 7].

Для снижения утечек и повыше-ния надежности торцевых уплотне-ний в турбокомпрессорах создаютпротиводавление снаружи торцевыхуплотнений с помощью воздуха, от-бираемого с последней ступени осе-вого компрессора. Учитывая высо-кое давление компримируемого газав центробежном компрессоре ГГПА,с целью повышения эффективностиуплотнения применяют двухступен-чатое уплотнение для снижения ме-ханических потерь энергии. Сразупосле лабиринтного уплотнения пе-ред подшипником устанавливаютторцевое уплотнение. Наиболее рас-пространено торцевое масляноеуплотнение. Нормальному функцио-нированию системы способствуетподдержание нормального перепададавления масло-газ, что замеряетсясоответствующим манометромΔРпасп

м-г = 0,3–0,4 бар. Масло системыуплотнения должно «передавли-вать» компримированный газ ЦКГГПА, иначе оно будет газирован-ным и ухудшит работу подшипниковагрегата. На практике зачастуюзначительно превышают перепаддавления масло-газ до ΔРфак

м-г = 2–3 бари выше. Непременным свидетель-ством и подтверждением такого на-рушения режима является значи-тельное количество масла с механи-ческими примесями в дренажной ем-кости системы очистки технологи-ческого газа на следующей компрес-сорной станции (КС) по ходу транс-портируемого газа. При этом персо-нал КС отмечает, что у них расходмасла поддерживается в норме. Вы-нужденное превышение предельныхуставок по перепаду давления масло-газ вызывается нарушением техни-ческого состояния рассматриваемойсистемы, имеющихся коммуника-ций.

Абразивный износ в торцевоммасляном уплотнении из-за загрязнен-ности транспортируемого газа сокра-щает ресурс деталей, систем рассмат-риваемого уплотнения. При чистомгазе ресурс превышает 4 тыс. ч.Ведутся работы по совершенствова-

нию технологии нанесения анти-фрикционного слоя из твердыхсплавов с плазменным напылением,что можно проделать при восстано-вительном ремонте.

В последние годы выпускаютсяГГПА с газодинамическим торцевымуплотнением (ГДУ), где противодав-ление компримируемому газу созда-ется за счет нагнетательного газаЦК, у которого повышается давле-ние при проходе зазора между подвижным и неподвижным дискомуплотнения по направлению к цент-ру вращения вала ЦК за счет цен-тростремительной силы [6, 8].

Значительные преимуществаГДУ: отсутствие сложных вспомога-тельных систем масляного хозяй-ства; отсутствие загрязнения газамаслом и загрязняющего масла; по-тери энергии на трение по сравне-нию с масляным уплотнением непревышают 10 %; сокращение работпо обслуживанию; отсутствие кон-такта сопряженных деталей, вслед-ствие чего значительно уменьшаетсяизнос деталей и увеличивается срокслужбы; пренебрежительно малыеутечки газа в рабочем режиме 0,015–0,030 м3/мин.

Проблемы с ГДУ появляются приподготовке агрегата к пуску и в на-чальный момент до достижения мак-симального рабочего давления в ЦК,при котором нагнетательный газ неможет создать необходимое проти-водавление в ГДУ, что вызываетзначительные утечки технологиче-ского газа ЦК. Следующая проблемапри работе ГДУ связана со слож-ностью подготовки уплотнитель-ного газа с высокой степенью очи-стки от механических примесей до2–3 мкм.

Воздух, отбираемый с последнейступени ОК ГТУ, помимо созданияпротиводавлений на концевыхуплотнениях ГГПА, используетсядля многих других технологическихнужд, и надежность работы в этихслучаях влияет на техническое состояние отдельных элементов и ГГПА в целом. Этот воздух исполь-зуется и для работы эжектора отсосамасляных паров в выхлопную трубу

с поддона картеров турбокомпрес-сора и ЦК; для подачи на входе в воз-духозаборную камеру против обле-денения; для подачи в аккумули-рующие баллоны и в воздушный кол-лектор для использования на различ-ные технологические нужды; для ис-пользования в качестве импульсноговоздуха.

Одно из основных его назначе-ний связано с охлаждением горячихдеталей газовой турбины: дисков и рабочих лопаток первой ступени.Сжатый воздух, отбираемый из ОК,также используется для обеспечениянадежной, безопасной работы мно-гоступенчатого ОК с высокой степе-нью сжатия – 8 и выше, с температу-рой в конце сжатия свыше 350 °С.При этом для избежания коробле-ния ОК сжатый воздух с последнихступеней подается для подогрева наначальные ступени корпуса ОК, тем-пература которых на входе по пас-портным данным 15 °С, а фактиче-ски изменяется значительно, осо-бенно для северных районов.

Такая широкая сфера примене-ния воздуха, отбираемого с послед-ней ступени ОК, может ухудшитьэксплуатационные характеристикии надежность работы ГТУ. Это осо-бенно критично для авиационныхГГПА, у которых максимальная тем-пература превышает 1050–1100 °С.Это связано со стремлением повы-сить единичную мощность ГТУ припрочих равных условиях и без повы-шения прочностных характеристиксоответствующих материалов ГТУ.Такое обстоятельство значительноснижает полезную эффективнуюмощность ГТУ с 30–35 % до 25 % и ниже мощности, вырабатываемойгазовой турбиной (ГТ), а также снижается общий ресурс – срокислужбы от 100 тыс. ч у стационарныхГТУ до 30–50 тыс. ч у авиационных[9, 10].

В некоторых случаях сжатый воз-дух, отбираемый с последних ступе-ней ОК, используют в модернизиро-ванной универсальной системеочистки проточной части ОК и в ка-честве активного газа для подачимоющего раствора при промывке



ОК, а также для подачи в эжектор«мягких абразивов» на вход ОК приочистке его проточной части на ра-ботающем агрегате.

После остановки двигателя тече-ние охлаждающего воздуха, отбирае-мого с последней ступени ОК, пре-кращается, а теплота от нагретыхдеталей газовой турбины поступаетв масляную полость. При нормаль-ной остановке двигатель работает в течение примерно 5 мин на ре-жиме малого газа, что позволяет по-низить температуру нагретых узловс 450 °С и более до 300 °С, а стенкикорпуса подшипника, каналов по-дачи масла – до 220 °С. При этом тем-пература полых сопловых лопатоктурбины высокого давления в по-токе газа достигает 750 °С.

Для обеспечения нормальнойбезопасной работы систем, пользую-щихся отбором воздуха с последнихступеней ОК, необходимо вести ре-гулярное обследование, профилак-тику и обеспечение нормальногофракционного состава механиче-ских примесей в воздухе согласно су-ществующих регламентам.

Следует отметить невысокую экс-плуатационную пригодность си-стемы очистки воздуха в воздухоочи-стительном устройстве (ВОУ) ГГПА.Органические механические ча-стицы, содержащиеся в воздухе, на-липают, откладываются в проточнойчасти ОК уже при размере от 5-6 мкми выше. Если механические частицынеорганической природы, соли раз-ных металлов, то при их размере от10–12 мкм и выше происходит кор-розия, эрозия, абразивный износ ло-паточного аппарата и во входномустройстве ОК. А в ТУ ряда ГГПАтребования к очистке воздуха фильт-рами ВОУ значительно занижены,допускается прохождение механиче-ских частиц размером до 20 мкм, а в некоторых случаях до 40 мкм. Достаточно проработать ГГПА в та-ких условиях непродолжительноевремя, и характеристики ОК и ГГПАв целом значительно ухудшатся. Поданным эксплуатации, при загрязне-нии проточной части ОК КПД егоможет снизиться на 3–5 %. Соответ-

ственно, снижение мощности и КПДГГПА составит до 4%. Для борьбы с отмеченным недостатком на КСприменяют сложные системы очи-стки проточной части ОК на рабо-тающем и остановленном агрегате.Периодичность очистки на работаю-щем агрегате с «мягкими» абрази-вами 150–160 ч, а очистку проточнойчасти ОК проводят во время оста-новки ГГПА на ремонт. Эти работысопряжены со значительными из-держками. Исходя из этого, следуетпредложить более совершенную си-стему очистки проточной части ОКГГПА от механических примесей,превышающих хотя бы 10–12 мкм.

При этом гидравлическое сопро-тивление во входном тракте ОК по-высится не из-за загрязнений про-точной части, а за счет повышениякачества очистки с помощью совер-шенных фильтров, и отпадет надоб-ность в большей части работ, связан-ных с очисткой проточной частиОК. Эффективность данного пред-ложения значительно повысится засчет применения совершенных кон-струкций соответствующих фильт-ров с двумя ступенями очистки воз-духа на входе в ОК. Производствотаких фильтров может быть пред-ставлено, например, подольскимпредприятием.

Необходимо разработать системувоздухоочистки, обеспечивающуюработу ОК ГТУ без значительного за-грязнения проточной части в про-цессе эксплуатации при предельномзначении размера частиц в потокевоздуха, не превышающем 10-12 мкм.

Если требования к фракцион-ному составу механических приме-сей в воздухе не повысятся вслед-ствие производственных проблем,необходимо усилить развиваемуюсистему очистки от механическихпримесей, принимая современныеметоды очистки на работающем и остановленном агрегате КС. Со-гласно рекомендаций ООО «ВНИИ-ГАЗ» и заводов-изготовителей,очистку ОК ГГПА следует произво-дить через каждые 330–350 ч работыагрегата. Несоблюдение рекоменда-ций ведет к снижению КПД ГТУ до

1,5 % и перерасходу топливного газадо 300 тыс. м3 в год на агрегат. Уве-личение перепада давлений во вход-ном тракте ОК до 50 % противнормы снижает мощность ГТУ на 1 % и увеличивает расход топливногогаза на 200 тыс. м3 в год на агрегат.

