gtt #8-2016 layout 1 - reph.ru · турбинные установки gt26 и gt36 ... ние...

CОДЕРЖАНИЕ

Газотурбинные установкиНаследие Alstom или новый виток конкурентной борьбы на рынке сверхмощных газотурбинных установок 2

Передовые проектыСПГ. «РЭП Холдинг» в проекте «Высоцк» 6

Актуальное интервьюНПО «ЭЛСИБ»: новые горизонты национального электромашиностроения 12

Системы управления и контроляТехнические решения для контроля вибрационногогорения в камере сгорания газовой турбины 16

Теплотехническое оборудованиеПроизводим электроэнергию «из воздуха» 24

Новые разработкиЭффективная защита фундаментов турбоагрегатов электростанций от вибрации 32

Новые технологииОпыт и методика увеличения ресурса газотурбинной установки Ansaldo Energia 38

Оценка безотказности корабельной газотурбинной энергетической установки 44

Специализированный информационно-аналитический журнал

ГАЗОТУРБИННЫЕТЕХНОЛОГИИГАЗОТУРБИННЫЕ

ТЕХНОЛОГИИ8ДЕКАБРЬ

(143) 2016Журнал основан в 1999 году

Учредитель

ООО «Издательский дом«Газотурбинные технологии»

Редакционный совет:

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 Наталья Яшина

Дизайн Cветлана Ларионоваи верстка

Журнал Федеральной службойзарегистрирован по надзору в сфере

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

Адрес редакции / Россия, 152934, издателя 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 газотурбинного

оборудования

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

Дата выхода номера 27.12.16 г.

Тираж 1000 экз.

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 UД Е К А Б Р Ь 2 0 1 6

Так произошло и с компаниейAlstom Power, в конце 2015 г.продавшей свой газотурбин-

ный бизнес GE Energy. Второго но-ября GE закрыла сделку по приобре-тению Alstom Power на сумму $10,6млрд.

Это объединение одних из самыхинновационных компаний на пла-нете во многом изменило мировойгазотурбинный рынок. Для получе-ния одобрения сделки со стороныЕвропейского Союза GE согласиласьпередать определенные активы Alstom итальянской фирме AnsaldoEnergia, в том числе права на газо-турбинные установки GT26 и GT36(права на GT24 и GT13E2 GE покаоставляет за собой). Кроме интел-лектуальных прав на разработку

и модернизацию сверхмощных газо-вых турбин, GE передает AnsaldoEnergia контракты на обслуживание34 турбин GT26, уже реализованныхв последние годы Alstom и сервис-ное/конструкторское подразделе-ние Alstom в Бадене (Швейцария),где работают более 400 сотрудников.Таким образом, одна из самых мощ-ных газотурбинных установок в ми-ре и последняя разработка AlstomGT36 стала частью газотурбинногобизнеса Ansaldo Energia. Об этой га-зотурбинной установке и пойдетречь.

Газотурбинная установка GT36(рис. 1) сконструирована в резуль-тате эволюции нескольких поколе-ний турбин с успешно отработаннойтехнологией и усовершенствован-

ГАЗОТУРБИННЫЕ

УСТАНОВКИ Наследие Alstom или новыйвиток конкурентной борьбына рынке сверхмощных газотурбинных установок

Глобализация бизнеса во многих отрасляхстановится одной изреалий настоящего време-ни, и газотурбинныйбизнес, как один из самыхматериало- и наукоемких,требующий для развитияпостоянного финансовогопотока, не мог избежатьпроцессов слияния и поглощения. Дажемировые гиганты отрасливынуждены пересматри-вать свои стратегическиенаправления, которыедолгое время казалисьнезыблемыми.

Рис. 1. Газотурбинный двигатель GT36 мощностью 500 МВт

А. А. Смирнов – ООО «Газотурбинные технологии»


Д Е К А Б Р Ь 2 0 1 63H T T P : / / W W W . G T T . R U

ной модели GT26, обеспечивает высокую эффектив-ность при полной и частичной нагрузке, дает низкийуровень выбросов, высокую возможность снижения на-грузки и высокую гибкость применяемого топлива.

Конфигурация и технические особенности

Отличительной особенностью прототипа GT36 – га-зотурбинной установки GT26 (рис. 2) является техноло-гия последовательного сгорания в двух последовательнорасположенных независимых компактных кольцевыхкамерах сгорания, что дает исключительно высокую эф-фективность ГТУ и пониженную эмиссию выхлопныхгазов в широком диапазоне нагрузок от 40 до 100 %, а также возможность работы в режиме ежедневногопуска и останова при работе с номинальной нагрузкой.Дополнительные достоинства системы последователь-ного сгорания включают ее исключительную эффектив-ность и пониженную эмиссию при частичной нагрузкеи повышенную циклическую работоспособность. Эмис-сия по окислам азота NOx < 25 ppmv при работе на при-родном газе и < 42 ppmv при работе на жидком топливеотвечает самым строгим нормативным требованиям в широком диапазоне нагрузок.

В новой газотурбинной установке GT36 концепцияпоследовательного сгорания сохраняется, но она реа-лизуется в трубчатой камере сгорания, а не в двух коль-цевых (так называемых EV- и SEV-камерах), используе-

мых в GT26. Версия GT36 (60 Гц) снабжена 12 жаровымитрубами, в то время как версия 50 Гц имеет 16 жаровыхтруб.

GT26 имеет 22-ступенчатый осевой компрессор с по-воротными регулируемыми входными направляющимиаппаратами первых трех ступеней и одноступенчатуютурбину высокого давления, расположенную между EV-и SEV-камерами сгорания, на выходе из SEV-камеры на-ходится четырехступенчатая турбина низкого давления.В GT36 одноступенчатая турбина высокого давления ис-ключается, а количество ступеней компрессора снижа-ется с 22 до 15. Четырехступенчатая силовая турбина, в конструкции которой применены материалы, исполь-зуемые в турбине низкого давления GT26, сохраняется.

Рис. 2. Сравнение конфигураций GT26 и GT36

Рис. 3



Температура на входе в силовую турбину увеличиваетсядля повышения мощности и эффективности, аэродина-мический профиль для поддержания заданных уровнейтемпературы ступеней аналогичен GT26. Двойной слойтермобарьерного покрытия используется на переднихступенях, чтобы компенсировать увеличение темпера-туры на входе, причем рабочая лопатка первой ступениимеет измененную конструкцию с целью повышенияэффективности воздушного охлаждения.

Основным отличительным структурным элементомGT36 является камера сгорания (рис. 3), находящаяся в течение последних трех лет на испытаниях в Немец-ком аэрокосмическом центре. Первая часть камеры сго-рания (или камера предварительного смешения), осно-ванная на технологии камер сгорания FlameSheetTM,была разработана специалистами компании PSM (PowerSystems Mfg), ранее принадлежавшей Alstom и в даль-нейшем приобретенной Ansaldo Energia как следствиесоглашения между GE и Alstom. Камера сгорания Fla-meSheetTM PSM первоначально планировалась для мо-дификации газовых турбин GE класса F с целью обес-печения улучшенной эксплуатационной и топливнойгибкости с низким уровнем выбросов.

После камеры предварительного смешения газовоз-душный поток разбавляется воздухом в воздушном сме-сителе, использующем технологию современного мно-горядного струйного смесителя с выступающимивоздушными соплами и опирающемся на обширныйопыт Ansaldo (BBC/ABB/Alstom) в производстве и про-ектировании жаровых труб в течение нескольких деся-тилетий. Затем газовоздушная смесь поступает в так на-зываемую последовательную камеру сгорания, являю-щуюся эволюцией SEV-горелки и топливного инжек-тора, с большим числом вихревых генераторов и топ-ливных форсунок, обеспечивающих многоточечныйвпрыск для улучшения перемешивания. Основные ха-рактеристики камеры сгорания, такие, как температурагорячего газа на входе, время пребывания и перепаддавления, в основном остаются неизменными по сравне-нию с GT26.

В конструкции GT36 особое внимание было уделеноупрощению (где это возможно), повышению конструк-тивности и ремонтопригодности с акцентом на увеличе-ние межремонтного интервала и снижение продолжи-тельности плановых отключений.

Эксплуатационная гибкость

При разработке модели GT36 важной целью былапростота эксплуатации и технического обслуживания.Компания предлагает полный диапазон сервисных ре-шений от обслуживания сделок до заключения догово-ров на эксплуатацию и техническое обслуживание. Со-глашения на оказание специализированных услугпозволяют клиентам выбрать оптимальные решения в соответствии со своими потребностями.

В дополнение к большому диапазону нагрузки газо-вая турбина GT36 может переключаться между двумярежимами: оптимизированным режимом работы по

Рис. 4. Рабочие нагрузочные режимы GT36

Выходная мощность, МВт 500

Частота, Гц 50

КПД, % 41,5

Расход выхлопных газов, кг/с 1,01

Температура выхлопных газов, °С 624

Удельный расход тепла (в составе ПГУ), кДж/кВт•ч 5,854

Выбросы, мг/нм3:– NOx

– СО5010

Технические характеристики GT36-S5 (в условиях ISO)



эксплуатационным показателям и режимом работы с продлением срока эксплуатации (увеличенным срокомслужбы).

Первый режим гарантирует максимальный КПДи производительность, в то время как второй позволяетдостигнуть более длительных межремонтных интерва-лов, что, в свою очередь, дает возможность сократитьрасходы на ТО. Операторы газотурбинной электростан-ции могут переключаться с одного режима на другойонлайн во время работы.

Посредством оптимизации мощности и эффектив-ности или повышения доступности и снижения затратна техническое обслуживание выбор режима предлагаетоператорам прекрасную возможность балансировать по-требности в электроэнергии с экономией затрат. Эф-фективность, низкий уровень выбросов и универсаль-ность GT36 помогает операторам соответствоватьсовременной растущей потребности в гибких и эколо-гически чистых решениях для газотурбинных электро-станций.

GT36 предлагает непревзойденную гибкость работы(рис. 4) в своем классе: ее уникальная технология после-довательного горения обеспечивает высокий диапазонизменения нагрузки. Это увеличивает диапазон операцийс допустимым уровнем выбросов по сравнению с другимитехнологиями камер сгорания и, следовательно, расши-ряет опции для оператора электростанции.

Характеристики гибкости GT36 включают в себя:n быстрый пуск и быстрое изменение нагрузки;n высокую эффективность при частичной нагрузке;n высокий диапазон снижения нагрузки при низком

расходе топлива, обеспечивающий большой запас мощ-ности;

n повышенную гибкость применяемого топлива;n оптимизированный режим работы по эксплуата-

ционным показателям и режим работы с продлениемсрока эксплуатации (увеличенный срок службы).

Опытно-промышленная эксплуатация

Типовыми схемами конфигурации парогазовых элек-тростанций с использованием GT36 являются 1+1 и 2+1.В первом случае выходная мощность ПГУ (нетто) со-ставляет 720 МВт, во втором – 1444 МВт, в обоих случаяхКПД ПГУ примерно 61,5 %.

Для изучения проблем, с которыми могут столк-нуться заказчики при внедрении новых газотурбинныхустановок, значительный акцент был сделан на всесто-ронних испытаниях нового двигателя в реальных усло-виях эксплуатации с полной проверкой двигателя наэлектростанции Бирр (Birr, фото) в Швейцарии (такжеприобретенной Ansaldo с линейкой газотурбинных уста-новок большой мощности Alstom). Электростанция вве-дена в опытно-промышленную эксплуатацию в мае 2016 г. и сейчас проходит комплекс полнокомплектныхиспытаний.

Будет надеяться, что коммерциализация GT36 будетидти более гладко, чем версии GT24/GT26 в конце1990-х годов, которые сталкивались с рядом вопросовпо вводу в эксплуатацию. Доводка и решение проблемоказались очень дорогими и почти фатальными дляAlstom.

Фото.МонтажGT36на электро-станцииБирр(Швейцария)

ТУРБОновости Mitsubishi построит две ПГУ на Туракурганской ТЭС

По результатам тендера, объявленного в декабре 2015 года, Международный консорциум в составе японскихMitsubishi Corporation и Mitsubishi Hitachi Power Systems Ltd подписал контракт с АО «Узбекэнерго» на строитель-ство двух парогазовых энергоблоков общей мощностью 900 МВт на Туракурганской ТЭС в Наманганской областина востоке Узбекистана. Стоимость контракта не разглашается. В проекте также примет участие турецкая ÇalikEnerji Sanayi ve Ticaret AS. Общестроительные работы на объекте АО «Узбекэнерго» начало еще в августе 2013 г.