Следует отметить, что качествовоздуха, отбираемого от ОК, влияеткак на механический КПД ГТУ и ЦК,так и на адиабатный КПД ОК, ГТ, наКПД элементов и систем ГГПА и по-литропный КПД ЦК. АдиабатныеКПД ОК, ГТ, политропный КПД ЦКзависят от аэродинамики процессовв этих машинах и определяются наосновании термодинамических со-отношений [1, 11, 13].

Мощность, теряемая на преодо-ление механических потерь, и свя-занный с этим механический КПДГТУ и ЦК зависят от работы целогоряда систем ГГПА: маслосистемсмазки и уплотнения, эжектора от-соса масляных паров с поддона кар-теров агрегата, обеспечивающих на-дежную, эффективную работуподшипников, торцевых масляныхи газодинамических уплотнений.

Увеличение нагрузочных харак-теристик агрегатов (в первую оче-редь температуры газов перед тур-биной, частоты вращения вала и предельного соотношения давле-ний в ОК) приводит, особенно дляавиационных агрегатов, к увеличе-нию отбора сжатого воздуха от ОК,осложнению работы вышеупомяну-тых систем, влияет на снижение рас-полагаемой мощности агрегата и угрожает режиму работы и потреб-ной мощности для компримирова-ния газа с учетом механических по-терь [10, 12].

Хорошо разработанное оборудо-вание, сконструированное, изготов-ленное, превосходно выдержавшееиспытание при сдаче его в эксплуа-тацию и эксплуатируемое согласнодействующим регламентам и ин-струкциям, не должно выйти изстроя во время работы. Тем не менееопыт показывает, что поломок обо-рудования, выхода его из строя из-бежать нельзя даже в пределах на-значенного ресурса.



При контроле режимов работыи состояния агрегата часто невоз-можно установить на ранней стадиинадвигающийся отказ, связанный с зарождением неисправностей и проявляющийся мгновенно. В рядеслучаев приборы могут установитьлишь наличие отказа.

Дефекты оборудования, в основ-ном не поддающиеся обнаружениюна ранней стадии с помощью суще-ствующих КИПиА, проявляютсяпри нарушениях, связанных с меха-ническими повреждениями в сопря-женных деталях, в подшипниковыхузлах, уплотнениях; при нарушенииповерхностей проточной части по-точных машин; при нарушенияхаэродинамики потока, вызванныхнедопустимым, опасным режимомработы.

Дефекты, связанные с такими ме-ханическими повреждениями, какпоявление на ранней стадии разру-шения подшипников, износа лаби-ринтных уплотнений, трещин и про-гаров стенок камеры сгорания,лопаток турбомашин не могут бытьустановлены и обнаружены суще-ствующими приборами и сред-ствами контроля, пока не произой-дут более серьезные нарушения в работе агрегата. Большую рольдолжны сыграть в этом случае спе-циальные методы диагностики, в частности вибродиагностика, поз-воляющая определить неисправ-ность не только прогрессирующуюс течением времени, но и проявляю-щуюся мгновенно.

Широко применяемые методытермогазодинамической диагно-стики, неразрушающего контроля(ультразвуковой контроль, магнито-порошковая диагностика, цветнаядефектоскопия, вихретоковый ме-тод и т. д.) направлены на поиск и обнаружение уже развившихсятрещин и других дефектов, что не-достаточно для обеспечения надеж-ности механических систем и лопа-точного аппарата. Этим можнообъяснить большой процент дефек-тов, приходящихся на долю механи-ческих систем и проточной частиагрегатов в процессе эксплуатации.

При отсутствии методов ранней ди-агностики состояния металла вне-запные усталостные повреждениянеизбежны.

Таким образом, методы термога-зодинамической диагностики и не-разрушающего контроля направ-лены на обнаружении неисправ-ностей ГГПА, прогрессирующих современем. Вибродиагностика уни-версальна, так как позволяет обна-руживать неисправности не толькопрогрессирующие, но и проявляю-щиеся мгновенно. Но при этом не-обходимо соответствующее аппарат-ное, программное и организацион-ное обеспечение. По аппаратномуобеспечению сейчас нет никакихпроблем. Датчики, контролеры из-вестных фирм, например ССС, не-инерционны и мгновенно передаютсигналы о предельных перегрузкахпо напорным, расходным парамет-рам исполнительному прибору дляпредотвращения неустойчивой ра-боты оборудования. Программноеобеспечение вызывает значитель-ные трудности для ГГПА, так как поспектру характеристик вибрации отмногочисленных гармоник и субгар-моник трудно однозначно опреде-лить источник вибрации сложногооборудования. При этом вибрацияносит сложный характер, можетиметь место периодическая, непе-риодическая вибрация, переходнаяили субгармоническая, или случай-ная, что осложняет разработку про-граммного обеспечения. Сложностипри составлении программногообеспечения объясняются и тем, чтокаждый тип агрегата требует своепрограммное обеспечение. Необхо-димо также учитывать, что с нара-боткой каждого типа агрегата исход-ное программное обеспечениеискажается. Третье условие для при-менения вибродиагностики – это ор-ганизационное обеспечение, со-гласно которому прибор долженбыть штатным и записывать показа-ния виброхарактеристик оборудова-ния, на котором установлен, непре-рывно, т. е. не должен быть пере-носным. Во всех ГГПА, преимуще-ственно отечественных, стационар-

ных, согласно ТУ установка штатныхприборов вибродиагностики непредусмотрена.

Прогрессивным методом обнару-жения неисправностей деталей агре-гата в период зарождения дефектаможно считать магнитно-эмиссион-ный. Известны в этом направленииразработки и предложения для ран-ней диагностики НПО «Энергодиаг-ностика», г. Реутов, основанные наиспользовании магнитной памятиметалла к действию фактических ра-бочих нагрузок. Данный способ поз-волит без зачистки поверхностисвоевременно определить вкладышиподшипников, шейки валов, ло-патки, работающие в наиболее на-пряженных условиях и предраспо-ложенные к повреждениям. Оценкасостояния лопаток с использова-нием магнитной памяти металлапредставляет собой экспресс-методи позволяет выполнить во время ре-монта контроль не менее 100 лопа-ток турбин за 3–4 ч, а также подшип-никовых узлов и уплотнений.

Техническое состояние всех рас-смотренных систем ГГПА значи-тельно влияет на величину механи-ческой мощности (Nмех), теряемойпри передаче энергии от привода кГПА – газовому центробежному ком-прессору при определении распола-гаемой эффективной мощностиГТУ.

Nе = Ni + Nмех, ( 1 )где Nе – эффективная мощность

на муфте привода; Ni – внутренняямощность ЦК.

В существующих нормативныхдокументах для ГГПА нет рекомен-даций и предложений по определе-нию мощности, теряемой на преодо-ление механических потерь, кото-рые имеют место в подшипниках, в концевых уплотнениях и в пере-даче, и в равной степени по опреде-лению механического КПД ГПА. А в тех регламентах, где приведенырекомендации для перечисленныххарактеристик ГПА, они приводятсяоценочно в зависимости от внутрен-ней относительной мощности ГПА – газового ЦК (или центробеж-ного нагнетателя) или же приво-



дятся с ошибками ряда характери-стик ГГПА [14], [15, 16, 17].

Так, в п. 5.2.1 [14] КПД ГПА с га-зотурбинным приводом ( ГГПА) вы-числяется по формуле:

ηГГПА = ηе × ηпол, ( 2 )

где ηе – эффективный КПД ГТУ;ηпол – политропный КПД ЦК.

Эффективная мощность намуфте привода вычисляется по фор-муле:

Ne = Ni / ηм, ( 3 )

где ηм – механический КПД ЦК,принимается равным 0,985 или оце-нивается при проведении специ-альных испытаний; или оцениваетсяеще с меньшим значением:

ηм= Ni / Nе = Ni/0,01Ni = 0,99.

( 4 )

Использование в технических ха-рактеристиках, при расчетах показа-телей энергоэффективности и тех-нического состояния, при расчетахдиспетчерских служб по информа-ционным технологиям, при решениирежимных задач систем управленияи определении располагаемой эф-фективной мощности ГГПА работаю-щих на КС газопроводов – это непол-ный перечень работ, проводимыхпри проектировании и эксплуатациигазотранспортных систем с ГГПА, и для правильного решения этих за-дач обязательным условием являетсяопределение механического КПД ЦКне оценочно, а на основании уравне-ния (1): Nмех = Nе + Ni.

Программное обеспечение ин-формационных технологий диспет-черских служб с использованиемзначений механического КПД ЦБНпо оценке (3), (4), а в ряде случаевпри определении КПД ГГПА вообщене учитывает механический КПДГПА – ЦК, что следует из (2), даетошибочное решение без учета мощ-ности, расходуемой при передачеэнергии от привода к центробеж-ному нагнетателю. Все зависит отразницы между фактическим опре-делением мощности, теряемой на ме-ханические потери энергии (Nф

мех),и оценочным его значением (Nоц

мех).При значительной разнице могут

быть сбои в контроле и управлениирежимами работы ГГПА КС, при не-значительных отклонениях, по-влияющих на точность режимных за-дач, при длительном времени будутснижаться показатели надежности,эффективности и качества управле-ния режимов работы ГГПА КС ГТС.

Полученное таким образом непра-вильное решение, отмеченное вышеи используемое в системе управленийдиспетчерских служб ГТС, может по-влиять на надежность, эффектив-ность и качество управления про-изводственных процессов.


1. Микаэлян Э. А. Техническое об-служивание энерготехнологического обо-рудования, газотурбинных газоперекачи-вающих агрегатов системы сбора итранспорта газа. Методология, исследо-вания, анализ и практика.- М.: Топливои энергетика, 2000.- 304 с.

2. Блох Г. П., Боннин М. Дж. Сни-жение энергозатрат и затрат на тех-ническое обслуживание, ремонт оборудо-вания // Нефтегазовые технологии.-2004.- № 6.- С. 62–66.

3. ГОСТ Р 54404-2011. Агрегатыгазоперекачивающие с газотурбиннымприводом. Общие технические условия.

4. Микаэлян Э. А. Повышение каче-ства, обеспечение надежности и безопас-ности магистральных газонефтепроводовдля совершенствования эксплуатацион-ной пригодности.- Серия: Устойчиваяэнергетика и общество. Под ред. проф. Г. Д. Маргулова. – М.: Топливо и энерге-тика, 2001. – 640 с.

5. Микаэлян Э. А. в соавт. Промыш-ленная безопасность компрессорных стан-ций. Управление безопасностью и надеж-ностью / Под ред. А. И. Владимирова, В. Я. Кершенбаума. – М.: Национальныйинститут нефти и газа, 2008. – 640 с.

6. Микаэлян Э. А. Влияние механи-ческих потерь газоперекачивающих агре-гатов на эффективность управленияпроизводством газотранспортных си-стем // Управление качеством в нефте-газовой промышленности.- 2013.- № 3.-С. 33–36.

7. Микаэлян Э. А. Определение характеристик и технического состоя-

ния газотурбинных газоперекачиваю-щих агрегатов компрессорных станцийна базе упрощенной термодинамическоймодели // Управление качеством в неф-тегазовой промышленности.- 2014.- № 1.- С. 44–48.

8. Микаэлян Э. А. Обследование обо-рудования газонефтетранспортных си-стем // Тяжелое машиностроение.-2014.- № 4.- С. 18–25.

9. Микаэлян Э. А. От энергосбере-гающей технологии к ресурсосберегаю-щей, от энергоаудита к ресурсоаудиту// Газовая промышленность.- 2014.- № 4.- С. 70–73.

10. Микаэлян Э. А., Седов В. В.Определение характеристик газотурбин-ных газоперекачивающих агрегатов ком-прессорных станций и газопровода в условиях эксплуатации // Компрессор-ная техника и пневматика.- 2014.- № 4.- С. 14–19.

11. Микаэлян Э. А. Исследованиеэффективности работы газотурбин-ных газоперекачивающих агрегатов газопроводов в условиях низконапорнойтехнологии транспорта газа // Газо-турбинные технологии.- 2014.- № 7.- С. 28–33.

12. Микаэлян Э. А. Модифициро-ванные системы пуска газотурбиннойустановки сжатым воздухом // Про-мышленный сервис.- 2014.- № 4.- С. 32–38.

13. Микаэлян Э. А. Влияние темпе-ратуры наружного воздуха на распола-гаемую мощность газотрубных агрегатов// Энергобезопасность, энергосбереже-ние.- 2014.- № 3.- С. 23–28.

14. СТО Газпром 2-3.5-051-2006.Нормы технологического проектирова-ния магистральных газопроводов.

15. СТО Газпром 2-3,5-113-2007. До-кументы нормативные для проектиро-вания, строительства и эксплуатацииобъектов ОАО «Газпром». Методикаоценки энергоэффективности газо-транспортных объектов и систем.

16. ПР 51-31323949-43-99. Методи-ческие указания по проведению тепло-технических и газодинамических расче-тов при испытаниях газотурбинныхгазоперекачивающих агрегатов.

17. РМГ 43-2001 ГСИ. ПрименениеРуководства по выражению неопределен-ности измерений.



Все явления в осевых компрес-сорах, сопровождающиесяпульсациями параметров газа,

характерным звуком, а иногда и по-ломками лопаток, принято называтьпомпажом. Это название используютдля совершенно различных нестацио-нарных аэродинамических явлений.

Первый тип – это чисто аэроди-намические явления, в которых упру-гость лопаток не имеет особогозначения. К нему относятся вращаю-щийся срыв, местные срывы потокаи т. д. Второй тип – аэродинамиче-ские явления с различными видамифлаттера, аэродемпфирование и др.,где упругость лопаток играет важнуюи существенную роль.

Положение рабочей точки на ха-рактеристике компрессора газовойтурбины изменяется во времени нетолько от перемены температурывоздуха перед компрессором, гене-рируемой мощности, но и от поло-жения входного направляющего ап-парата (ВНА). Если при постоянномчисле оборотов уменьшается расходвоздуха через ступени компрессора,то очевидно, что угол атаки рабочейрешетки будет возрастать. Если уголатаки при обтекании решетки при-ближается к критическому значе-нию, происходит срыв. Отрадно,что срыв происходит не на всех ло-патках решетки, останавливаясь наопределенной группе лопаток, соз-давая тем самым вращающийсясрыв. Локализовать это явление

можно снижая угол атаки потока. В этой связи информация, позво-ляющая предупреждать приближе-ние к зоне неустойчивой работы в свете частых разрушений ГТЭ-110,весьма актуальна.

Система автоматики регулируетрежим работы ГТУ с поддержаниемзаданной мощности, постоянной ча-стоты вращения (при работе ГТЭвне энергосистемы) и температурывыхлопных газов с помощью пово-ротного входного направляющегоаппарата перед компрессором. Стан-дартная универсальная характери-стика ГТУ и графики (формулы)приведения ограничения мощностидля ГТЭ-110 не учитывают особен-ностей работы ГТЭ в составе ПГУ,поскольку при подобных многофак-торных воздействиях на изменениережима не выполняется условие ихподобия. Наиболее надежным спо-собом получить характеристики сту-пени компрессора является опреде-ление их в процессе испытанийкомпрессора на специальных стен-дах. Выстроить положение точекили зафиксировать их перемещениев масштабах относительной харак-теристики компрессора для разныхрежимов возможно исключительнопри известном расходе воздуха в компрессор. Данный параметр неизмеряется в штатной системеуправления энергоблока, однако егокосвенный показатель – избытоквоздуха в продуктах горения –

НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ Метод определения количества воздуха, поступающего в компрессорГТЭ-110

И.В. Будаков – независимый эксперт

В последнее время всечаще вводятся в эксплуа-тацию энергоблоки на базе ПГУ. Помимовыработки электроэнергиигазовые турбины регули-руют температуру выхлоп-ных газов, поступающих в котел-утилизатор дляпроизводства пара.Характер работы газовыхтурбин на таких электро-станциях несколькоотличается от режимаработы в открытом цикле,поэтому изучение неуста-новившихся аэродинами-ческих явлений в осевыхкомпрессорах ГТЭпредставляет большойпрактический интерес.Особенно это касаетсяотечественной ГТЭ-110,коэффициент надежностикоторой желательноповысить.



можно вычислить, исходя из содер-жания кислорода в уходящих газах.Такой параметр контролируетсяштатной системой АСУ ТП, что поз-воляет в дальнейшем вычислить количество воздуха, поступившего в компрессор ГТЭ.

Используя современную АСУТП, вполне реально транслироватьсостояние компрессора относи-тельно границы зоны устойчивой ра-боты в режиме текущего времени. С применением ее архивной базыпоявляется возможность монито-ринга работы компрессора за опре-деленный период работы. Нижепредставлен алгоритм расчетов дляопределения расхода воздуха, посту-пающего в компрессор газовой тур-бины.

Для расчета понадобится такиеисходные данные, как химическийсостав газа и его физические свой-ства. Каждой электростанции, гене-рирующей мощность посредствомиспользования в качестве топливаприродного газа, предоставляется«Паспорт качества газа», в которомуказаны свойства газа, серосодержа-

щие включения, молярная доля не-горючих примесей СО2, N2 и т.д. Химический состав газа можно кор-ректировать по запросу у газотранс-портной компании, транспортирую-щей газ к потребителю.

Определение объемного расхода воздуха, поступающегов компрессор

Теоретический объем воздуха V0,необходимый для сгорания 1 м3 газа,определяется по формуле, нм3/нм3:

V0 = [0,5CO + 0,5Н2 + 2СН4 + + Σ((m + n/4) СmНn) + ( 1 )

+ 1,5H2S – O2]/21.

Например, для состава газа(табл.) V0 = 9,4462 нм3/нм3.

Коэффициент избытка воздухаопределяется по кислородной фор-муле:

αГТ = [атмkО2/(1 – β) × × (атмkО2 – вгkО2)]

( 2 )

Здесь атмkО2 – концентрация кис-лорода в атмосферном воздухе, %,вгkО2 – концентрация кислорода в выхлопных газах ГТ, %, β – доляотбираемого воздуха работающейантиобледенительной системы ГТ.β ≈ 2,4•10–2, уточняется индивиду-ально для каждого эксперимента в зависимости от загрузки газовойтурбины (точнее от давления воз-духа за 10-й ступенью компрессора).

Рис. 1. Мнемосхема блока ПГУ-325

Объемная доля, % Плотность, кг/м3

Метан СН4 98,9 0,716

Этан С2Н6 0,13 1,342

Пропан С3Н8 0,01 1,967

Бутан C4H10 0,01 2,593

Углекислый газ CO2 0,08 1,964

Азот воздуха N2 0,87 1,257

Состав природного газа, сжигаемого в КС ГТЭ-110



Величины следует принимать со-гласно показаниям приборов, указан-ных на мнемосхеме (рис. 1). В связис тем что ГТУ-11 не работает, содер-жание кислорода в атмосферномвоздухе (в данном примере) соответ-ствует значению, определенномуприбором «Содержание кислородав уходящих газах КУ-11», следова-тельно, атмkО2 = 20,98 %.

Показания газоанализатора kks12HNA01CQ001A «Содержание кис-лорода в уходящих газах КУ-12» фик-сирует наличие кислорода в выхлоп-ных газах 14,85 %. Применяяпоказания этого прибора, прини-маем, вгkО2 = 14,85 %.

Поскольку антиобледенительнаясистема в летний период не исполь-зуется (см. дату на рис. 1), β = 0. Наосновании вышеизложенного коэф-фициент избытка воздуха состав-ляет:

αГТ = [20,98/(1 – 0) × ×(20,98 – 14,98)] = 3,4225. Удельный расход воздуха, посту-

пающего в компрессор турбины присжигании 1 м3 природного газа,м3/м3,

vB = αГТ V0 (3)

равен vB = 32,33 м3/м3. Подстав-ляя это значение в (4), определяемобщее количество воздуха, посту-пающего в компрессор турбины за 1 с, м3/с:

GVB = vB Gпг, ( 4 )

где Gпг – расход природного газав камеру сгорания ГТ, нм3/ч. Значе-ние принимается по показанию при-бора kks 12МВР01CF001A Gпг = 28310нм3/ч (7,864 нм3/с).