Проект предусматривает строительство электростанции на базе газовых турбин M701F с производством до 7 млрд кВт•ч электроэнергии в год. Срок реализации – 2020 год. Стоимость проекта составляет $1,1 млрд. Проектфинансируется за счет займа Японского агентства по международному сотрудничеству (JICA) в размере $704 млн,кредита Фонда реконструкции и развития Узбекистана в сумме $300 млн и собственных средств АО «Узбекэнерго».

Реализация проекта позволит решить проблему нехватки электроэнергии в регионе.Это уже второй контракт с участием Mitsubishi Corporation и Mitsubishi Hitachi Power Systems Ltd на строи-

тельство ТЭС в Узбекистане за последнее время. Ранее консорциум подписал контракт с «Узбекэнерго» на модер-низацию Навоийской ТЭС. Проект общей стоимостью около $550 млн предусматривает строительство под ключодного блока ПГУ комбинированного цикла мощностью 450 МВт. Срок реализации – три года.



ПЕРЕДОВЫЕ ПРОЕКТЫ СПГ. «РЭП Холдинг» в проекте «Высоцк»

Рынок СПГ – один изсамых перспективных и развивающихся во всеммире. В силу объективныхпричин, в первую очередьналичия развитой газо-транспортной сети и удаленности место-рождений от основныхтранспортных узлов, в России этому направ-лению не уделялосьдолжного внимания. Но переход многих евро-пейских и отечественныхкомпаний на использова-ние сжиженного природ-ного газа заставляетвозвращаться к этомувопросу все чаще и чаще.

Если не рассматривать тради-ционный природный газ, СПГдешевле и экологичнее многих

других видов топлива, а его мобиль-ность и возможность диверсифика-ции поставок ставят этот энергоре-сурс в разряд основных в рамках нетолько отдельно взятых предприя-тий, но и целых государств.

Необходимость развития отече-ственной производственной базы и инфраструктуры потребленияСПГ уже не вызывает сомнений, но,как часто бывает, упущенное времяи невостребованность технологийпривели к стагнации технологиче-ских и производственных мощно-стей. Отсутствие российских техно-логий сдерживает развитие рынкаСПГ в России, а политика госу-дарства на импортозамещение по-рой становится камнем преткнове-ния для ресурсоснабжающих и пот-ребляющих предприятий. Но инте-рес к рынку СПГ делает свое дело, и технологический тупик не может

длиться бесконечно. Ряд предприя-тий, отработав свои технологии в малотоннажном производствеСПГ, готовы выйти на следующийуровень и в партнерстве с мировымилидерами отрасли предоставить не-обходимое оборудование и техноло-гии для российского рынка в классесреднетоннажного производства.

Технологии СПГОдной из таких компаний стала

компания «Криогаз», входящая в группу предприятий Газпромбанка.Начав с технологий частичного сжи-жения газа за счет охлаждения по-средством чистого перепада давленияили совместно с дополнительнымфреоновым охлаждением (произво-дительность до 3 т/ч), компания ос-воила технологию 100%-ного сжиже-ния газа по технологии турбодетан-дерного цикла с азотным охлажде-нием производительностью 7–15 т/ч.Обе технологии опробованы компа-нией промышленно: по первой тех-

Фото 1. Подписание контракта между АО «РЭП Холдинг» и ООО «ОМЗ-Делим»на поставку агрегатов для проекта СПГ «Высоцк» в рамках Петербургского международного экономического форума



нологии был создан комплекс по сжижению природногогаза на ГРС-1 в г. Кингисепп мощностью 10 тыс. тонн СПГв год и ГРС-1 в Калининграде (23 тыс. тонн в год); по вто-рой – идет заключительный этап строительства комплексана ГРС-2 в Калининграде мощностью 150 тыс. тонн в год(ввод в эксплуатацию запланирован на 2017 г.) и подго-товлен рабочий проект завода такой же мощности в Пет-розаводске (с вводом в эксплуатацию в 2018–2019 гг.). Ещеодно малотоннажное производство СПГ (22,3 тыс. тоннв год) совместно с автогазонаполнительной компрессор-ной станцией было введено в мае 2016 г. в Пскове. Распо-ложение КСПГ вдоль западной границы России указываетна основное стратегическое направление – экспортныепоставки автомобильным и морским транспортом евро-пейским потребителям СПГ. Доходы от экспорта дадутстимул к развитию и внутреннего рынка СПГ (топливодля котельных и локомотивов, речных судов Европейскойчасти РФ).

Следующим этапом развития компании «Криогаз»стало освоение технологии с использованием смешанногохладагента. Цикл на одном смешанном хладагенте – этоцикл следующего поколения, представляющий значитель-ную эволюцию процессов глубокого охлаждения, именноон позволил увеличить годовую производительность од-ной технологической линии (модуля) сжижения природ-ного газа до 1,5 млрд м3 газа. Впервые он был реализованфранцузской фирмой Теаl в 1971 г. в г. Скикда (Алжир) натрех модулях общей производительностью 4,5 млрд м3

газа в год. В 1972 г. начали работать такие же заводы в Ли-вии (один смешанный хладагент) и Брунее (цикл на сме-шанном хладагенте с предварительным пропановым ци-клом).

О месте российских технологий в мировой пробле-матике СПГ говорится в «Прогнозе научно-технологи-ческого развития отраслей топливно-энергетическогокомплекса России на период до 2035 г.», утвержденномминистром энергетики России Александром Новаком14 октября 2016 г. «К 2020 г. предполагается провестипромышленные испытания установки для производстваСПГ на базе отечественной технологии со смешаннымхладагентом».

К 2018–2020 гг. в России завершится разработка тех-нологий производства основного теплообменного обо-рудования и оборудования для хранения и перевозкиСПГ. Речь идет также о криогенном теплообменном обо-рудовании трубчатого типа, транспортных криогенныхрезервуарах, криогенном насосном оборудовании, гиб-ких криогенных трубопроводах, криогенных трубопро-водах с экранно-вакуумной и вакуумной изоляцией дляперевозки СПГ. Технологии производства газовозов ле-дового класса, новых судовых двигательных установок,плавучих заводов могут внедрить в производство не ра-нее 2035 г.

Поэтому строительство терминала по производству и перегрузке СПГ в Ленинградской области на базесовременных технологий, начавшееся в этом году,

имеет не только экономическое, но и стратегическоезначение для топливно-энергетического комплексаРоссии. Одним из основных лицензиаров проекта выступает французская фирма Air Liquide на условияхполной передачи технологий российским производи-телям и разработчикам.

Проект «Высоцк»

17 июня 2016 г. в рамках XX Петербургского междуна-родного экономического форума между правительствомЛенинградской области и руководством ЗАО «Криогаз»было подписано соглашение о строительстве «Терминалапо производству и перегрузке сжиженного природногогаза (СПГ) в порту Высоцк Ленинградской области».Кроме строительства комплекса сжижения природногогаза, состоящего из двух производственных линий еди-ничной годовой производительностью 330 тыс. тонн СПГ,проект предусматривает создание резервуара храненияСПГ операционной емкостью 42 000 м3, газопровода-отвода от магистрального газопровода Ленинград – Вы-борг – госграница, причала отгрузки СПГ на танкеры-га-зовозы и причала для портового флота. Плановый срокзавершения строительства – 2018 год.

Для строительства терминала создано совместноепредприятие «ОМЗ-Дэлим», принадлежащее ПАО «Объ-единенные машиностроительные заводы» и корейскойкомпании Dealim Industrial. Основным инвестором про-екта выступает АО «Газпромбанк», который кроме де-нежных средств инвестирует в проект отечественноеоборудование, изготовленное группой собственных про-мышленных предприятий, развивающих направлениеСПГ, в том числе ЗАО «Криогаз», АО «Гипрокислород»и АО «РЭП Холдинг». Количество компаний в проектегораздо больше, огромное число уникального оборудо-вания будет разработано и произведено на базе самыхсовременных технологий, но, учитывая тематику жур-нала, остановимся на тех разработках, которые предла-гает АО «РЭП Холдинг».

Технологии и оборудование «РЭП Холдинга»

Проект предусматривает изготовление и поставкудвух компрессорных агрегатов смешанного хладагентана базе стационарных газотурбинных установок про-стого цикла мощностью 22/25 МВт, производство кото-рых осуществляется на предприятиях «РЭП Холдинга»по лицензии Solar Turbines. В основу одного из агрегатоввойдет новейшая разработка «РЭП Холдинга» – центро-бежный компрессор смешанного хладагента с примене-нием сухих газодинамических уплотнений.

«РЭП Холдинг» выполнит комплексную поставку нетолько основного технологического оборудования –компрессора и ГТУ, но и всех вспомогательных систем,обеспечивающих эксплуатацию агрегатов и удобство об-служивания. Территориальная близость терминала



к Санкт-Петербургу является дополнительным преиму-ществом с точки зрения возможности оперативного об-служивания оборудования и организации работы пер-сонала.

Каждый агрегат будет располагаться в индивидуаль-ном укрытии ангарного типа с прилегающими блок-кон-тейнерами. Учитывая специфику работы газотурбин-ного двигателя в конкретном проекте, для сниженияэксплуатационных затрат было решено использоватьтеплоту уходящих газов в производственном цикле стан-ции для подогрева различных теплоносителей.

Центробежный компрессор смешанного хладагента

Специально для проекта терминала в Высоцке «РЭПХолдинг» разработает и освоит производство новогоцентробежного компрессора К905-71-1С для холодиль-ного цикла (табл. 1). Все узлы компрессора доказали вы-сокую степень пригодности и надежности в составе ком-прессоров других типов. К905-71-1С представляет собойдвухсекционный однокорпусной компрессор, содержа-щий четыре ступени сжатия в первой секции и три вовторой.

В компрессоре применяются передовые разработки,в частности цельнофрезерованные осерадиальные ра-бочие колеса, производство которых освоено на Не-вском заводе (производственная площадка «РЭП Хол-динга»).

Холдингом пройдены все этапы подготовки про-изводства компрессора, согласованы с заказчиком про-ектные решения. Испытание первого образца К905-71-1С запланировано на март 2017 года.

Газотурбинная установка Т25Для привода компрессора был выбран газотурбин-

ный двигатель Solar Turbines максимальной мощностью25 МВт, производство которого локализуется на пло-щадке «РЭП Холдинга» по соглашению о кооперациимежду компаниями, подписанному в августе 2013 г. В июне 2015 г. на территории Невского завода был от-крыт новый логистический центр, оснащенный специ-альным оборудованием, погрузчиками, системой видео-наблюдения и компьютеризированными рабочимиместами. Открытие логистического центра Solar позво-лит гарантировать обеспечение российских потребите-лей запасными частями в рамках сервисного обслужи-вания оборудования Solar Turbines на объектах заказ-чиков. «РЭП Холдинг» будет оказывать комплекс сер-

Наименование параметра 1-ясекция

2-ясекция

Производительность объемная, отнесенная к0 °С и 0,1013 МПа, тыс. нм3/ч

147,000 138,233

Производительность массовая, кг/ч 216600 192876

Производительность объемная, отнесенная к начальным условиям, м3/час

54146 8077

Давление газа начальное (абс.), на входе, бар 3,0 17,7

Давление газа конечное (абс.), на выходе,бар

18,2 51,0

Степень сжатия 6,067 2,881

Температура газа на входе, °С 33,0 35,0

Политропный КПД, не менее 0,82 0,81

Мощность, потребляемая на муфте турбины,МВт, не более

17,4

Частота вращения ротора, об/мин 6200

Технические характеристики Таблица 1

центробежного компрессора К905-71-1С

Рис. Центробежный компрессор смешанного хладагента К905-71-1С для проекта СПГ «Высоцк»



висных и логистических услуг по обслуживанию всейлинейки газовых турбин Solar в России.

Терминал «Высоцк» станет первым проектом для га-зотурбинной установки совместного производства Т25.

Т25 – высокотехнологичная промышленная газотур-бинная установка простого цикла (табл. 2). В данномклассе мощности обладает высокой экономичностью (40 %) при низком уровне вредных выбросов. Высокаянадежность двигателя обусловлена современными мето-дами проектирования и применяемыми технологиями.