Нормальные значения выби-раются в соответствии с ГОСТ 8.395-80 (t = 20 °C, р = 101,325 кПа, 760 ммрт. ст., ϕ = 60 %), поэтому плотностьприродного газа указана при +20 °C,следовательно, на первом этапеопределяется объемный расход воз-духа, поступающего в компрессор,GV

B = 254,237 нм3/с (соответствую-щий параметрам ГОСТ 8.395-80).

Массовый расход воздуха вычис-ляется исходя из его физическихсвойств при нормальных условияхρв =f(р, t, ϕ) по формуле

GB = GVB ρв, кг/с. ( 5 )

Определение плотности воздуха

Исходные данные для расчета:Ратм, Татм – давление (бар) и температура (К) наружного воз-духа – принимаются исходя из по-казаний приборов АСУ ТП ПГУ; μсв = 28,9645 г/моль, μп = 18,01528г/моль – молярная масса сухоговоздуха и водяного пара; μR = 8,31Дж/(моль•К) – газовая постоянная;ϕ – относительная влажность на-ружного воздуха, %.

Последовательность расчета: потемпературе наружного воздуха на-ходится давление насыщения водя-ных паров в воздухе РНП = f(Т); далееопределяется давление перегретогопара в воздухе: РП =РНП × ϕ; затемрассчитывается давление сухого воз-духа РСВ = Ратм – РП. Значение абсо-лютного влагосодержания воздуха dнаходится по формуле

d = (РП μП) / (РСВ μСВ), г/кг. ( 6 )

Необходимая для определениямассового расхода плотность воз-духа рассчитывается по формуле

Рис. 2. Части мнемосхем АСУТП ПГУ-325: а – температура газов потракту котла-утилизатора;б – параметры наружного воздуха; в – температура выхлопныхгазов ГТЭ-110; г – параметры БВД и воды за ЭВД; д – средняя температура газовперед пароперегревателемкотла-утилизатора



PНВ = [Ратм 105(1 + d)] /

[(RСВ + RПd)Т], кг/м3 ( 7 )

где газовые постоянные для су-хого воздуха Rсв и водяного пара Rпсоответствуют:

Rсв = 287,055 Дж/(кг•К),

Rп = 461,520 Дж/(кг•К)

Плотность воздуха при нормаль-ных условиях равна ρ20° = 1,1978кг/м3. Для сравнения: плотность ат-мосферного воздуха по условиямИСО р = 1,013 бар, t = 15 °С и отно-сительной влажности воздуха 60%составляет ρнв = 1,2198 кг/м3.

Массовый расход воздуха, посту-пающего в компрессор, приведен-ный к нормальным условиям и условиям ИСО, соответственно GНУ

B = 304,52 кг/с и GИСОB = 310,17

кг/с. Поскольку плотность газа данапри 20 °С, то справедливо прини-мать за истинные значения массо-вый расход воздуха при нормальныхусловиях GНУ

B .Действительная плотность ат-

мосферного воздуха при р = 0,993бар (748 мм рт. ст.) t = 16,5 °С и относительной влажности 70 %составляет ρднв=1,1883 кг/м3. Объ-емный расход воздуха, поступаю-щего в компрессор ГТЭ-110, вычис-ляется по формуле

GVB = GНУ

B / ρднв (8) .

GVB = 256,27 м3/с.

Полученная величина важна дляопределения скорости потока научастках воздуховода, однако плот-ность воздуха необходимо корректи-ровать для каждого участка исходяиз значений падения полного давле-ния рассматриваемого участка.

Массовый расход воздуха приполном открытии ВНА (0°) в соот-ветствии с Техническими условиямина ГТЭ-110 равен 360,8 кг/с. С изме-нением температуры воздуха массо-вый расход воздуха в компрессорснижается. Так, для температуры16,5 °С расход воздуха при ВНА (0°)составит 358,7 кг/с.

Погрешность расчета предло-женного метода определяется припомощи уравнения теплового ба-ланса (Qг = Qв) между выхлопнымигазами, поступающими в котел-ути-лизатор (с одной стороны), и паро-водяной составляющей котла-утили-затора (с другой стороны) с исполь-зованием показаний контрольно-из-мерительных приборов АСУ ТП.

Полезное тепло, отданное вы-хлопными газами, определяется поуравнению

Qг = Gвг•(iвх – iвэ), кВт, ( 9 )

где Gвг – массовый расход вы-хлопных газов ГТЭ-110 (Gвг = GНУ

B +Gд

ПГ = 316,46 кг/с); i – энтальпия вы-хлопных газов: перед пароперегре-вателем КУ iвх = 853 кДж/кг (при t = 504 °С, рис. 2д) и за экономайзе-ром высокого давления (ЭВД) iвэ = 530,7 кДж/кг (при t = 221 °С,рис. 2а).

Тепло, переданное питательнойводе и пару высокого давления, рас-считывается по формуле

Qв = [Qпп + Qпв +Qнп +

+ QБВД]/(1 – q5), кВт. (10)

Здесь тепло переданное перегре-тому пару, кДж/с:

Qпп = Dпп•(hпп – h'); (11)

тепло, переданное питательнойводе, кДж/с:

Qпв =Wпв•(hвэ2 – hвэ1); (12)

тепло, ушедшее с водой «непре-рывной продувки», кДж/с:

Qнп = Wнп•(h' – hвэ2); (13)

тепло, аккумулированное в БВД(т. е. подъем уровня воды в БВД, приотрицательном значении следует по-нимать как снижение уровня воды вБВД), кДж/с:

QБВД =(Wпв – Wнп – Dпп) × × (h' – hвэ2),

(14)

где (рис. 1, 2), Dпп – расход пере-гретого пара, кг/с (Dпп =123 т/ч),Wпв – расход питательной воды в ба-рабан высокого давления (БВД),кг/с (Wпв = 133 т/ч); Wнп – расходнепрерывной продувки БВД, кг/с

(Wнп = 0,02Dпп = 2,46 т/ч); hпп – эн-тальпия перегретого пара, кДж/кг(hпп f(pпп =45,5 бар, tпп=503 °С) =3446,5 кДж/кг); h' – энтальпия на-сыщения воды БВД, кДж/кг(h'f(pБВД =49,7 бар)=1152,6 кДж/кг);hвэ1, hвэ2 – энтальпия воды до и послеЭВД соответственно, hвэ1 f(pвэ1 =60,8 бар, tвэ1 = 152 °С) = 644,3 кДж/кг;hвэ2 f(pвэ2 = 58,4 бар, tвэ2 = 255 °С) =1100,2 кДж/кг; q5 – потеря тепла, за-висящая от наружного охлаждениякотла, принята исходя из суммарнойноминальной паропроизводитель-ности КУ по пару 160,55 т/ч (Dвд =156,5 т/ч и Dнд = 4,05 т/ч). Потеритепла для котлов с соответствующейпроизводительностью принимаютсяисходя из рекомендаций [1] q5 = 0,55 %. Рабочие температуры потракту КУ ниже, чем в котлах, имею-щих топку. Учитывая применение современных, более совершенныхтеплоизоляционных материалов, по-тери тепла в окружающую среду бу-дут ниже, поэтому (несмотря на не-значительное внесение дисбаланса в уравнение) принято q5 = 0,4 %.

Следует отметить, что в данномпримере энтальпия питательнойводы выше энтальпии воды в состоя-нии насыщения БВД, поэтому тепло,затраченное на нагрев питательнойводы до температуры насыщения в БВД для непрерывной продувки и накопления воды в БВД, в данномслучае не учитывается. Избытоктепла питательной воды по отноше-нию к теплу воды БВД учитываетсяв расчетах как образование сухогопара.

Gвг•(iвх – iвэ) = [Dпп•(hпп – hвэ1) +

+ Wпв•(hвэ2 – hвэ1)]/(1 – q5).

Левая часть уравнения равна Qг = 99864,5 кВт (кДж/с),

Правая часть уравнения равнаQв= 99458,0 кВт (кДж/с),

Небаланс (при заданной потеретепла от наружного охлаждения КУ0,4 %) составляет Δ= Qг – Qв = 406,5кВт.

Эффективность метода нахожде-ния действительного расхода воз-духа, поступающего в компрессор,



по количеству используемого топ-лива и содержанию кислорода в ухо-дящих газах можно определить, ис-пользуя формулу относительнойпогрешности теплового парогазо-вого баланса, %:

ε = Δ / Qг, (15)

где Qг – в данной формуле ис-пользуется в качестве расчетной ве-личины представленной методики;Δ – абсолютная погрешность / не-баланс.

Расчеты показывают, что отно-сительная погрешность не превы-шает одного процента и составляетε = 0,41 %, что вполне приемлемодля анализа работы компрессора в режиме текущего времени.

ВыводыПредставленная методика дает

возможность рассчитать расход воз-духа, поступающего в компрессор вовремя работы энергоблока, что поз-воляет проводить натурные исследо-вания компрессора газовой турбины.Такие исследования имеют суще-ственную научную и практическуюценность, поскольку проводятся наэлектростанции в реальных условияхэксплуатации. Работающий энерго-блок в данном случае является объ-ектом исследования, поэтому резуль-таты интереснее любого научногоэксперимента на математической мо-дели или численного.

Наличие архивной базы АСУТП ПГУ-325 позволяет проводить

как натурные испытания ГТЭ-110на частичных режимах в условияхавтономно работающей электро-станции, так и исследования сезон-ных режимов работы. Подобныеиспытания не требуют продолжи-тельных исследований (иногда про-водимых в ночные часы, дабы сни-зить неблагоприятные последствияпри возникновении нестационар-ных условий или в худшем случаеотключении турбогенератора отсети), капитальных вложений, невмешиваются в работу энергоблока.