Компрессор двигателя осевой, 16-ступенчатый, с шестью рядами направляющих аппаратов изменяемойгеометрии, включая ВНА. Корпус с вертикальным разъ-емом. Номинальный массовый расход циклового возду-ха – 67,3 кг/с. Компрессор имеет отборы на уплотнениявала за 9-й ступенью, на охлаждение соплового аппаратагазогенератора за 11-й ступенью. Камера сгорания коль-цевая, с инжекционными топливными горелками, обла-дает низкоэмиссионной системой сухого подавления вы-бросов SoLoNOx™ с системой запальной горелки. Воз-можно обслуживание топливных горелок на площадке.

Турбина газогенератора двухступенчатая с охлаждае-мыми сопловыми и рабочими лопатками с термозащит-ным покрытием. Турбина силовая трехступенчатая с не-охлаждаемыми сопловыми и рабочими лопатками и компактным радиальным выхлопом. Рабочие лопаткипервой и второй ступени снабжены взаимосвязаннымипериферийными демпферными полками. Блок СТ по-ставляется полностью собранным и крепится газоплот-ным фланцевым соединением к заднему торцу корпусатурбины газогенератора.

Газотурбинный двигатель обладает расширенным ра-бочим диапазоном нагрузок от 40 до 100 %, а диапазонприемлемой теплотворности газа позволяет использо-вать в качестве топлива ГТД все утилизационные газыпроизводства СПГ (отпарной газ, образуемый при нагре-вании СПГ, газ продувки холодильной установки и т. д.)

В конструкции пэкиджа двигателя применена мо-дульная компоновка, апробированная на ГПА-16 «Ла-дога». В результате обеспечивается облегченный доступк вспомогательным системам, что упрощает техобслу-живание и содержание газовой турбины. КомпоновкаТ25 на опорной раме предполагает боковую выкатку ча-стей высокого и низкого давления, а также турбоблокав целом, что позволяет оперативно осуществлять пол-ноценное техническое обслуживание.

По программе локализации в производство уже за-пущены кожух шумоглушения и тепловой защиты, си-стемы боковой выкатки турбоблока, система вентиля-ции и охлаждения ГТУ, комплексное воздухоочисти-тельное устройство (КВОУ), система выхлопа, приспо-собления для агрегатирования и выемки двигателя и др.В рамках проекта «РЭП Холдинг» получил согласованиеSolar Turbines по вопросу замены определенных мате-риалов на российские аналоги.

Поставка оборудования запланирована на II квартал2017 года. После выполнения строительных работ подконтролем сервисных специалистов «РЭП Холдинга»будет осуществлен монтаж, пусконаладочные работы,

Номинальная мощность на валу, МВт 22,4

КПД, % 40

Расход уходящих газов, кг/с 68,24

Температура уходящих газов, °С 465

Степень сжатия 24

Расход топливного газа (Qрн = 50 000 кДж/кг), кг/с 1,11

Номинальная частота вращения выходного вала, об/мин 6300

Эмиссия NOx, ppm ≤25

Основные параметры ГТУ Т25 Таблица 2

Фото 3. Газотурбинная установка Т25Фото 2. Балансировка ротора компрессора газотурбинногодвигателя Т25 на площадке «РЭП Холдинга»



испытания и запуск агрегатов в эксплуатацию. Ввод ком-прессорного оборудования в эксплуатацию запланиро-ван на 2018 год.

Естественно, компрессорное оборудование это лишьчасть большого инновационного наукоемкого проекта.Помимо «РЭП холдинга» в проект вовлечено большоеколичество российских предприятий, которым пред-стоит огромная работа не только по разработке и про-изводству передового оборудования, но и по локализа-ции опыта мировых компаний – лидеров отрасли.Сейчас Группа ОМЗ совместно с французской компа-нией Air Liquide занимается инжинирингом холодногоблока, и большое количество емкостного оборудованияи арматуры будет изготовлено на одном из заводовГруппы – «Криогенмаше».

Каковы перспективы проекта в целом? Очевидно,что Балтика является обширным рынком сбыта СПГ. В частности, многие промышленные потребители

в Финляндии, не имеющие доступа к трубопроводномугазу, планируют переход с пропан-бутана, дизтопливаили мазута на СПГ.

Не менее важное направление – газоснабжение про-мышленных и бытовых потребителей Северо-Запада и Севера России, также не имеющих доступа к магист-ральным газопроводам. Поэтому в данном случае СПГне является конкурентом сетевому газу.

В сегменте моторного топлива – в связи с введениемв 2015 году в Балтийском море ограничений по содер-жанию выбросов серы и азотных соединений, судовла-дельцы должны будут перейти либо к глубокой очисткемазута и дизтоплива, либо на экологически более чистый СПГ.

Все, сказанное выше, означает, что потребностирынка в СПГ являются в конечном счете драйвером раз-вития и технического прогресса энергетической промыш-ленности.

ТУРБОновостиНа Пунгинском подземном хранилищегаза завершен первый пусковой этап

«Стройгазмонтаж» завершил ра-боты первого пускового этапа наПунгинском подземном хранилищегаза. Заказчик – ООО «Газпромцентрремонт». Подрядчик – ООО«Энергогаз». Эксплуатирующая орга-низация – ООО «Газпром трансгазЮгорск».

На объекте установлено два ГПА-16 ПХГ «Урал». В состав ГПА входитгазотурбинная установка ГТУ-16Ппроизводства ОАО «ПМЗ» на базедвигателя ПС-90ГП2 и центробеж-ный компрессор НЦ-16ПХГ про-изводства ОАО «Казанькомпрессор-маш».

Россия привлекает японские компании к совместной работе в сфере энергетики на Дальнем Востоке

РусГидро, Kawasaki Heavy Industries и Sojitz Corporation подписали согла-шение о сотрудничестве по расширению использования газотурбинных уста-новок.

В рамках подписанного соглашения Kawasaki, Sojitz и дочернее обществоРусГидро – ПАО «РАО ЭС Востока» продолжат взаимодействие по пилотнымпроектам строительства двух ГТУ-ТЭЦ во Владивостоке и Артеме Примор-ского края. Kawasaki проведет сертификацию газотурбинных установок, рас-смотрит возможность локализации их производства на территории Россий-ской Федерации, а также совместно с Sojitz создаст новую компанию потехническому обслуживанию газотурбинных установок.

ЯТЭК, Kawasaki Heavy Industries и Sojitz Corporation, а также ПравительствоРеспублики Саха (Якутия) подписали Соглашение о сотрудничестве, котороестало продолжением совместной работы в сфере электро- и теплоэнергетики.В соглашении, в частности, говорится о возможности внедрения японскогогазотурбинного оборудования на производственных объектах «Якутской топ-ливно-энергетической компании» для улучшения обеспечения электричествоми теплом населенных пунктов и предприятий Якутии.

Подготовительная работа по этому соглашению началась еще в февралеуходящего года, в ходе рабочей встречи в Якутске стороны обсудили перспек-тивы совместной работы. Сейчас определена главная рабочая площадка дляапробации и использования современного японского оборудования – поселокКысыл-Сыр, где находится главная производственная база компании ЯТЭК.В январе 2017 года будет создана рабочая группа по реализации проекта и определен поэтапный план работы.

Сжиженный природный газ, по мнению многих экспертов – экологически безопасныйэнергоноситель XXI века, криогенная жидкость с содержанием метана не менее 86% об.

(ТУ 05-03-03-85) и температурой кипения от –162 °С. При регазификации из 1 куб. м СПГполучают около 600 куб. м газа при нормальных условиях (760 мм рт. ст., 0 °С).

Нижняя граница теплоты сгорания — 50 116 кДж/кг.

Пунгинское ПХГ

ТУРБОновости


Система газоподготовки «ЭНЕРГАЗ» действует в составе новой ГТУ-ТЭЦ на Усинском месторождении

Усинское нефтяное месторождение ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» оснащено энергоцентром собственных нужд набазе ГТУ-ТЭЦ. Установленная электрическая мощностьГТУ-ТЭЦ составляет 100 МВт (номинальная – 125 МВт),тепловая мощность – 152,1 Гкал/ч. Генерирующее обо-рудование включает пять энергоблоков ГТЭС-25ПА про-изводства АО «Авиадвигатель», каждый из которых вы-полнен на основе газотурбинной установки ГТЭ-25ПАмощностью 25 МВт.

Основное и резервное топливо для энергоцентра –попутный нефтяной газ. Необходимые параметры газапо чистоте, температуре, давлению и расходу обеспечи-вает многофункциональная система газоподготовки«ЭНЕРГАЗ», разработанная по специальному проекту.В состав системы входят дожимная компрессорная стан-ция и пункт подготовки газа.

Блочный пункт подготовки газа (БППГ) производ-ства ООО «БелгородЭНЕРГАЗ» представляет собой тех-нологическую установку с максимальной интеграциейэлементов на единой раме. Основное назначение – из-мерение расхода и фильтрация газа. БППГ укомплекто-ван двухлинейным узлом коммерческого учета, сепара-тором-пробкоуловителем и блоком фильтрации. Степеньочистки газа составляет 100 % для жидкой фракции и 99,8 % для твердых частиц размером более 10 мкм.

Дополнительный функционал – подготовка топливадля котельной собственных нужд. С этой целью БППГоснащен узлом подогрева газа и системой редуцирова-ния. Производительность пункта – 2260…21 684 кг/ч(2430…24 059 м3/ч).

БППГ располагается на открытой площадке (внутрилегкосборного укрытия), оборудован всеми необходи-

мыми инженерными системами. Режим работы – авто-матический. После предварительной подготовки основ-ной поток газа направляется в дожимную компрессор-ную станцию.

ДКС компримирует газ до рабочего давления в диа-пазоне 4,5…5 МПа и подает его в турбины ГТУ-ТЭЦ. Со-стоит из трех компрессорных установок (ДКУ) EGSI-S-150/1500WA винтового типа. Каждая ДКУ имеетпроизводительность 21 447 кг/ч (23 794 м3/ч) и рас-считана на 100 % нагрузку от общего объема топлива,подаваемого на энергоблоки. Расход газа корректиру-ется двухуровневой системой регулирования произво-дительности.

ДКС полностью автоматизирована. ИндивидуальныеСАУ установок интегрированы в групповую систему ав-томатизированного управления и контроля, котораякоординирует работу этих ДКУ в составе компрессор-ной станции и сопряжена с верхним уровнем АСУ ТПэнергоцентра.

Установки размещаются в отдельных блок-моду-лях, снабженных системами жизнеобеспечения (обогрев, вентиляция, освещение) и безопасности (пожарообнаружение, пожаротушение, газодетекция).Согласно требованиям заказчика, на все ДКУ допол-нительно установлены узлы осушки газа и анализаторытемпературы точки росы с устройствами для отборапроб.

Специалисты ЭНЕРГАЗа принимают участие в про-екте строительства еще одного энергоцентра собствен-ных нужд ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» – ГТУ-ТЭЦ электри-ческой мощностью 75 МВт на Ярегском нефтети-тановом месторождении.

Блочный пункт подготовки газа Дожимная компрессорная станция



Естественно, компания, участвующая в подобных мероприятиях, непреследует цели продвижения только одного узкоспециализирован-ного направления своей деятельности. Были представлены разра-

ботки в области электрических двигателей, гидрогенераторов, новые под-ходы к сервису и модернизации существующего оборудования, но, учитываяспецифику журнала, речь все же шла о турбогенераторах для газотурбинныхустановок.

В декабре 2015 г. между НПО «ЭЛСИБ» и ООО «Русские Газовые Турбины»был подписан договор на изготовление и поставку восьми турбогенераторов с воз-душным охлаждением единичной мощностью 90 МВт для газовых турбин 6F.03(6FA), производство которых локализовано в г. Рыбинске Ярославской области, а уже в сентябре 2016 г. первый турбогенератор прошел комплексные испытанияи отправлен заказчику. В связи с этим изменились ли приоритеты и станет лиданное направление ключевым для компании?

Да, за последний год произошел определенный всплеск и увеличениедоли по направлению турбогенераторов. Помимо контракта с «Русскими Га-зовыми Турбинами» мы заключили еще один договор с Уральским турбиннымзаводом на поставку турбогенераторов для паросиловых блоков СветловскойТЭЦ, т. е. суммарно для нужд «Калининградской генерации» будет отправлено11 машин. Причем сроки очень сжатые, восемь турбогенераторов по первомуконтракту мы должны отгрузить до января 2017 г., что, естественно, сказалосьна производственном графике предприятия. Поэтому в этом году увеличенадоля генераторного направления, но, как ни странно, достаточно оживлен-

АКТУАЛЬНОЕ ИНТЕРВЬЮ НПО «ЭЛСИБ»: новые горизонтынационального электромашиностроения

На прошедшей в Москве выставке-форуме Power-GenRussia 2016 сотрудникам журнала удалось пообщатьсяс генеральным директором НПО «ЭЛСИБ» ДмитриемБезмельницыным. Предприятие с богатейшей историей в последнее время притягивает внимание газотурбинногосообщества в связи заключением ряда контрактов напоставку турбогенераторов для современных газотурбин-ных и парогазовых электростанций. Помимо этого,компания продолжает активно развиваться, ежегодно в портфеле заказов компании примерно 30 % заказов нановую технику, которая проектируется и изготавливаетсяпредприятием на основе спецтребований и индивидуаль-ных технических заданий заказчиков.