Предложенный метод может бытьпрактически использован персоналомэксплуатации и наладки, так как тре-буемые параметры берутся из штат-ной системы измерений ПГУ-325.

ТУРБОновости В Юнусабадском районе Ташкента планируют построить новую когенерационнуютепловую электростанцию

Мощность Камыш-Бурунской ТЭЦ планируется увеличить до 126 МВт

Проект-макет новой электростанции

Строительство новой электростанции будет осуществ-ляться за счtт кредита Японского агентства международ-ного сотрудничества (JICA).

Новый объект планируется возвести на заброшенномучастке, прилегающем к территории теплоцентрали № 4.Электростанция будет оборудована четырьмя современ-ными газотурбинными установками единичной мощ-ностью 27 МВт, которые позволят снизить шумовое и виб-рационное воздействие на жилые застройки благодаряприменению шумозащитных технологий и существенносократить вредные выбросы в окружающую среду.

Главная цель проекта – стабильное снабжение потре-бителей столицы Узбекистана тепловой и электрическойэнергией, экономия природных топливно-энергетическихресурсов и создание новых рабочих мест.

Реконструкцию Камыш-Бурун-ской ТЭЦ с увеличением генерирую-щей мощности до 126 МВт планиру-ется провести в течение двух лет.Инвестором выступает АО «Крым-теплоэлектроцентраль», которое се-годня является оператором Камыш-Бурунской ТЭЦ. Стоимость реконст-рукции оценивается в 8,8 млрд руб-лей, затраты окупятся предположи-тельно за 9 лет.

В процессе реконструкции наТЭЦ будут установлены две новые

газотурбинные установки. Про-ектные работы уже выполнены.

Увеличение мощности ТЭЦ – важ-ный шаг в обеспечении энергетиче-ской независимости Крыма. Он поз-волит не только покрыть потреб-ности Керчи, но и поставлять элек-троэнергию в Ленинский районвплоть до Феодосии. Сегодня мощ-ность ТЭЦ составляет 15 МВт, что дляобеспечения города недостаточно.

Кроме того, планируется увели-чить мощность Симферопольской

ТЭЦ на 230 МВт (сейчас 68 МВт) и мощность ТЭЦ Сакских тепловыхсетей – на 84 МВт (сейчас 12 МВт).О р и е н т и р о в о ч н а я с т о и м о с т ь проектов – 16 и 6 млрд рублей.

Инвестиционные соглашения о реализации проектов реконструк-ции Симферопольской, Камыш-Бурунской ТЭЦ и ТЭЦ Сакских теп-ловых сетей уже подписаны сове-том министров Республики Крым и АО «КрымТЭЦ».



Слияние энергетического бизнеса Mitsubishi и Hitachi в начале 2014 года привело к образованию MitsubishiHitachi Power Systems с линейкой мощности 30…330 МВт в простом цикле. Последние достижения компании в среднем мощностном диапазоне – это Н-100 (110), Н-50 и модернизация Н-25 до 42 МВт.

Первая газотурбинная установка H-100 (изначально Н-80) была введена в эксплуатацию в январе 2010 г. наэлектростанции Син-Ойта (Кюсю, Япония). Сейчас ее наработка достигла 38 тыс. часов, наработка всего парка –почти 200 тыс. часов, надежность 99,5 % с 2010 г. Конструктивно H-100 во многом является преемницей Н-25.

Изначально H-100 разрабатывалась в качестве замены для стареющего парка турбин сходного размера, т. е. предполагались возможность установки на существующем основании и соответствие размерам фланцев ГТУдругих поставщиков. Более того, аналогичными являлись и параметры выхлопного газа, чтобы двигатель можнобыло заменить без необходимости внесения изменений в существующий цикл утилизации сбрасываемого тепла.

Для достижения высокого уровня мощности и КПД без значительных изменений условий выходящих газов Н-100 была разработана двухвальной. Из первых 20 проданных установок 19 были предназначены для заменыоборудования на старых электростанциях комбинированного цикла.

Консорциуму компаний, состоя-щему из АО «ЭСК СОЮЗ» и ООО«Каскад-Энерго», одержавшему по-беду в конкурсе на право завершениястроительства Затонской ТЭЦ, доапреля 2017 года предстоит смонти-ровать два парогазовых энергоблокасуммарной мощностью 440 МВт,вспомогательные узлы, а также не-обходимые технические объекты и сети. «ЭСК СОЮЗ» будет отвечатьза инженерно-техническое обес-печение проекта и выполнит про-ектирование, монтажные и пускона-ладочные работы. «Каскад-Энерго»,являющееся лидером консорциума,осуществит общестроительные и электротехнические работы.

Консорциум, созданный специ-ально для участия в данном кон-курсе, несет солидарную ответствен-ность перед заказчиком за осущест-вление проекта. Заказчиком в дан-ном проекте выступает ООО «Баш-кирская генерирующая компания»,которая входит в состав ОАО «Ин-тер РАО». Открытые конкурентныепереговоры в электронной формебыли организованы Центром управ-ления и закупок ОАО «Интер РАО»в феврале с. г.

Затонская ТЭЦ предназначенадля электро- и теплоснабжения пер-спективной застройки микрорайона«Затон» в Уфе. Строительство ТЭЦбыло заморожено в 2009 году.

Новая газотурбинная установка H-100: более высокая мощность и КПД

«Башкирская генерирующая компания»выбрала подрядчиков для завершениястроительства Затонской ТЭЦ



Введение Среди крупных энергетических

установок собственно ГТУ имеют са-мые низкие показатели. Действи-тельно, КПД ГТУ даже при началь-ной температуре газа перед газовойтурбиной 1500 °С составляет около40 %. По отношению к циклу КарноКПД не превышает 50 %. В то жевремя КПД паротурбинного циклапри начальной температуре паравсего 540 °С относительно циклаКарно достигает 66%.

Основная причина такой ситуа-ции в том, что температура газов, по-кидающих газовую турбину, оказыва-ется очень высокой (500–650 °С).Однако этот недостаток можно рас-сматривать и как достоинство, по-скольку высокотемпературный по-тенциал уходящих из ГТУ газов даетвозможность утилизировать эту теп-лоту с относительно высокой эффек-тивностью, что и происходит в ре-зультате присоединения к циклуБрайтона цикла Ренкина. Т. е. совре-менные парогазовые установкипредставляют собой пример высо-коэффективной гибридной уста-новки с очень глубокой степеньюутилизации тепла газов, покидаю-щих газовую турбину.

Высокая экономичность ПГУявилась основной причиной их ши-

рокого распространения в тепло-энергетике. В значительной степениэтому способствует возможность ис-пользования на российских ТЭСсравнительно дешевого газообраз-ного топлива.

Существует очень широкийспектр компоновок оборудованияПГУ, и при их массовом строитель-стве наряду с экономичностью важ-нейшим показателем становится ве-личина удельных капитальныхзатрат и удельной металлоемкости.

Именно с этих позиций рассмот-рим различные варианты использо-вания утилизационной турбины в со-ставе ПГУ, а также возможностьиспользования существующих паро-турбинных блоков ТЭС для работыв составе ПГУ.

Сравнительный анализ возможных схем ПГУ с паротурбинным приводомкомпрессора

Широко распространенные мно-говальные схемы парогазовых уста-новок представляют собой механи-ческий набор ряда газотурбинныхустановок (ГТУ), сбросная теплотакоторых обеспечивает работу утили-зационного паротурбинного блока.

АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ ЦИКЛЫ Парогазовые установки с дополнительным энергетическим котлом и паротурбинным приводомкомпрессора

А. Е. Зарянкин, В. А. Зарянкин, А. С. Магер, М. А. Носкова – Московский энергетический институт

Рассматриваютсявозможные схемы ПГУ с паротурбинным приводомкомпрессора. Показано,что паротурбинный приводпозволяет резко увеличитьмощность ПГУ,работающих на базе однойГТУ, снизить удельнуюметаллоемкость и удель-ную стоимость рассматри-ваемых установок.Приводится анализ новойгибридной схемы ПГУ с дополнительнымэнергетическим котлом,которая может бытьиспользована при модер-низации паротурбинныхблоков тепловыхэлектростанций.



Типичным примером такой ПГУможет служить ПГУ-450Т, структур-ная схема которой содержит две газотурбинные установки V94.2, двакотла-утилизатора, утилизационнуютурбину и два электрических генера-тора [1].

Металлоемкость и капитальныезатраты существенно снижаютсяпри увеличении мощности ГТУ. Так,при использовании в схеме ПГУ ГТУGT26 Alstom мощностью 265 МВтмощность ПГУ составит 430 МВтпри одной ГТУ и одном котле-утили-заторе, одной утилизационной тур-бине и двух генераторах.

Дальнейшее снижение удельнойметаллоемкости ПГУ на базе газо-вой турбины GT26 может быть до-стигнуто переходом к одновальнойустановке, где при сохранении мощ-ности на уровне 430 МВт достаточноодного генератора.

При этом, однако, появляетсяпроблема запуска такой установки и возникают (при большой мощно-сти) сложности с обеспечением виб-рационной надежности длинного валопровода установки.

Обе отмеченные проблемы наи-более отчетливо проявляются в од-новальных ПГУ Siemens, где исполь-зуется сложная, достаточно дорогаяи имеющая большой осевой размеррасцепная муфта, отключающая паровую турбину от общего валопро-вода во время пуска. Соответ-ственно, в этом случае экономия от

уменьшения количества электроге-нераторов резко снижается за счетустановки расцепной муфты и ис-пользования генератора с двухсто-ронним соединением ротора с сило-выми агрегатами, что требует прикапитальном ремонте снятия его с фундамента. Одновальные уста-новки фирмы GЕ не имеют расцеп-ной муфты, но для их запуска требу-ется мощный посторонний источ-ник энергии.

Тем не менее линейная компо-новка основного силового оборудо-вания ПГУ представляется доста-точно перспективной, и при исполь-зовании паротурбинного приводакомпрессора преимущества линей-ной компоновки могут быть весьмабольшими.

Впервые (с 2007 г.) варианты ис-полнения ПГУ с паротурбиннымприводом компрессора подробноанализировались в [2, 3, 4].

Тепловая схема такой установкиприведена на рис. 1. Газовая турбина1 механически связана только с элек-трическим генератором 4, и, соот-ветственно, вся мощность, выраба-тываемая газовой турбиной, исполь-зуется для выработки электроэнер-гии. Т. е. мощность рассматриваемойПГУ равняется полной мощности газовой турбины.

Паротурбинная часть рассматри-ваемой установки состоит из паро-вой турбины 5/6, связанной с воз-душным компрессором 2, котла-ути-

лизатора 9, питательного насоса 8,конденсатора 7.

Рассматриваемый переход к чи-сто паротурбинному приводу ком-прессора возможен только при усло-вии равенства мощностей утилиза-ционной турбины Nпт и воздушногокомпрессора Nк: Nпт = Nк. Для этогоприменительно к конкретной ГТУ,работающей в составе ПГУ, необхо-димо при фиксированном значенииначальной температуры газа передгазовой турбиной Тс заметно сни-зить расчетную степень сжатия ε. Тогда снижается мощность, необхо-димая для привода компрессора, и увеличивается мощность паровойтурбины в связи с ростом темпера-туры газа, покидающего газовую тур-бину, что позволяет поднять началь-ную температуру пара перед паро-вой турбиной.

Значение балансовой степенисжатия воздуха в компрессоре εб, т. е. степени сжатия, при котороймощность утилизационной турбиныстановится равной мощности ком-прессора, зависит как от расчетнойстепени сжатия воздуха в базовойГТУ, так и от начальной темпера-туры газа Тс перед газовой турбиной.

Эта зависимость иллюстриру-ется кривыми на рис. 2, где показано,как меняются расчетная и балансо-вая степень сжатия в ГТУ при изме-нении Тс от 1000 до 1400 °С [1].Видно, что если при указанном диа-пазоне температур расчетная сте-

Рис. 1. Тепловая схема ПГУ с полным паротурбинным приводом компрессора

Рис. 2. Зависимость степени сжатия воздуха в компрессоре от начальной температуры газа tс перед газовой турбиной: 1 – стандартная ПГУ; 2 – ПГУ с полным паротурбиннымприводом компрессора



пень сжатия меняется от 14 до 24,то диапазон изменения балансовойстепени сжатия εб составляет 5–8, а в области высоких температур Тс(> 1250 °С) балансовая степень сжа-тия почти не меняется и близка к εб = 8 [3].

При таком снижении степенисжатия полная мощность газовойтурбины снижается на 20–26 % в за-висимости от исходной степени сжа-тия (потеря мощности с ростом ис-ходной степени сжатия растет). Приэтом, однако, вся мощность газовойтурбины используется только длявыработки электроэнергии, и, сле-довательно, мощность ПГУ с паро-турбинным приводом компрессораравна мощности газовой турбины. Т. е.

NIIПГУ = NII

ГТ = К1 • NIГТ,

где NIГТ – мощность базовой газо-

вой турбины, К1 = 0,74–0,8 – коэф-фициент, учитывающий снижениемощности базовой газовой турбиныпри снижении степени сжатия воз-духа в компрессоре до балансовогозначения.

В свою очередь, базовая мощ-ность ПГУ определяется следующимочевидным соотношением

NIПГУ = 1,33NI

ГТУ =

= 1,33NIГТ (1 – NI

К/NIГТ),

где К2 = NIК/NI

ГТ = 0,6…0,65 [2, 3], NI

К – мощность воздушного компрес-сора в базовой ГТУ. Тогда относи-

тельный прирост мощности ПГУбудет равен

NIIПГУ K1

ΔN––

= ––––––– = –––––––––– . NI

ПГУ 1,3(1 – K2)

При К1 = 0,74 и К2 = 0,6 получимминимальное значение относитель-ного прироста мощности при пере-ходе к паротурбинному приводу ком-прессора ΔNmin = 1,15, соответст-венно ΔNmax = 0,8/(1,3•0,65) = 1,33.

Приведенные оценки свидетель-ствуют, что использование в ПГУ паротурбинного привода компрес-сора позволяет увеличить ее мощ-ность на 9–20 %.

В табл. приведены значения при-роста мощности ПГУ на базе рядаГТУ известных фирм [1, 2].

Естественно, снижение степенисжатия воздуха в компрессоре сопро-вождается значительным снижениемКПД ГТУ. При этом, однако, про-исходит почти такое же увеличениеКПД утилизационной паротурбин-ной установки за счет существенногоувеличения начальной температурыпара, генерируемого в котле-утили-заторе. В результате, согласно про-веденным расчетам, КПД рассматри-ваемых ПГУ по сравнению с стан-дартными ПГУ снижается в зависи-мости от начальной температуры газов перед газовой турбиной на 0,5–1,5 %.

При использовании паротурбин-ного привода компрессора суще-ственно возрастает роль паротурбин-ной установки. Если в стандартной

ПГУ мощность ПТУ составляет около30 % от мощности ПГУ, то при пере-ходе к полностью паротурбинномуприводу компрессора доля мощностиПТУ увеличивается до 40–45 %в связи с перебросом увеличеннойдоли тепловой энергии от газотур-бинной к паротурбинной установке.

Следует также отметить, что приавтономном паротурбокомпрессор-ном блоке расчетная частота враще-ния ротора этого блока может бытькак больше, так и меньше 50 Гц. Приувеличении этой частоты свыше 50 Гц можно резко сократить метал-лоемкость и габаритные размеры паровой турбины и компрессора, а при снижении частоты вращениядо 25 Гц резко увеличить предельнуюпроизводительность компрессора и при использовании двухпоточнойгазовой турбины увеличить мощ-ность ПГУ до 800–900 МВт.

Кроме того, появляется реальнаявозможность за счет переменной ча-стоты вращения ротора компрес-сора осуществлять количественноерегулирование нагрузок ПГУ.

Практическая реализация рас-сматриваемой схемы ПГУ требуетсоздания принципиально новойэнергетической установки, представ-ляющей собой единый комплекс с новой высокотемпературной паро-вой турбиной, не связанной жест-кими требованиями к частоте враще-ния ее ротора, новым компрессороми новой газовой турбиной, работаю-щих при сниженной степени сжатиявоздуха.

Т3 NIГТУ, МВт NI

ПГУ, МВт NIIIПГУ, МВт ΔN, МВт ΔN, %

ЛМЗ ГТЭ-180

1250 180 270 323 53 19,6

НПО «Сатурн»

ГТ-110 1210 110 164 198 34 20,7

Siemens

V94.3A 1315 265 398 478 80 20,1

Alstom

GT13E2 1100 165 248 297 49 19,7

Westinghouse 1280 86 130 155 15 19,2

(Siemens) W401

Mitsubishi 1410 334 484 545 61 12,6

Рис. 3. Схема ПГУ с паротурбиннымприводом ступеней низкого давлениявоздушного компрессора



Переход ГТУ на работу при сни-женной степени сжатия воздуха в компрессоре противоречит миро-вой тенденции, согласно которой но-вые энергетические ГТУ проекти-руются на высокие степени сжатия с усложненными тепловыми схе-мами, обеспечивающими дальней-ший прирост КПД. Другими словами,дальнейшее повышение экономично-сти ПГУ обеспечивается по существутолько за счет совершенствования га-зотурбинных установок при сохране-нии сложившихся схем компоновкиоборудования ПГУ и почти неизмен-ной экономичности утилизацион-ного паротурбинного цикла Ренкина.

При использовании паротурбин-ного привода компрессора ситуацияменяется, так как при повышении на-чальной температуры пара за счетувеличения температуры, отводимойот газовой турбины, рост мощностиутилизационной турбины превы-шает снижение мощности газовойтурбины на указанные выше 9–20 %.

Если же сохранять неизменнымивсе термодинамические параметрысовременных ПГУ, то весьма полез-ной может оказаться схема с паро-турбинным приводом только ступе-ней низкого давления воздушногокомпрессора. Простейшая схема та-кой установки при линейной компо-новке основного оборудования по-казана на рис. 3 [5]. Эта схема ПГУотличается от обычной тем, что ком-прессор ГТУ состоит из компрес-сора низкого давления (КНД), свя-занного с утилизационной турби-ной, и компрессора высокого давле-ния (КВД), связанного с газовой тур-биной. При таких изменениях в теп-ловой схеме ПГУ доля мощностигазовой турбины, расходуемая напривод компрессора, сокращается с 50–60 % до 25–30 %. Предлагаемыеизменения не меняют исходных теп-ловых и аэродинамических характе-ристик и сохраняют неизменнымикак мощность, так и КПД ПГУ. Не-изменной остается и конструкциявсего оборудования, кроме воздуш-ного компрессора. В данном случаенаиболее целесообразно выполнитьдвухвальный компрессор в едином

корпусе путем установки внутри кор-пуса двух дополнительных подшип-ников (рис. 4). Количество ступенейна роторе КНД определяется ве-личиной разделительной степенисжатия воздуха εв1 = Рв1/Ра, где Рв1 –давление, при котором мощность,необходимая для привода КНД, ста-новится равной мощности утилиза-ционной паровой турбины.

В этом случае

NПТ = NКНД = GB • CРВ × × (1 – 1/εm

в1) • (1/ηk)

Отсюда

⎛ GB • CPB • Ta ⎞ 1 / mεm

в1 = ––––––––––––––––––––––– ⎝(GB • CPB • Ta – NПТ)ηk⎠

Здесь GB – расход воздуха, Та –температура воздуха на входе в ком-прессор, m = (k–1)/k, где k – показа-тель изоэнтропы, ηk – КПД компрес-сора.

Степень сжатия воздуха в ком-прессоре высокого давления εв2определяется по очевидному соот-ношению εв2 = ε/εв1, где ε – общаястепень сжатия.