Безмельницын Дмитрий Аркадьевич -генеральный директор ОАО НПО «ЭЛСИБ»



ным остается и рынок двигателей. На рынке сервиса, ка-сающегося модернизации и реконструкции существую-щих турбогенераторов, наоборот, наметилось снижениепроизводства, многие проекты были перенесены на бу-дущее. Мы это связываем с некоторой неопределен-ностью макроэкономической ситуации, сделан секвестрремонтных программ, а возможно, это связано с пере-распределением от года к году объемов ремонтов междутепломеханическим и электрическим оборудованием, и в этом году больший упор сделан на ремонт котельногои турбинного оборудования.

Следующий год нас ждет уже законтрактованнымиобязательствами по турбонаправлению, предстоит уча-стие во всех конкурсах по гидротурбинам, ожидаетсявсплеск сервиса турбогенераторов.

Несмотря на загруженный год по турбогенераторномунаправлению, компания активно занимается разработкойенового оборудования, в том числе турбогенератора с воздуш-ным охлаждением большой мощности для модернизирован-ного газотурбинного двигателя ГТД-110М. С чем связан ин-терес к данной программе, и как вы оцениваете перспективымодернизированного двигателя?

Несмотря на то что программе ГТД-110 уже около15–20 лет и двигатель до сих пор не доработан до конца,списывать со счетов эту машину нельзя хотя бы потому,что это единственный российский газотурбинный дви-гатель подобной мощности. И при успешной реализа-ции программы модернизированного двигателя ГТД-110М он найдет своего потребителя благодаря неплохимтехническим параметрам, более привлекательным стои-мостным характеристикам и снижению финансовогориска при курсовой нестабильности рубля и отсутствиюпривязки к зарубежным производителям комплектую-щих и сервисным организациям. Что же касается нашегоинтереса, то, по информации из открытых источников,модернизация и доводка двигателя ГТД-110М будет за-вершена в среднесрочной перспективе (2017–2018 гг.),и к этому времени мы готовы будем предложить свойтурбогенератор с воздушным охлаждением аналогичноймощности для комплектации строящихся электростан-ций.

Раз речь зашла о новом турбогенераторе мощностью по-рядка 110–115 МВт, расскажите об индивидуальных осо-бенностях этой машины и тех инновациях, которые быливнедрены при производстве.

Идея создания подобного турбогенератора для ГТД-110 не нова, еще в 2009 г. НПО «ЭЛСИБ» согласовало и подписало с НПО «Сатурн» технические условия наразработку и производство турбогенератора ТФ-110Г-2УЗ с воздушным охлаждением для сопряжения с газо-вой турбиной, и в этот же год был разработан проектнового турбогенератора. В 2015 г. мы предложили новую

разработку ТФ-115Г-2УЗ уже под модернизированныйдвигатель ГТД-110М. Мы обладаем колоссальным опы-том проектирования и производства турбогенераторовдля паровых турбин, и, естественно, данные разработкистали базой для проектирования турбогенераторов длягазотурбинных двигателей.

Основные технические решения для генераторов се-рии ТФ заключаются в следующем: турбогенератор вы-полнен с непосредственным воздушным охлаждениемобмотки ротора и сердечника статора и косвеннымохлаждением обмотки статора. Воздушная система са-мовентиляции работает по замкнутому контуру с охлаж-дением циркулирующего воздуха в воздухоохладителях.Циркуляция воздуха в корпусе турбогенератора осу-ществляется вентиляторами, установленными на валу с двух сторон бочки ротора. Циркуляцию воды в возду-хоохладителях обеспечивают насосы, расположенные

Подписание контракта между НПО «ЭЛСИБ» и ООО «Русские Газовые Турбины» на поставку восьми турбогенераторов для проекта «Калининградской генерации»

Статор турбогенератора ТФ-90Г-2УЗ в сборочном цехе НПО «ЭЛСИБ»



вне турбогенератора, температура охлаждающей водына входе в воздухоохладители порядка 32 °С. В камерахуплотнения вала обеспечивается избыточное давлениедля предотвращения попадания загрязненного воздухаизвне внутрь корпуса генератора. Восполнение утечеквоздуха из турбогенератора осуществляется с помощьюсистемы наддува, оснащенной специальными фильт-рами. Изоляции обмотки статора изготавливаются наоснове современных лент с улучшенными диэлектриче-скими и теплофизическими свойствами. Изоляциястержней термореактивная класса нагревостойкости F.

И все же приоритетным проектом в турбогенераторномнаправлении является выполнение контракта для «Кали-нинградской генерации». Как обстоят дела в реализацииданного проекта?

Как уже было сказано, восемь турбогенераторов ТФ-90Г-2УЗ для работы совместно с газотурбинными двига-телями 6FA в Калининградской энергосистеме мыдолжны поставить до января 2017 г. В августе этого годабыли успешно завершены комплексные испытания пер-вого турбогенератора ТФ-90Г-2УЗ и в сентябре он былотгружен заказчику. Полученные результаты испытанийподтвердили полное соответствие параметров техниче-скому заданию, нормативно-техническим и регламенти-рующим документам: полная мощность на номинальномрежиме 112,5 МВА (117,7 МВА в длительно-допустимомрежиме), активная мощность 90 МВт, номинальное на-пряжение 10,5 кВ, сила тока 6186 А, коэффициент мощ-ности 0,8, частота вращения 3000 об/мин, КПД 98,3 %.Механические, электрические и тепловые испытания, а также вибрационные и акустические исследованиябыли проведены в присутствии как представителей за-казчика – ООО «Русские Газовые Турбины», так и экспер-тов из компании GE и ООО «ИНТЕР РАО-Инжиниринг».

Сейчас генерация в России в газотурбинном секторе по-шла по пути строительства крупных парогазовых установок

большой мощности. На территории России появились объ-екты с мощнейшими газотурбинными двигателями 200–300МВт зарубежного производства. Планируется ли выходНПО «ЭЛСИБ» на рынок в данном сегменте мощности?

Мы уже присутствуем на этом рынке. У нас суще-ствует линейка турбогенераторов серии ТВН, правда с жидкостным охлаждением, мощностью от 160 до 525МВт. Есть опыт поставки машин 300–500 МВт на Кашир-скую, Рефтинскую, Экибастузскую ГРЭС. Из последнихпроектов можно отметить поставку турбогенераторовс воздушным охлаждением ТФ-160-2 на КраснодарскуюТЭЦ для работы в составе ПГУ-410. Пока все мощныетурбогенераторы предназначены для работы совместнос паровыми турбинами, но производственные и инже-нерно-технологические мощности позволяют нам изго-тавливать и турбогенераторы с воздушным охлаждениемдля газовых турбин в диапазоне 200–220 МВт, и при на-личии заказов мы готовы освоить данное производство.

Проектов подобной мощности на самом деле нетак много, и конкуренция очень жесткая: каждый про-изводитель, который традиционно ориентирован наконкретный сегмент, старается защитить свое преиму-щественное право и всячески предотвратить появле-ние на рынке других игроков. Опять же наличие илиотсутствие референции является одним из важнейшихфакторов при выборе поставщиков оборудования. Темне менее это одно из наших стратегических направле-ний, и при появлении соответствующих проектов мыготовы бороться за роль поставщика основного обо-рудования.

Традиционно на отечественном рынке турбогенераторовсуществовало 2–3 основные компании – российские произво-дители, такие, как «Силовые машины», «Электротяжмаш-Привод», «Ленинградский электромашиностроительный за-вод», до недавнего времени завод «Электротяжмаш»(Харьков, Украина), и ряд крупнейших зарубежных произво-дителей. Как вы оцениваете место НПО «ЭЛСИБ» на этом

На производственной площадке НПО «ЭЛСИБ»Испытание турбогенератора ТФ-90Г-2УЗ перед отгрузкой в Калининградскую обл.



рынке, и изменилось ли процентное перераспределение долейрынка в связи с политикой государства на импортозамеще-ние?

О процентном распределении говорить не будем,это тема отдельного аналитического исследования, нотенденции прослеживаются явно. На рынке увеличиласьдоля отечественного оборудования, и контракт с «Рус-скими Газовыми Турбинами» тому подтверждение: в про-екте по сути с иностранными газотурбинными установ-ками GE, которые только начали локализовывать натерритории России, тендер на поставку турбогенерато-ров выигрывает российская компания. Да, преимуще-ственные права в данном проекте получили российскиепоставщики по условиям конкурса, но и возросшие кон-

курентные преимущества некоторых российских постав-щиков нельзя сбрасывать со счетов, так как подобныепроекты нельзя реализовать только с учетом российскихтребований к энергетическому оборудованию, прихо-дится учитывать многие международные требования к проектированию и производству подобного оборудо-вания.

Это абсолютно правильное направление, котороезакладывает почву и фундамент в развитие турбогене-раторостроения и электромашиностроения в нашейстране и полностью вписывается в логику националь-ного интереса и стратегию развития промышленностиРоссии.

Беседовал Александр Смирнов

ТУРБОновостиКурская ТЭЦ СЗР компании «Квадра» прошла аттестацию

На ТЭЦ СЗР (Северо-Западногорайона) Курского филиала компании«Квадра» успешно прошли испыта-ния по определению фактическойрасполагаемой мощности генери-рующего оборудования ПГУ-115 МВт.До этого аттестация мощности паро-газовой установки проводилась в июне 2011 года при вводе ее в экс-плуатацию.

Во время тестирования все основ-ное оборудование ПГУ на протяже-нии восьми часов работало при мак-симальной нагрузке. За ходом испы-таний наблюдали представители ко-миссии, в числе которых были спе-циалисты Курского филиала компа-нии «Квадра» и представительфилиала АО «СО ЕЭС» КурскогоРДУ.

По результатам испытаний фак-тическая располагаемая мощностьгенерирующего оборудования ПГУсоставила 117,6 МВт. Специалистыубедились в надежности и работоспособности основного оборудования и вспомогательных систем, никаких от-клонений в работе комиссия не выявила.

В эксплуатации на ТЭЦ СЗР находится шесть водогрейных котлов общей производительностью 600 Гкал/ч, а также оборудование ПГУ, в состав которого входят две газотурбинных установки LM6000 PD SPRINT мощностью45 МВт каждая (General Electric), паровая турбоустановка Т-25/34-3,4/0,12 мощностью 25 МВт производства Калужского турбинного завода, два паровых котла-утилизатора Пр-75-39-440 Д производства Подольского маши-ностроительного завода (ОАО ЗиО) Установленная электрическая мощность составляет 116,9 МВт, тепловая –710 Гкал/ч.

ПГУ-115 МВт на базе КСЗР г. Курска



ВведениеООО «ТД «Технекон» имеет мно-

голетний опыт контроля и диагно-стирования вибрационного состоя-ния турбомашин различных типов.Компания разрабатывает и произво-дит аппаратно-программные ком-плексы для измерения, контроля и анализа вибрации, которые внед-рены на многих промышленных объ-ектах как в России, так и за ее пре-делами [1]. В последнее время в модельный ряд разработок ООО«ТД «Технекон» были добавлены тех-нические решения для измерения и контроля вибрации пламени в ка-мерах сгорания газовых турбин. Приэтом имеются решения как для ста-ционарного использования на всемпротяжении эксплуатации газовойтурбины, так и для использования

в процессе проведения стендовыхиспытаний камер сгорания и их до-водки в составе газовой турбины.

Проблема вибрационного горе-ния в камерах сгорания индустри-альных турбин появилась с уже-сточением экологических требо-ваний к производству, в частностис ограничением выбросов в атмо-сферу окислов азота. Возникнове-ние вибрационного горения яв-ляется существенной проблемойкамер сгорания, спроектированныхс учетом жестких экологическихтребований [2]. Следствием возник-новения вибрационного горенияможет явиться разрушение кон-струкции ГТУ. Непрерывный мони-торинг пульсаций акустическогодавления в камере сгорания позво-ляет своевременно выявлять начало

СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ

И КОНТРОЛЯ Технические решения для контроля вибрационногогорения в камере сгораниягазовой турбины

В статье рассматриваетсяподход к реализацииаппаратурного решениядля измерения пара-метров акустического поляв камере сгорания.Своевременное выявлениевозрастания акустическихпульсаций в заданныхдиапазонах частот позво-ляет диагностироватьразвитие вибрационногогорения в камере сгоранияи принимать меры по предотвращениюразрушения конструкциигазотурбинной установки.Предлагаются аппара-турные решения длягазотурбинных установок,находящихся в эксплуа-тации, а также для стен-довых испытаний газо-турбинных установок или их камер сгорания.

Рис. 1. Измерительный зонд

Ф. В. Матюгин, М. Н. Старых, Д. В. Третьяков – ООО «ТД «Технекон»



развития вибрационного горения и, соответственно,корректировать режим работы газовой турбины.

Конструкция измерительного зонда

Для измерения параметров акустического поля в ка-мере сгорания был спроектирован измерительный зонд(рис. 1). Акустическая волна из камеры сгорания по-падает в прямолинейную измерительную трубку 1 с внут-ренним диаметром 4 мм и распространяется к адаптеру2 с установленным в нем высокочастотным датчикомдавления 3. В качестве высокочастотного датчика дав-ления, в частности, использовался датчик PCB модели113B28. Диаметр чувствительной поверхности этого дат-чика 5,5 мм, что позволило рационально смонтироватьего по отношению к проходному сечению трубки.Пройдя мимо высокочастотного датчика давления, аку-стическая волна попадает в свернутую в бухту трубку 4длиной примерно 30 м. Распространяясь по этой трубке,акустическая волна постепенно затухает, что исключаетпрохождение мимо высокочастотного датчика давленияотраженной волны, распространяющейся в противопо-ложном направлении. Для обеспечения герметичностиизмерительный зонд заканчивается заглушкой 5. Кон-струкция крепления измерительного зонда 6 к камересгорания определяется местом замера акустическогополя – в межтрубном пространстве камеры сгоранияили непосредственно в жаровой трубе. Выбор длиныпрямолинейного участка измерительного зонда L рас-сматривается с следующем разделе.

Измерительный зонд, за исключением части прямо-линейного участка, располагался в монтажном шкафу600×600×220 мм (фото 1).

При мониторинге вибрационного горения в камересгорания газоперекачивающего агрегата монтажныйшкаф крепится к кожуху ГПА с внешней стороны. Из-мерительный зонд через специальный гермоввод 1 вы-водится из шкафа в направлении газовой турбины(фото 2). Местоположение монтажного шкафа и точкакрепления измерительного зонда к камере сгораниявыбирались таким образом, чтобы акустическая волнаиз камеры сгорания до высокочастотного датчика дав-ления распространялась исключительно по прямоли-нейному участку зонда 2. Допускать изгибы измери-тельной трубки нежелательно, так как это приведет к дополнительным искажениям в замерах акустиче-ского поля в камере сгорания.

Ограничения на выбор конструкции измерительного зонда

При разработке измерительного зонда принималасьво внимание его стоимость. Наиболее дорогим элемен-том конструкции является высокочастотный датчик дав-ления. Датчики, работающие в условиях высоких тем-ператур, не рассматривались из-за их высокой стои-мости. Наиболее приемлемыми с точки зрения стоимо-сти были приняты датчики с максимальной рабочейтемпературой до 130 °С, которые необходимо монтиро-вать на некотором удалении от кожуха камеры сгорания,

Фото 1. Монтажный шкаф (без дверцы) Фото 2. Подсоединение измерительного зонда к кожуху камеры сгорания

1

2



поскольку в некоторых его местах температура можетдостигать 400 °С и выше.

Например, при мониторинге вибрационного горе-ния в камере сгорания ДГ-90 прямолинейный участокизмерительного зонда от кожуха камеры сгорания довысокочастотного датчика давления имел длину 1,2 м.Это позволило разместить датчик вне кожуха газопере-качивающего агрегата, в зоне, где температура не пре-вышает 70 °С.

Еще одной существенной проблемой, которая требо-вала удаления датчика от турбины, являлась выявленнаячувствительность датчика к механической вибрации.

Для оценки погрешности измерений акустическогополя, вызванной чувствительностью датчика к механи-ческой вибрации, было проведено специальное иссле-дование на выпускаемой ООО «ТД «Технекон» вибро-установке поверочной DVC-500, которая соответствуетрабочему эталону 1-го разряда по ГОСТ 8.800-2012. Под-вергавшийся исследованиям датчик монтировался в установленный на виброустановке адаптер в направ-лении вибрации и перпендикулярно к этому направле-нию. Конструкция адаптера исключала проникновениеакустических возмущений на чувствительную поверх-ность датчика. На рис. 2 показаны результаты испытанийдатчика на виброустановке. Кривые строились с учетомпаспортного коэффициента преобразования датчика.

По оси ординат отложены среднеквадратичные значе-ния (СКЗ) преобразованных в кПа сигналов датчиков,вызванных синусоидальной механической вибрациейвиброустановки. Из анализа кривых видно, что в спек-тре механических колебаний ГТУ имеются составляю-щие такой частоты и интенсивности, что результат за-мера акустического поля в камере сгорания будетнедопустимо искажен, если эти вибрации распростра-нятся до высокочастотного датчика давления.

Предполагалось, что на длине измерительного зондаот кожуха камеры сгорания до высокочастотного дат-чика давления вибрации от работающей газовой тур-бины снизятся до незначительного уровня. Фиксацияизмерительного зонда в гермовводе с резиновым уплот-нением также должна способствовать снижению вибра-ции. После начала эксплуатации описываемой системымониторинга на работающей газовой турбине была за-мерена вибрация адаптера, в котором устанавливалсявысокочастотный датчик давления. Замер показал, чтоуровень вибрации адаптера не может оказать практиче-ского влияния на измерение параметров акустическогополя в камере сгорания.

Тестирование измерительного зонда

При движении по измерительному зонду от камерысгорания до высокочастотного датчика давления аку-стическая волна несколько затухает и искажается. Длясоответствующей корректировки замеров параметровакустического поля в камере сгорания требуется знаниеАЧХ измерительного зонда.

Схема снятия АЧХ измерительного зонда приведенана рис. 3. На динамик 1 подавался моночастотный сигнал.Сформированная акустическая волна через дополнитель-ный волновод 2 подавалась к адаптеру с контрольным вы-сокочастотным датчиком давления 3. С другой стороны к адаптеру с контрольным датчиком подсоединялся те-стируемый измерительный зонд 4. Адаптеры и высоко-частотные датчики давления были одинаковыми и взаи-мозаменяемыми. Также учитывалось, что каждый датчикимел свой индивидуальный паспортный коэффициентпреобразования. При проведении опытов дополнитель-ной аппаратурой фиксировалось, что механические виб-рации от динамика 1 не распространяется до адаптера 3с контрольным датчиком.

В процессе опытов из регистрируемых сигналов вы-делялась составляющая с частотой сигнала, подаваемогона динамик. Из сравнения амплитуд этой составляющейв сигналах двух датчиков оценивалось затухание акусти-ческой волны при распространении в измерительномзонде. После проведения серии испытаний и снятияАЧХ высокочастотные датчики давления, установлен-ные в адаптере с контрольным датчиком 3 и в адаптеретестируемого измерительного зонда 4, менялись ме-стами. После этого все ранее проведенные испытанияповторялись. Эксперименты показали, что полученная

Рис. 2. Реакция высокочастотного датчика давлений на механическую вибрацию

Рис. 3. Схема установки для снятия АЧХ измерительногозонда



АЧХ не изменяется при перемене местами датчиков.На рис. 4 представлена зависимость коэффициента за-тухания в измерительном зонде от частоты.

При замерах параметров акустического поля в ка-мере сгорания показания высокочастотных датчиковдавления корректируются с учетом АЧХ измеритель-ного зонда. Опыты по снятию АЧХ проводились прикомнатной температуре и давлении, соответственно, в алгоритм обработки сигналов высокочастотных дат-чиков давления введена возможность коррекции на тем-пературу и давление.

Перед установкой на газовую турбину или на стенддля испытания камеры сгорания все измерительныезонды заполняются водой и испытываются на проч-ность давлением 130 атм. Затем измерительные зондыпродуваются азотом при давлении примерно 6 атм. Припроведении испытаний на прочность и продувках из-мерительных зондов в адаптер на место датчика уста-навливается его габаритный макет.

Испытанные на прочность измерительные зондыпроверяются на герметичность. При отсутствии герме-тичности течение горячих газов из камеры сгораниябыстро выведет из строя датчик давления, не предна-значенный для работы в условиях высоких температур.

Вторичная аппаратура

Для непрерывного мониторинга вибрационного го-рения находящейся в эксплуатации газовой турбины в качестве вторичной аппаратуры обработки данныхиспользуется промышленная аппаратура производстваООО «ТД «Технекон». Например, измеритель вибрациимногоканальный АСТД-2М (фото 3), который являетсясертифицированным средством измерения.

Как правило, измерение и контроль сигналов пуль-саций давления с измерительных зондов выполняетсяодновременно с измерением и контролем механическойвибрации газовой турбины.

При использовании измерительных зондов в про-цессе испытаний камер сгорания газовых турбин наи-более предпочтительным вариантом вторичной аппа-ратуры является портативный многоканальный изме-

ритель вибрации СТД-1410 производства ООО «ТД «Тех-некон» (фото 4). Его отличительной особенностью яв-ляется встроенная память большого объема, котораяпозволяет автоматически записывать сигналы пульса-ций давления как функцию от времени на всем протя-жении испытания, в том числе и непрерывно (режим«магнитофон»).

При использовании аппаратуры любого типа парал-лельно и синхронно с сигналами пульсаций давленияможно записывать сигналы механической вибрации, а также сигналы с параметрических датчиков различныхтипов.

Для визуального анализа параметров акустическогополя, характеризующих развитие вибрационного горе-ния в камере сгорания, используется прикладной про-граммный пакет «Вибродизайнер-Эксперт» разработкиООО «ТД «Технекон» (рис. 5).

Обработка сигналов высокочастотных датчиков давления

Поступающие от высокочастотных датчиков давле-ния сигналы обрабатываются вторичной аппаратурой.

Фото 4. Портативный измеритель вибрации многоканальный СТД-1410

Фото 3. 16-канальный измеритель вибрации АСТД-2М со снятой дверцей шкафа

Рис. 4. Зависимость коэффициента затухания в измерительном зонде от частоты



В процессе обработки рассчитываются среднеквадра-тичные значения пульсаций давления в заданных ин-тервалах частот. При расчетах учитываются амплитудно-частотные характеристики измерительных зондов,возможна корректировка на температуру и давление,соответствующие условиям эксплуатации газотурбиннойустановки. На уровни пульсаций могут устанавливатьсяуставки, что позволяет в автоматическом режиме выда-вать сообщения оператору о наличии высокого уровняпульсаций в камере сгорания и необходимости срочногоизменения режима работы агрегата.

Перспективным направлением обеспечения устой-чивого без развития пульсаций горения является фор-

мирование автоматизированных методов контроля го-рения, основанных на статистических моделях горения.Эти методы должны минимизировать экологическивредные выбросы в атмосферу и не допускать вибра-ционного горения в камере сгорания. Описанные в статье измерительный зонд и вторичная измеритель-ная аппаратура позволяют исследовать процесс развитиявибрационного горения и сбор статистических данныхдля разработки таких автоматизированных методов.

Одним из путей формирования модели горения мо-жет быть использование разработанного ООО «ТД «Тех-некон» самообучающегося программного модуля, осно-ванного на кластерном анализе поступающей инфор-мации [3]. Кроме формирования статистических моде-лей для автоматизированного контроля горения, этотмодуль может использоваться для непрерывного мони-торинга ГТУ. В процессе эксплуатации этот модуль пе-реобучается на поступающей новой информации с датчиков и корректирует статистическую модель горения с учетом износа узлов и реального состояниягазотурбинной установки.

Сейчас ведутся работы по включению данных о раз-витии вибрационного горения в камере сгорания и дан-ных о механических вибрациях в программный модульпараметрической диагностики. Комплексная обработкапоступающей информации позволит вывести диагностикугазовых турбин на качественно новый уровень.