Применение двухвальной компо-новки компрессора рассматривае-мого типа позволяет сохранить ли-нейную компоновку основногооборудования ПГУ, характерную дляодновальных установок, сохранитьвсе технико-экономические преиму-щества этих установок и устранитьсуществующие проблемы при ихпуске.

Целесообразность практиче-ского использования предлагаемогорешения применительно к одноваль-ным установкам определяется сле-дующим. Во-первых, увеличиваетсявибрационная надежность валопро-водов установки в связи с их мень-шей длиной, что снимает проблемуувеличения мощности ПГУ, выпол-ненных по схеме, характерной дляодновальных установок. Во-вторых,при запуске ГТУ только на ступеняхвысокого давления снижается мощ-ность пусковых устройств и одновре-менно исключается возможностьпомпажа на ступенях КНД, так какони не участвуют в процессе пуска.В-третьих, выделение в отдельныйблок турбокомпрессора низкого дав-ления дает возможность использо-вать как высокооборотную, так и низкооборотную турбину.

При умеренных мощностях ПГУпереход к высокооборотному при-воду КНД позволяет сократить мас-согабаритные показатели этогоблока.

При использовании для приводаКНД низкооборотной паровой тур-бины можно резко увеличить про-изводительность компрессора, и при использовании двухпоточныхгазовых турбин в два раза увеличитьпредельную мощность ПГУ.

Принципиальное конструктив-ное исполнение такой газовой тур-бины приведено на рис. 5 [3, 4]. Более подробно проблема переходак паротурбинному приводу компрес-

Рис. 4. Двухвальный осевой компрессор ПГУ с частичным паротурбинным приводом



сора в схемах ПГУ содержится в [2,3, 4, 5].

Позднее (в декабре 2009 г.) этапроблема рассматривалась в [6], гдебыли получены такие результаты,что и в [2, 3, 4, 5].

ПГУ с дополнительным энергетическим котлом как путь перехода к гибриднымэнергетическим блокам на существующих ТЭС

Как было показано выше, при со-хранении всех показателей суще-ствующих ГТУ при создании на ихбазе одновальных ПГУ мощностьутилизационной паровой турбиныNпт определяется простым соотно-шением:

NПТ = 0,5 NГТУ = a NГТ(a = 0,5ϕ, где ϕ = NГТУ/NГТ –

коэффициент полезной работы).В свою очередь, мощность Nк, за-

трачиваемая газовой турбиной напривод компрессора, равна

NIк = (1 – ϕ)NГТ.

Тогда при одновальной схемеПГУ мощность газовой турбины, за-трачиваемая для привода компрес-сора, снижается до

NIIк = NI

к – NПТ = (1 – ϕ)NГТ –

– 0,5ϕNПТ = (1 – 1,5ϕ)NГТ

Для современных ГТУ ϕ = 0,38 –0,42. Принимая ϕ = 0,4, получаем NII

к = 0,4NГТ . Т. е., в схемах ПГУ дляполного использования всей мощно-

сти газовой турбины только для при-вода электрического генератора не-обходимо увеличить мощность па-ротурбинной установки на 40 %относительно мощности, развивае-мой газовой турбиной, либо на 2/3от мощности ПГУ.

Для решения этой задачи доста-точно в схему ПГУ включить допол-нительный энергетический котел,генерирующий пар с теми же началь-ными параметрами, на которые рас-считан котел – утилизатор и ввестиэтот пар в более мощную паровуютурбину, связанную только с ком-прессором.

Количество пара Gд, добавоч-ного генерируемого в энергетиче-ском котле, определяется из очевид-ного соотношения

NIIкGд = ––––––––––––––– =

(h″0 – h″z)ηПТ0i

2NГТУ= ––––––––––––– , 3(h″0 – h″z)ηПТ

0i

где h″0 – энтальпия пара после дополнительного энергетическогокотла, равная энтальпии пара послекотла-утилизатора, h″z – энтальпияпара после паровой турбины, ηПТ

0i –внутренний относительный КПД па-ровой турбины.

Тепловая схема ПГУ с дополни-тельным энергетическим котломприведена на рис. 6.

Относительно стандартнойсхемы ПГУ приведенная схема отли-чается тем, что газовая турбина 5связана только с электрическим

генератором 6, выделенным в от-дельный самостоятельный блок,обеспечивающий выработку элек-троэнергии, а паротурбинный блок,обеспечивающий привод компрес-сора, дополнен энергетическим кот-лом 1 и системой регенеративногоподогрева воды (на рис. 6 система ре-генеративного подогрева водыусловно представлена в виде одногоподогревателя 9).

В данном случае единая пароваятурбина используется для реализа-ции как безрегенеративного циклаРенкина, характерного для стандарт-ных ПГУ, так и регенеративногоцикла, характерного для современ-ных паротурбинных блоков.

Если в стандартной схеме ПГУее мощность

NIПГУ = NГТУ + NI

ПТ =

= NГТУ + 0,5NГТУ = 1,5NГТУ,

то при установке дополнитель-ного энергетического котла

NIIПГУ = NГТ = NГТУ/ϕ

при ϕ = 0,4 и NIIПГУ = 2,5NГТУ.

Таким образом, переход к гиб-ридной парогазовой установке(ГПГУ) позволяет увеличить суммар-ную мощность всего блока посравнению со стандартной ПГУ набазе одной ГТУ на 66 %.

Соответственно, если в каче-стве базовой установки использо-вать MW701G мощностью NГТУ =334 МВт, то NI

ПГУ = 501 МВт, а NII

ПГУ = 835 МВт.В принципе переход к гибрид-

ной ПГУ может быть осуществлен в рамках одновальной установки посхеме GE. Однако резкое увеличениемощности паровой турбины ведет к увеличению длины валопровода,что усложняет обеспечение его виб-рационной надежности. По этойпричине целесообразно выделитьгазовую турбину в отдельный блок(рис. 6).

Переход к гибридным ПГУ пол-ностью снимает сложности с запус-ком одновальных установок, так какэту функцию берет на себя паротур-бинная установка.

Рис. 5. Двухпоточная газовая турбина



Дополнительный энергетиче-ский котел может использовать длясвой работы любое органическоетопливо и, следовательно, не уве-личивает расхода газового топлива.

Рассматриваемая гибридная ПГУможет с успехом использоваться в качестве высокотемпературнойнадстройки при модернизации суще-ствующих паротурбинных блоков.

В этом случае паровой котел па-ротурбинного блока ТЭС являетсядополнительным котлом 1 (рис. 6), а существующая паровая турбина ис-пользуется в качестве утилизацион-ной турбины 2, работающей на паре,генерируемого как энергетическимкотлом 1, так и котлом-утилизатором7. При этом вместо электрическогогенератора вся мощность паровойтурбины гибридной установки ис-пользуется только для привода ком-прессора 3, а вся мощность газовойтурбины 5 идет на выработку элек-троэнергии.

Такое решение существенноуменьшает как стоимость ПГУ, так и капитальные затраты на ее строи-тельство, так как исключает из об-щих затрат стоимость паровой тур-бины и затраты на ее монтаж.

Если подобным образом прове-сти модернизацию паротурбинногоблока К-225-130 ЛМЗ на базе ГТУ-150, то общая мощность гибрид-ного блока составит NГПГУ = NГТУ/ϕ= 375 МВт. При этом 150 МВт мощ-ности паровой турбины вырабаты-вается по регенеративному циклуРенкина на базе энергетическогокотла 1 и 75 МВт на базе утилиза-ционного котла 7 (рис. 6).

Суммарный КПД такой гибрид-ной установки можно оценить последующему соотношению

NПГУηПГУ = ––––––––––––––––––––––––––––– , G01(h″0 – h′к) + G02(h″0 – h′пв)

где G01 – количество пара, гене-рируемого в энергетическом котле,h″0 – энтальпия пара перед паровойтурбиной, h′к – энтальпия конден-сата, h′пв – энтальпия питательнойвод на входе в энергетический ко-тел.

Выводы

1. Показано, что при переходе к полному паротурбинному приводукомпрессора в схеме ПГУ на 10–20%увеличивается ее мощность при сни-жении КПД на 0,5–1,5 %.

2. Переход к паротурбинномуприводу компрессора позволяетлибо уменьшить металлоемкость засчет увеличения частоты вращенияротора паровой турбины, либорезко увеличить предельную про-изводительность компрессора засчет снижения частоты вращенияротора паровой турбины.

3. Выделение паротурбокомпрес-сора в отдельный блок позволяетпри сохранении линейной компо-новки основного силового оборудо-вания ПГУ, характерного для одно-вальных установок, резко увеличитьпредельную мощность ПГУ, работаю-щих на базе одной ГТУ.

4. Показана целесообразностьиспользования в одновальных ПГУдвухвального воздушного компрес-сора с соединением ступеней низ-кого давления только с утилизацион-ной паровой турбиной, что облег-чает запуск ПГУ, исключает возник-новение помпажа в компрессоре и позволяет увеличить его предель-ную производительность за счет сни-жения частоты вращения ротора паровой турбины, связанной толькосо ступенями низкого давления.

5. Рассмотренная новая схемагибридной ПГУ с дополнительнымэнергетическим котлом позволяетпри надстройке существующих па-ротурбинных блоков ТЭС высоко-температурными ПГУ заметно сни-зить стоимость модернизации.


1. Основы современной энергетики.-Т. 1. Современная теплоэнергетика /Трухний А. Д., Изюмов М. А., ПоворовО. Я., Малышенко С. П.- М.: Издатель-ский дом МЭИ, 2008.

2. Парогазовые установки с паро-турбинным приводом компрессора / Зарянкин А. Е., Арианов С. В., Зарян-

кин В. А., Сторожук С. К. // Газотур-бинные технологии.- 2007.- № 7.- С. 18–24.

3. Анализ различных схем ПГУ свысокотемпературной паровой турби-ной / Зарянкин А. Е., Рогалев А. Н.,Шаулов В. В., Сторожук С. К. // Газотурбинные технологии.- 2009.- № 9.- С. 30–34.