Заключение

Аппаратурный комплекс мониторинга вибрацион-ного горения в камере сгорания газовой турбины поз-воляет своевременно выявлять начало развития вибра-ционного горения и выдавать сигнал как оператору, таки в САУ установки. Разработан вариант аппаратурногокомплекса, который может быть использован при отра-ботке камер сгорания и в исследовательских целях.

В перспективе диагностика вибрационного горениябудет включена как составная часть в новую версию про-граммного модуля комплексной диагностики турбома-шин.

Литература

1. Тимофеев В. В. «Технекон» – передовые подходы к диаг-ностике турбомашин. // Газотурбинные технологии. – 2015.-№ 8.- С.6–9.

2. Третьяков Д. В. Контроль вибрации пламени в камересгорания газотурбинных ГПА. // Газотурбинные техноло-гии. – 2016.-№ 1.- С.10–14.

3. Tretyakov D. “A Self-Learning Diagnosis Algorithm Basedon Data Clustering” // Intelligent Control and Automation, 2016.№7, pp. 84–92. http://dx.doi.org/10.4236/ica.2016.73009

Рис. 5. Программный пакет для визуализации параметровакустического поля: а) тренд СКЗ пульсаций давления в ча-стотной полосе 2,5–2000 Гц; б) cпектр с датчика пульсацийдавления; в) тренд СКЗ с индикацией развития вибрацион-ного горения

a)

б)

в)


ТУРБОновостиУренгойская ГРЭС увеличила мощность

БПЦ Инжиниринг запустил микротурбинную электростанцию кардиологического центра в Минске

На Уренгойской ГРЭС, входящей в АО «Интер РАО –Электрогенерация» в ноябре с. г. специалисты АО «РО-ТЕК» провели малую инспекцию двух турбин ГТЭ-160 и диагностику их вспомогательного оборудования. Все ра-боты были успешно завершены за девять дней.

Были обследованы камеры сгорания, лопаточный ап-парат и другие детали горячего тракта установок. Осмотрпроточных частей турбин при помощи бороскопа не по-казал значимых дефектов. Кроме того, в рамках работспециалисты РОТЕК заменили фильтры грубой очисткии влагоуловители комплексной воздухоочистительнойустановки. Это позволит снизить темп износа газотурбин-ных установок ГТЭ-160 за счет более качественной под-готовки воздуха: удаления из него влаги и твердых частиц.

Ранее была осуществлена переаттестация парогазовойустановки. Установленная мощность ПГУ увеличена на15,6 МВт до 490 МВт. Улучшение показателя стало воз-можным благодаря накопленному опыту эксплуатацииоборудования, который помог реализовать технологиче-ский потенциал энергоблока.

ПГУ состоит из двух газотурбинных установок ГТЭ-160 единичной мощностью 160 МВт (производитель –Ленинградский Металлический завод, филиал холдинга«Силовые машины») с двумя турбогенераторами SGen5-100А (Siemens); двух горизонтальных котлов-ути-лизаторов Е-230/56-7,6/0,65-516/207, разработанныхпо лицензии американской Nooter/Eriksen (ОАО«ЭМАльянс»); одной паротурбинной установки двух дав-лений типа К-160-7,5 (Ленинградский Металлическийзавод) с турбогенератором ТЗФП-160-2МУ3 («Электро-сила», филиал холдинга «Силовые машины»).

Энергоблок проектной мощностью 450 МВт был вве-ден в эксплуатацию в рамках договоров о предоставлении

мощности (ДПМ) в ноябре 2012 года, он соответствуетсамым современным нормам энергоэффективности: КПДэнергоблока составляет 50,6 %. Во время комплексныхиспытаний установленная мощность ПГУ определена Си-стемным оператором на уровне 460 МВт, в прошлом годупосле переаттестации мощность ПГУ была увеличена до474,4 МВт.

В процессе эксплуатации и обслуживания оборудова-ния в различных режимах были проведены комплексныеработы по внесению изменений в алгоритм работы ВНА(входного направляющего аппарата), режимов горения,систем возбуждения, технологических защит и противо-аварийной автоматики. Анализ работы оборудования по-казал, что энергоблок может нести еще большую нагрузкупо отношению к проектной без угрозы технологическихнарушений.

Рост установленной мощности Уренгойской ГРЭС уве-личивает надежность работы энергосистемы Ямало-Не-нецкого автономного округа и Тюменской области в це-лом.

Уренгойская ГРЭС

В Минске запущен в промышленную эксплуатацию современный микротурбинный энергоцентр, заказчикомкоторого выступило ГУ «Республиканский Научно-практический центр «Кардиология» Министерства здраво-охранения РБ. БПЦ Инжиниринг в этом проекте выступил основным подрядчиком, осуществившим поставку ос-новного генерирующего оборудования, их шефмонтаж и пусконаладку. Событие имеет высокое значение для бес-перебойной жизнедеятельности важнейшего социального объекта.

В основу энергоцентра РНПЦ «Кардиология» вошли три микротурбинные установки по 65 кВт с встроеннымитеплоутилизаторами и дожимными компрессорами. Совокупная электрическая мощность энергоцентра составляет195 кВт, тепловая – 345 кВт. Режим когенерации позволяет эффективно использовать топливные ресурсы и спо-собствует снижению затрат на генерацию тепла, которое используется для нужд горячего водоснабжения кардио-логического центра и его отопление в холодное время года.

Микротурбины работают параллельно с сетью, обеспечивая порядка 60 % нагрузки потребителей кардиоцентра,важнейшими из которых являются реанимационные и операционные отделения. В случае перебоев внешнегоэлектроснабжения генерирующие установки автоматически переходят в островной режим, обеспечивают беспе-ребойное энергоснабжение жизненно важных систем и оборудования кардиоцентра.

Таким образом, реализована схема энергоснабжения объекта по первой категории надежности. Высокое каче-ство вырабатываемой электроэнергии гарантирует исправную работу сложного и дорогостоящего оборудованиямедицинского учреждения.


Испытательный стенд ПАО УМПО оснащается компрессорной установкой от компании ЭНЕРГАЗ

Sulzer приобретает газотурбинный бизнес холдинга «РОТЕК»

В ноябре 2012 года был введен в эксплуатацию ис-пытательный стенд, построенный АО «Уфа-АвиаГаз»(дочернее предприятие ПАО «Уфимское моторострои-тельное производственное объединение»). Комплексосуществляет эквивалентно-циклические испытания га-зотурбинных двигателей АЛ-31СТ, применяемых в газо-перекачивающих агрегатах и на электростанциях.

Испытательный стенд УМПО позволяет испытыватьотдельные агрегаты и узлы, а также всю конструкциюдвигателя при значительно ускоренных циклическихнагрузках в искусственно созданных экстремальныхусловиях (по сравнению с естественными условиямиэксплуатации). На стенде тщательно тестируются кон-струкции рабочих лопаток и опор турбин высокого дав-ления, от работоспособности которых непосредственнозависит общий ресурс и надежность привода.

В рамках модернизации стенд оснащается дожимнойкомпрессорной установкой (ДКУ) для бесперебойногоснабжения испытуемых ГТД топливным газом с уста-новленными параметрами по чистоте, давлению, тем-пературе и расходу.

ДКУ типа EGSI-S-55/350WA, поставляемая компа-нией ЭНЕРГАЗ, будет компримировать газ до необхо-димого рабочего уровня (2,8…3,2 МПа) и подавать егона газогенератор приводов в процессе их тестирования.Оборудование разработано по специальному проекту,предназначено для работы в условиях высокой интен-

сивности запусков и остановов и разной продолжитель-ности испытаний. Производительность ДКУ составляет6500 м3/ч.

За эффективный контроль, управление и безопаснуюэксплуатацию ДКУ отвечает система автоматизирован-ного управления и регулирования. САУиР представляетсобой полнокомплектную двухуровневую систему, кото-рая интегрирована в АСУ ТП стенда.

Первый уровень – отсек управления ДКУ, размещен-ный внутри блок-модуля установки и отделенный от тех-нологической части (машинного зала) газонепроницае-мой огнестойкой перегородкой. Второй уровень – пультдистанционного управления (автоматизированное ра-бочее место – АРМ), расположенный в операторнойобъекта.

Поэтапный ввод в действие ДКУ топливного газапроведет компания ЭНЕРГАЗ. Технические специали-сты выполнят шефмонтаж, пусконаладку и индивиду-альное тестирование оборудования, комплексное опро-бование ДКУ в сопряжении с газотурбинным двига-телем, а также обучение эксплуатирующего персоналазаказчика.

Для ЭНЕРГАЗа это уже четвертый проект в ряду ана-логичных. Ранее компрессорными установками былиоснащены стенды испытаний газовых турбин ПАО«Протон – Пермские моторы», АО «ОДК – Газовые тур-бины» и ЗАО «Невский завод».

Испытательный стенд УМПОЗаводские испытания ДКУ

Швейцарский промышленный концерн Sulzer подписал соглашение, согласно которому компания получаетконтроль над газотурбинным бизнесом промышленного холдинга «РОТЕК», основанного в 2010 году (входит в состав группы «Ренова»).

«Ренова» сохранит 49 % акций в объединенной компании, которая будет работать под брендом Sulzer. В ре-зультате сделки Sulzer становится значимым игроком на российском рынке сервисного обслуживания турбин с доходом около 40 млн швейцарских франков ($39,2 млн). В 2015 году доход газотурбинного бизнеса «РОТЕК», в котором заняты около 50 сотрудников, достиг 35 млн франков.

Другие виды деятельности группы «РОТЕК» (производство паровых турбин и EPC-проекты) не являютсячастью сделки.



Это реальный путь получениядополнительной электроэнер-гии на электростанциях с ГТУ

или ПГУ, установленными не тольков жарком климате, но и в средних ши-ротах, где среднесуточная темпера-тура в течение 4–5 месяцев превы-шает +12…+15 °С.

Охлаждение всасываемого воз-духа на входе в первый по ходу воз-духа компрессор ГТУ, охлаждениевоздуха в трубчатых водо-воздуш-ных охладителях между КНД, КСД и КВД или только между КНД и КВДдля увеличения мощности и КПДГТУ применяется со времени созда-ния первых в мире и в СССР ГТУ.Например, с 1955 года такая уста-новка работает на ГТУ типа ГТ-12-3в Шатске, с 1960 г. – на ГТ-25-700 в Киеве, на ГТ-100-750 в Якутске и с 1967 г. – в Краснодаре. Еще триустановки ГТ-100 эксплуатируютсяна ГРЭС-3 ПАО «Мосэнерго» до сихпор в качестве аварийных.

Такой же способ охлаждения воз-духа между компрессорами КНД и КВД с помощью водо-воздушныхтрубчатых охладителей применяетGeneral Electric в установке LMS-100.

Западные фирмы, в основномамериканские, стали активно разви-вать охлаждение воздуха на всасыва-нии ГТУ сравнительно недавно – с 1990-х годов на конвертируемыхГТУ средней мощности 30–60 МВт.Это делалось в основном с целью по-высить сравнительно невысокиетехнико-экономические показателиэтого семейства ГТУ, в первую оче-редь мощность. Температуры газов

на выходе из таких ГТУ остаются не-большими по сравнению с энергети-ческими ГТУ такой же и большеймощности: около 450 °С против 570 °С. Это сдерживает их примене-ние в ПГУ с паровыми котлами-ути-лизаторами.

Самый простой способ

Основным, относительно про-стым способом является впрыскводы на всасывание компрессораГТУ. Но он имеет свои ограниченияи минусы: впрыск воды, как пра-вило, не может превышать 2–3 %расхода воздуха через компрессор.Кроме того, нужна сама безвоз-вратно теряемая химочищеннаявода. При этом установки ультра-фильтрации и подготовки воды длявпрыска по цене сравнимы со стои-мостью самой ГТУ. Например, уста-новки с возвратом воды типа «Водо-лей», разработанные Николаевскимпредприятием «Машпроект» и фир-мой «Салют» для ТЭЦ-28 Мосэнерго,дальше опытных образцов не пошлииз-за сложности тепловой схемы.

Особенности системы впрыскаводы Sprint, применяемой GE, рас-смотрены ниже на примере ГТУтипа LM6000PF Sprint. Эта установкаоборудована системой впрыска водыво всасывающий патрубок компрес-сора в районе конфузора на входе в КНД или между компрессораминизкого (КНД) и высокого (КВД)давления с целью повышения мощ-ности ГТУ (рис. 1). Впрыск воды навходе в КНД выполняется при лю-

ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКОЕ

ОБОРУДОВАНИЕ Производим электроэнергию«из воздуха»

Охлаждение воздуха на входе в компрессор ГТУв теплый период годапозволяет компенсироватьсезонные потери электри-ческой мощности до 15 %,исключает вероятностьневыполнения условийДПМ и повышаетэффективность использо-вания топлива на 1,5–2 %.