4. Combined cycle power plant withsteam turbine drive compressor and hightemperature steam turbine/ Zaryankin A.,Staroguk C., Rogalev A., Shaulov V.//con-ference proceedings of 8th conference on Power System Engineering, Thermodyna-mics Fluid Flow, Pilsen, June 18,-2009 P. 241–248.

5. Термодинамические основы пере-хода к ПГУ с паротурбинным приводомкомпрессора / Зарянкин А. Е., РогалевА. Н., Арианов С. В., Сторожук С. К.// Тяжелое машиностроение.- 2010.- № 12.- С. 2–6.

6. Wancai Lui, Hui Zang, Steam turbinedriving compressor for gas – steam combinedcycle power plant / Wancai Lui, Hui Zang// Proceedings of the ASME 2009 Interna-tional Mechanical Engineering Congress &Exposition IMECE 2009, November 13–19,Lake Buena Vista, Florida, the USA, 8р.

Рис. 6. ПГУ с дополнительным энерге-тическим котлом: 1 – энергетическийкотел; 2 – паровая турбина; 3 – компрессор; 4 – камера сгорания; 5 – газовая турбина; 6 – электрогенера-тор; 7 – котел-утилизатор; 8 – конденсатор; 9 – регенеративныйтеплообменник; 10 – конденсационныйнасос; 11 – задвижка



Губернатор Приморского края Владимир Миклушев-ский 10 апреля встретился с президентом и главным ис-полнительным директором GE в России и СНГ РономПоллеттом. Стороны обсудили вопросы двустороннегосотрудничества в различных сферах.

Владимир Миклушевский отметил, что ускоренноеразвитие Дальнего Востока – приоритет России в XXIвеке. Так, в Приморье формируются шесть территорийопережающего развития с готовой инфраструктурой иналоговыми преференциями. В Надеждинском районе– это промышленно-логистический парк, в Хасанском –«Большой порт Зарубино», в Михайловском – агротех-нопарк, в Партизанском – нефтехимический кластер,на острове Русский на базе Дальневосточного федераль-

ного университета формируется технико-внедренческаяТОР и планируется создать крупный инжиниринговыйцентр. Еще одну территорию опережающего развитияпланируется создать в Большом Камне на базе судо-строительного предприятия «Звезда». Кроме того, раз-рабатывается законопроект о cвободном порте Влади-восток.

Рон Поллетт в свою очередь отметил, что сотрудни-чество с Приморским краем – одно из важных направ-лений работы General Electric в России. Газотурбинныеустановки и диагностическое оборудование производ-ства GE уже представлены в крае.

По итогам встречи был подписан протокол о наме-рениях, направленный на расширение сотрудничествав области развития и модернизации промышленной и социальной инфраструктуры Приморья. Документохватывает широкий спектр применения локализуемыхтехнологий GE для обеспечения растущих потребностейрегиона в современной инфраструктуре. Речь идет о си-стемах когенерации тепловой и электроэнергии длянужд малой энергетики, оборудовании для ветроэнер-гетики, системах водоподготовки и очистки сточныхвод, а также о модернизации и обслуживании дизель-ге-нераторных установок.

Губернатор Приморского края подписал протокол о намерениях с президентом General Electric в России


ФГУП «Научно-производственный центр газотурбо-строения «Салют» преобразовано в акционерное обще-ство, что позволит включить его в состав Объединеннойдвигателестроительной корпорации (ОДК, входит в ГК«Ростех»), завершив таким образом процесс консолида-ции отрасли.

Изменение организационно-правовой формы собст-венности состоялось в соответствии с указом президентаРФ от 17 мая 2012 года № 621. Седьмого апреля 2015года простые бездокументарные акции компании раз-мещены в пользу Российской Федерации в лице Феде-рального агентства по управлению государственным иму-ществом».

В дальнейшем 100 % акций «Салюта», который со-хранит свое название, в качестве имущественного взносабудут переданы в уставный капитал госкорпорации «Ростех», которая в последующем внесет их в уставныйкапитал ОДК.

До первого собрания акционеров гендиректором об-щества назначен глава ОДК Владислав Масалов. «Пре-образование предприятия в акционерное общество даетнам больше инструментов и возможностей для эффек-тивной деятельности компании. Мы сможем привлекать дополнительные инвестиции на развитие и модерниза-цию производства», – сказал Масалов, отметив, что трудовой коллектив корпоративные изменения не за-тронут.

ОАО «ЗиО-Подольск» (входит в машиностроительный дивизион Росатома – Атомэнергомаш) завер-шил изготовление и отправил заказ-чику ОАО «Интер РАО» барабан низ-кого давления для котла-утилизатораП-146, предназначенный для работыв составе нового парогазового энер-гоблока № 12 мощностью 420 МВтВерхнетагильской ГРЭС. Конструк-торская документация разработана в Департаменте утилизационных котлов АО ИК «ЗИОМАР», базовыйинжиниринг выполнен компаниейNEM Energy b.v.

Барабан низкого давления – одиниз основных элементов котла. Бара-бан общей массой 16 т изготовлен извысокопрочной стали, оснащен вы-сокоэффективными сепарационнымиустройствами. Его длина – 16,1 м,внутренний объем – 29 куб. м, рабочаятемпература достигает 156 °С.

Барабан является частью цирку-ляционного контура низкого давле-ния, предназначен для разделенияпароводяной смеси, сепарации пара,создания запаса воды.

Ранее был поставлен комплектповерхностей нагрева котла-утили-затора П-146. В их конструкции при-менены оребренные трубы, разме-щенные в шахматном порядке. Такоерасположение обеспечивает надеж-ную фиксацию теплообменных трубв течение всего срока эксплуатациикотла-утилизатора – 40 лет. Секциимонтируются с помощью специ-альных приспособлений (траверсы,кантователь), поставляемых ОАО«ЗиО – Подольск». Общая масса поверхностей нагрева превышает1800 т.

Поставка котла-утилизатора является продолжением сотрудни-ч е с т в а ОА О « З и О - П о д о л ь с к »

и группы компаний ОАО «ИнтерРАО». Ранее для объектов ОАО«Интер РАО» были изготовлены и поставлены котлы-утилизаторыдля первого и второго блоков Юж-ноуральской ГРЭС мощностью 420 МВт, энергоблока Нижневар-товской ГРЭС мощностью 400 МВт.Оборудование успешно эксплуати-руется.

В состав ПГУ войдут также паро-вая турбина К-130 в комплекте с генератором ТЗФП-160 и газоваятурбина SGT5-4000F в комплекте с генератором Sgen5-1000A. Пароваячасть оборудования для ПГУ изго-товлена «Силовыми машинами», газовая – ООО «Сименс ТехнологииГазовых Турбин» – совместным пред-приятием ОАО «Силовые машины»и Siemens AG по производству и сер-висному обслуживанию газовых тур-бин.

Предприятие заключило контракт на поставку че-тырех ГПА единичной мощностью 25 МВт для место-рождения, разработкой которого занимается ООО«Газпром добыча Ноябрьск». Оборудование на стан-цию планируется поставить в I кв. 2016 года, а его вводв эксплуатацию намечен на 2017 год. Генеральным про-ектировщиком выступает ОАО «ВНИПИгаздобыча».В дальнейшем планируется поставить еще два анало-гичных ГПА для второй очереди проекта.

В ГПА ангарного исполнения используется приводПС-90ГП-25 производства ОАО «Пермский моторныйзавод». Центробежные компрессоры с магнитным под-весом изготовит компания «РЭП-Холдинг».

Для обеспечения электроэнергией объектов обу-стройства нефтяной оторочки НГКМ строится собст-венная электростанция, работающая в автономном ре-жиме. ОАО «ОДК – Газовые турбины» поставит семьГТЭС-2,5 единичной мощностью 2,5 МВт на первомэтапе строительства ЭСН, на втором этапе – еще двеединицы данного оборудования.

Газ, добываемый на месторождении, будет пода-ваться в газопровод «Сила Сибири» для поставок изЯкутии в Приморский край и страны Азиатско-Тихо-океанского региона. «Сила Сибири» станет общей га-зотранспортной системой для Иркутского и Якутскогоцентров газодобычи и будет транспортировать газ этихцентров через Хабаровск до Владивостока.

Центр газотурбостроения «Салют» преобразован из ФГУП в АО

Продолжается поставка оборудования на Верхнетагильскую ГРЭС

ОАО «ОДК – Газовые турбины» изготовит ГПА для Чаяндинского НГКМ



Приемо-сдаточные испытаниягазотурбинных установок MS5002E,которые изготавливаются потретьей фазе локализации в рамкахлицензионного соглашения междуЗАО «РЭПХ» и GE Oil & Gas (NP) и являются приводом ГПА-32 «Ла-дога», проводились на «Невском за-воде». Было проверено взаимодей-ствие сборочных единиц в условияхстенда; установлено соответствие ве-личины вибрации и температурыподшипников значениям, заявлен-ным в программе и методике; про-верена работа электронного авто-мата безопасности при достижениичастоты вращения ротора норми-руемому параметру. Соответствиемеханических характеристик ГТУтребованиям технических условийбыли подтверждены комиссией.

Ведется подготовка ГТУ к от-грузке на объект. В производстве на

«Невском заводе» находятся ещепять ГТУ для второй очереди, в бли-жайшее время новая партия агрега-тов будет готова к проведению оче-редных испытаний.

В рамках первой очереди уже из-готовлены и установлены на объектпервые семь агрегатов, на компрес-сорной станции активно ведутся пус-коналадочные работы.

«РЭП Холдинг» испытал две ГТУ MS5002E для второй очереди КС «Русская»

ГТУ MS5002E на испытательном стендена «Невском заводе»

ГПА-32 «Ладога» на КС «Русская»

(апрель 2015)

Documents

GTT #3-2015 Layout 1gtt.ru/wp-content/uploads/2016/10/GTT_3-2015.pdfсостоялась встреча ... газовых турбин всех поколений, включая