Г. Г. Латыпов, Т. Г. Кузьмина – Компания ЭСТ (ООО «ТД Энергосберегающие технологии»)



бой влажности воздуха и температуре больше 7 °С. Эф-фект впрыска воды на всасе КНД основан на том, чтопри относительной влажности атмосферного воздуханиже 100 % впрыскиваемая вода испаряется за счеттепла воздуха, при этом за счет теплоты парообразова-ния снижается его температура (адиабатическое охлаж-дение воздуха) и компрессор ГТУ переходит на режимпо расходу и давлению, соответствующий сниженнойтемпературе с повышением КПД и расхода, одновре-менно с этим сама впрыскиваемая вода увеличивает мас-совый расход рабочего тела через турбину и его тепло-емкость, что также увеличивает ее мощность.

Впрыск воды между КНД и КВД выполняется притемпературе наружного воздуха –6…+7 °С. Для согласо-вания работы КНД и КВД последний снабжен шестьюрядами поворотных направляющих аппаратов.

Система аэрозольного промежуточного охлажденияна впуске ISI (Intercooling System) (рис. 2, 3), применяе-мая в установках Trent 60 WLE производства Rolls-Royce,обеспечивает повышение рабочих характеристик притемпературах окружающей среды выше 7 °C для сжатойпароводяной смеси и выше 13 °C при использованиипароводяной смеси, сводя при этом к минимуму допол-нительный расход воды и вспомогательную нагрузку в сравнении с другими технологиями охлаждения навпуске с аналогичным улучшением рабочих характери-стик. Система ISI позволяет обеспечить максимальнуюмощность для турбины Trent 60 WLE на широком рабо-чем диапазоне и обеспечивает значительное повышениефорсированного наддува и удельного расхода тепла привысоких температурах окружающей среды. Типовые по-вышения рабочих характеристик составляют 15–30 %по мощности и 3–6 % по удельному расходу теплоты посравнению с газовой турбиной Trent 60 WLE, расходводы сводится к минимуму.

Вода для сжатой пароводяной смеси проходит в си-стему воздухозабора газовой турбины. Система охлажде-ния пароводяной смесью обеспечивает дозированную по-дачу воды для пароводяной смеси с целью управлениянасыщением потока воздуха на впуске посредством трехблоков подачи пароводяной смеси поэтапно, с тем чтобыобеспечить максимальную гибкость и управление по диа-пазону температуры окружающей среды. Предусмотренотри этапа охлаждения сжатой пароводяной смесью; каж-дый этап обеспечит однородное распределение капельводы в потоке воздуха на впуске. Этапы проводятся неза-висимо и контролируются системой управления. Системасжатой пароводяной смеси обеспечит расход воды дляизмеряемого охлаждения пароводяной смесью до 3 651 кг/ч (8 050 фунт/ч) через форсуночные стойки,установленные перед компрессором НД газовой турбины.Система ISI сжатой пароводяной смеси начинает работатьпри мощности, превышающей мощность газовой турбиныTrent 60 WLE, работающей с ISI пароводяной смесью, дляоптимизации КПД установки и сведения к минимуму рас-хода воды при меньших нагрузках.

Повышение мощности с охлаждением системой ISIформируется из двух составляющих: охлаждения воздухаза счет адиабатного испарения и повышения расходасреды и теплофизических свойств за счет впрыска па-ровоздушной смеси на вход компрессора, причем втораясоставляющая практически не зависит от влажности

Рис. 1. Система Sprint для LM6000-PF Sprint

Рис. 2. Система ISI для Trent 60 WLE

Рис. 3. КВОУ с модулем установки блока пароводяной смеси системы ISI для Trent 60 WLE



воздуха, чем и обусловлено это превышение для ISI прибольшой влажности воздуха.

Схема предварительного охлаждения воздуха в КВОУ на базе искусственного тумана (фото 1) реали-зована на более чем тысяче газовых турбин от 5 до 250 МВт.

В табл. представлены данные по эффективностиохлаждения воздуха в КВОУ на базе искусственного ту-мана для ряда ГТУ различной мощности (получены изоткрытых источников). К сожалению, отсутствует от-носительная влажность наружного воздуха, существенновлияющая на повышение мощности.

Наибольшая эффективность в повышении произво-дительности турбины при охлаждении воздуха в КВОУ

на базе искусственного тумана достигается на современ-ных турбинах простого цикла при малой относительнойвлажности воздуха. Адиабатическое испарение происхо-дит только до состояния насыщения воздуха.

Абсорбционный холодильник – эффективное решение

Вместе с тем в последнее время быстро развиваетсямощная холодильная промышленная техника, работакоторой основана на абсорбционных свойствах броми-столитиевого водного раствора, где в качестве хлада-гента выступает вода. Речь идет об АБХМ (абсорбцион-ные бромистолитиевые холодильные машины) и АБТН(абсорбционные бромистолитиевые тепловые насосы).В отличие от парокомпрессионных холодильных ма-шин, АБХМ работают за счет тепловой энергии, не вос-требованной в теплый период года (горячая вода, пар,отходящие газы). Это позволяет создавать системыохлаждения, не повышающие существенно электропо-требление для собственных нужд.

Чиллеры фирмы Shuangliang Eco-Energy Systems на-ходятся в эксплуатации с 1996 году в Китае (ПГУ 51), а концерн GE использует чиллеры Shuangliang Eco-Energy Systems для охлаждения воздуха на всасе ГТУтипа LM-6000 Sprint с января 2010 года. Реализуетсядвойная система: АБХМ обеспечивает снижение темпе-ратуры воздуха, а Sprint – повышение параметров (объеми теплоемкость) рабочего тела.

В 2011 г. в Саудовской Аравии применена установкадля охлаждения воздуха на всасе компрессоров ГТУMS7001FA мощностью 85 МВт на базе АБХМ ShuangliangEco-Energy Systems, работающей на отходящем газе.

Фото 1. Установка форсунок для газовой турбины 7FA General Electric

Модель ГТУ Выходная мощность, кВтМощность

при +35 °С, кВтПоток тумана, л/мин

Мощность при +26 °С, кВт

Повышение мощности,кВт (%)

Alstom GT 8c 52600 41061 45 45980 4919 (12,0)

Alstom GT 11N 83880 70013 82,3 74920 4907 (7,0)

GE 5341N 24750 20252 71 22143 1891 (9,3)

GE6541 B 39615 32707 79 35500 2793 (8,5)

GE 7111EA 84920 69533 76,5 75033 5500 (7,9)

GE 7221 FA 161650 128621 110 139998 11377 (8,8)

GE 9171E 126206 102777 106 111446 8669 (8,4)

GE LM2500+PK 27017 19001 20,8 22917 3916 (20,6)

GE LM6000PA 41020 25310 30,3 33475 8165 (32,3)

Solar Mars 10685 8443 10,6 9526 1083 (12,8)

SW501 F 171790 139596 114 150812 11216 (8,0)

SW V94/2 159410 133185 302 145237 12052 (9,0)

SW 701 F 252560 206463 169 223512 17049 (8,3)

Влияние охлаждения воздуха в КВОУ на базе искусственного тумана для ряда ГТУ различной мощности



Учитывая острый дефицит пресной воды, реализованасхема, позволяющая отказаться от применения испари-тельных градирен.

Первое внедрение в России (2015 г.) – установка наАстраханской ПГУ-110 (фото 2) системы охлаждениявоздуха с применением АБХМ фирмы Shuangliang Eco-Energy Systems.

Успешный опыт эксплуатации системы определилдальнейшее внедрение: на Астраханской ПГУ-235 (пускпервой очереди в 2016 г.) и Буденновской ПГУ-135 такжес чиллерами фирмы Shuangliang.

Структурная схема охлаждения воздуха с примене-нием АБХМ приведена на рис. 4. Основные элементыабсорбционных бромистолитиевых холодильных ма-шин представлены на рис. 5.

Как показано выше, АБХМ могут использовать длясвоей работы не только энергию горячей воды, но и от-бор пара или отходящие газы.

В качестве источника энергии в одноступенчатыхмашинах используется греющий водяной пар низкогодавления 0,1–0,7 ати или горячая вода 80…120 °С. В двух-ступенчатых машинах используется пар среднего дав-ления 4–8 ати, горячая вода 90 °С и выше, отходящие(дымовые) газы температурой выше 300 °С или топливо.Холодильные машины на топливе могут использоватьсяв качестве водогрейного (пикового) котла для сезоннойвыработки тепла (фото 3а, б, в).

Принцип действия АБХМ основан на способностираствора бромистого лития поглощать (абсорбировать)более холодные водяные пары (рис. 4). Охлаждаемаявода поступает в трубное пространство испарителя 4,где охлаждается до необходимой температуры за счетиспарения в вакууме хладагента – воды, стекающей

в виде пленки в межтрубном пространстве испарителя.Водяные пары из испарителя поступают в межтрубноепространство абсорбера 5, где абсорбируются воднымраствором бромистого лития, стекающего также в видепленки. Выделяемая при абсорбции теплота отводитсяохлаждающей водой, циркулирующей в трубках абсор-бера. Разбавленный (слабый) раствор из абсорбера с концентрацией 48–52 % насосом через теплообмен-ник 6 подается в межтрубное пространство генератораГВД 1, где выпаривается до концентрации 58–63 % засчет внешнего источника теплоты пара или горячейводы, поступающих в трубное пространство генератора.Упаренный (крепкий) раствор из ГВД через теплообмен-ник 7 возвращается в абсорбер. Пар, образующийся

Фото 2. ПГУ-135 ООО «Лукойл–Астраханьэнерго»

Рис. 4. Структурная схема охлаждения воздуха с применением АБХМ



в генераторе ГВД 1, проходит через генератор ГНД 2(этот пар является горячим источником для ГНД 2),конденсируется и поступает в полость конденсатора 3.За счет тепла конденсации пара в ГНД 2 происходитвыпаривание пара из раствора, находящегося в ГНД,который поступает в конденсатор, где конденсируетсяза счет охлаждающей жидкости и поступает в жидкомвиде в испаритель 4. Для уменьшения температуры кон-денсата от пара, поступающего на ГВД АБХМ, в схемеприменен регенеративный теплообменник 8, обеспечи-вающий подогрев слабого раствора перед ГВД1.

Для регенерации раствора по одноступенчатойсхеме используется пар с давлением 0,07 МПа (изб.) илигорячая вода с температурой до 115 °С.

При использовании греющего пара с давлением 0,4–0,8 МПа (изб.) регенерация раствора проводится подвухступенчатой схеме. При этом расход теплоносителяуменьшается на 40 %.

При работе двухступенчатой АБХМ на паре (рис. 4)задействованы три потока теплоносителей:

n греющей среды – пара к генератору АБХМ; n охлаждающей воды к абсорберу и конденсатору;n охлажденной воды – хладоносителя (вода или ан-

тифриз) от испарителя АБХМ для охлаждения потреби-телей холода.

Теплообменные поверхности аппаратов АБХМ вы-полняются в виде горизонтальных пучков из тонкостен-ных медно-никелевых или нержавеющих стальных теп-лообменных труб. Наилучшими эксплуатационнымисвойствами на сегодняшний день обладает нержавею-щая сталь марки SS316L. Эксплуатационная надежность

диктует также применение трубчатых теплообменников(не пластинчатых). Все оборудование машин компону-ется на опорной раме.

Важнейшим показателем надежности АБХМ, опре-деляющим продолжительность ее эксплуатации, яв-ляется достигаемый уровень вакуума. Энергетическиесистемы предъявляют жесткие требования к надежно-сти, поэтому в подавляющем большинстве случаев напрактике применяется оборудование Shuangliang Eco-Energy Systems, у которого этот показатель самыйвысокий в мире, степень вакуумирования не ниже10–10 Па×м3/с, а у ближайших аналогов он выше в 500–1000 раз.

В 2016 году компания ООО «ТД Энергосберегающиетехнологии», эксклюзивный дистрибьютор продукцииShuangliang Eco-Energy Systems в России, отметила по-вышение интереса к системе охлаждения с примене-нием АБХМ со стороны российских энергетиков.

К сожалению, систему охлаждения воздуха (СОВ) навходе в компрессор ГТУ в большинстве случаев прихо-дится проектировать для строящейся или уже действую-щей станции, что приводит к значительным дополни-тельным капитальным затратам из-за неоптимальногорасположения оборудования СОВ на площадке станциии необеспечения СОВ требуемыми энергоресурсами (не-обходимость строительства укрытия для АБХМ, допол-нительные силовые ячейки, трансформаторы, допол-нительная химводоочистка, необходимость переносасуществующих коммуникаций, дополнительных согла-сований с органами Госнадзора, прирезки дополнитель-ных площадей для размещения оборудования и др.). Эти

Фото 3. Абсорбционные чиллеры / нагреватели: а) АБХМ серии HSA/HSB/HSC; б) АБХМ серии DF; в) АБХМ серии ST а) б) в)

Модификация АБХМ HSA/HSB/HSC DF ST

Входящий теплоноситель вода (80…130 °С) продукты сжигания любого вида топлива пар (давление 0,1…0,8 МПа)

Теплопроизводительность*, МВт – 0,240…8 –

Холодопроизводительность, МВт 0,350…10 0,350…10 0,350…10

COP** 0,75…1,4 0,75…1,4 0,75…1,4

* – производительность АБХМ указана для единицы стандартной продукции;

** – COP – отношение холодопроизводительности к затраченной тепловой мощности.



затраты могут быть настолько велики, а имеющиесяограничения настолько существенны, что срок окупае-мости может достигать 7…10 лет.

Если СОВ на основе АБХМ разрабатывается на ста-дии проектирования ПГУ (ГТУ), то капитальные за-траты снижаются почти вдвое, а срок окупаемости непревышает трех лет. Капитальные затраты на «возврат»одного дополнительного мегаватта электроэнергии,«возвращенного» системой TIAC, составляют около1,21,5 млн рублей.

Другой путь повышения эффективности использо-вания АБХМ в энергетических системах – это переводхолодильной машины в режим теплового насоса. Можноиспользовать оборудование, специально предназначен-ное для работы в режиме абсорбционного тепловогонасоса (АБТН). Оно, как и АБХМ, может использоватьв качестве греющего источника пар, горячую воду, от-ходящие газы и прямое сжигание топлива. Единичнаямощность АБТН Shuangliang достигает 100 МВт. Однакоприменение и АБТН и АБХМ может оказаться эконо-мически нецелесообразным.

АБХМ при переводе ее в режим АБТН может обла-дать высокой эффективностью – в единице выходнойтепловой мощности содержится 0,4 ед. «бросового»тепла, например градирни СОВ.

Дополнительный эффект, достигаемый примене-нием АБХМ в системе TIAC, – это возможность исполь-зовать теплообменник охлаждающей воды для нагреваводы в антиобледенительной системе и подогрева цик-лового воздуха.

Автоматический перевод из режима охлаждения в режим нагрева не практикуется, поскольку связан с перенастройкой системы уставок.

Точная оценка экономического эффекта связана с очень большим объемом расчетных работ, особеннодля условий действующей станции. Требуется обследо-

вание станции и получение большого объема информа-ции по оборудованию и действующим системам.

Однако накопленный нами опыт позволяет исполь-зовать экспресс-методику, основанную на уже выпол-ненных ранее расчетах системы TIAC (Temperature Inlet Air Cooling) для ряда парогазовых, газотурбинныхустановок и газовых турбин путем моделирования и применения экспертных показателей, полученныхпо предыдущим расчетам и проверенных практикойвнедрения.

Разработанная экспресс-методика позволяет выпол-нить достоверные расчеты в условиях дефицита исход-ных данных.

Для экспресс-расчета TIAC необходимы следующие исходныеданные:

1. Сведения о газотурбинной установке, тип, коли-чество ГТУ:

n электрическая мощность при номинальных пара-метрах (температура, влажность, давление);

n расчетный расход воздуха, кг/с;n конструкция КВОУ, возможность установки до-

полнительной секции «горения»;n зависимость электрической мощности, электри-

ческого КПД ГТУ, расхода топлива от температуры наружного воздуха, потерь мощности ГТУ от дополни-тельных потерь давления от ВО, установленных в КВОУ;

n зависимость нагрузочных характеристик генера-торов от температуры охлаждающего воздуха и соs ϕгенератора, расхода ОВ на генератор, для оценки не-обходимости и степени охлаждения охлаждающего воз-духа генератора;

n требования по охлаждению укрытия ГТУ и рас-ходы воздуха на вентиляцию укрытия для оценки не-обходимости и степени охлаждения воздуха вентиля-ции укрытия ГТУ.

Рис. 5. Схема двухступенчатой АБХМ, работающей на паре: 1 – генератор высокого давления ГВД; 2 – генератор низкогодавления ГНД; 3 – конденсатор; 4 – испаритель; 5 – абсорбер; 6 – низкотемпературный теплообменник; 7 – высокотемпера-турный теплообменник; 8 – теплообменник конденсированной воды; 9 – насос раствора; 10 – насос холодильного агента



n наличие ограничений (по площади, потреблениюприродной воды, по собственному электропотребле-нию и т. п.). Необходимости укрытия для АБХМ.

2. Сведения о районе размещения (расчетные дан-ные по температуре, влажности наружного воздуха).

3. Сведения о предполагаемом источнике тепловойэнергии (пар, горячая вода, отходящие газы, природныйгаз):

n температура охлаждающей воды для АБХМ,вход/выход;

n допустимый расход греющего источника и его па-раметры, вход/выход;

n для АБХМ с паровым источником тепла систем –требование к паровому конденсату.

После предоставления этих сведений рассчитыва-ется мощность холодильной машины, необходимая длядостижения желаемого эффекта. Нет необходимостистремиться к достижению номинальной мощности прислишком высокой температуре и влажности. В этом слу-чае мы завышаем холодопроизводительность АБХМ, и неоправданно растут капитальные затраты. Оптимумхолодопроизводительности рассчитывается по крите-рию минимального срока окупаемости и обеспечениятребованиям ДПМ по мощности.

4. Выполнение технико-экономического обоснова-ния и оптимизация системы.

Кроме оптимизации производительности и типаАБХМ, для дальнейшего снижения срока окупаемостивыполняется оценка возможности работы АБХМ в двухрежимах (холодильной машины летом и теплового на-соса зимой) с получаемым при этом дополнительномэкономическом эффекте в виде горячей воды с темпе-ратурой до 90 °С.

Выполняется также оценка использования ВО КВОУдля АОС в зимний и переходный периоды для подогрева

циклового воздуха с оценкой дополнительного эконо-мического эффекта по отношению к применяемой настанции системы АОС.

5. Экономические расчеты:n расчет достигаемого эффекта: интегральное уве-

личение электрической мощности ТЭЦ, отсутствиештрафов за недостижение заявленных параметров в си-стеме ДПМ, интегральное снижение потребления газаи оценка влияния отбора пара (для паровых систем) наинтегральную выработку электрической энергии, сни-жение потребления пресной воды, улучшение экологи-ческих характеристик;

n расчет собственных затрат: электропотребление,потребление пресной воды и ХПВ, потребление горя-чей воды/ пара и пр.;

n эксплуатационные затраты (сервис, эксплуатация,плановый ремонт);

n расчет срока окупаемости, как правило, выпол-няет заказчик, по принятым им сценарным условиям.Правильный выбор и оптимизация системы обеспечи-вают простой срок окупаемости TIAC для южных и центральных регионов России, не более четырех лет.

Актуальность снятия летних технологическихограничений мощности определяется рыночной конъ-юнктурой. Летом устанавливается максимальные ценына оптовом рынке электроэнергии. Недовыработка за-явленной в ДПМ мощности оборачивается существен-ными штрафами. Отсутствие СОВ уже неоднократноприводило к отключению станций и к веерному от-ключению потребителей. Все эти факторы подтвер-ждают актуальность темы, которой посвящена даннаястатья. Авторы будут рады диалогу с заинтересованнымиспециалистами. С техническими характеристикамиАБХМ, введенных в эксплуатацию с ГТУ, ПГУ можноознакомиться на сайте www.est-rus.ru.

ТУРБОновостиНа Казанское НГКМ поставлен последний ГТА-6РМ

АО «ОДК – Газовые турбины» завершило отгрузку чет-вертого газотурбинного энергетического агрегата ГТА-6РМ для энергоснабжения Казанского нефтегазоконден-сатного месторождения ОАО «Томскгазпром».

Первые три ГТА-6РМ с водогрейными котлами-утили-заторами введены в эксплуатацию в 2015 году. Сегодняони успешно работают в когенерационном цикле, снабжаяместорождение электричеством и теплом. В рамках про-екта по расширению энергокомплекса Казанского НГКМзаказчиком – ОАО «Томскгазпром» – было принято реше-ние о приобретении еще одного агрегата ГТА-6РМ.

Уже в 2017 году четвертый ГТА-6РМ сможет обеспе-чить нефтегазоконденсатное месторождение дополни-тельными мощностями. Поставка ГТА-6РМ для Казанского НГКМ



Строительство ГТЭС на Ковыктинском месторождении близится к завершению

АО «ОДК – Газовые турбины» завершает монтаж пятигазотурбинных электростанций ГТЭС-2,5 на Ковыктин-ском газоконденсатном месторождении ПАО «Газпром».

Контракт на поставку оборудования для строительстваэлектростанции собственных нужд мощностью 12,5 МВтна объекте «Обустройство Ковыктинского газоконден-сатного месторождения на период опытно-промышлен-ной разработки (ОПР)» был заключен в начале 2015 г.

Заказчиком является ООО «Газпром комплектация»,эксплуатант – ООО «Газпром добыча Иркутск». Проекти-ровщик станции – ОАО «Тюменский проектный и научно-исследовательский институт нефтяной и газовой про-мышленности им. В. И. Муравленко» (ОАО «Гипротюмен-нефтегаз»).

Уже в IV квартале 2016 года станции АО «ОДК – Газо-вые турбины» готовы будут начать электроснабжение глав-ного месторождения магистрального газопровода «СилаСибири», который соединит Иркутский и Якутский центргазодобычи и будет транспортировать газ этих центровна Дальний Восток и в Китай.

Ковыктинское месторождение является базовым дляформирования Иркутского центра газодобычи, запасы

газа составляют 1,5 трлн куб. м. Месторождение находитсяв стадии опытно-промышленной разработки, компанияпродолжает геологоразведочные работы. Ожидаемыйуровень добычи – около 35 млрд куб. м газа в год.

На ГП «Зоря»-«Машпроект» начаты испытания нового двигателя

ООО «Электротяжмаш–Привод» завершило изготовление турбогенераторов серии ГТГ мощностью 6 МВт по заказу ОАО «Протон – Пермские моторы»

На стенде ГП «Зоря»-«Машпроект» 21 ноября старто-вал начальный этап испытаний опытного образца новогогазотурбинного двигателя мощностью 32 МВт. Машинаразработана в центре научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ «Машпроект» и выпущена на про-изводственных мощностях ГП «Зоря»-«Машпроект».

Для проведения испытаний был специально оборудо-ван бокс. Двигатель пройдет комплекс испытаний дляподтверждения работоспособности вновь сконструиро-ванных узлов, проверки прочностных характеристик, тем-пературного состояния, тестирования новых материалов,а также получения наработки, характеризующей надеж-ность изделия.

Новый ГТД предназначен для эксплуатации в качествепривода нагнетателя газа для компрессорных станций магистральных газопроводов. Вместе с тем двигатель 32МВт – базовая разработка, которая будет иметь несколькомодификаций для различного применения, в том числе

морского, а также в энергетике. Таким образом, двигатель32 МВт – машина новой комплексной разработки.

Расчетный КПД двигателя составляет до 38,4 %, что на2,5 % выше, чем у двигателей мощностью 25 МВт производ-ства «Зоря»-«Машпроект». Повышение КПД достигнуто засчет новых технических решений и высоких КПД узлов,характеристики которых были подтверждены поузловымииспытаниями, проводившимися в течение 2016 года.

ГТД оснащен системой автоматического управленияразработки и производства «Зоря»-«Машпроект».

Новый двигатель качественно пополнит мощностнойряд продукции ГП «Зоря»-«Машпроект». В настоящеевремя предприятием серийно производятся газотурбин-ные двигатели морского и общепромышленного приме-нения мощностью от 3 до 25 МВт. Каждый тип ГТД имеетнесколько модификаций.

Разработка и производство двигателя 32 МВт выпол-нены за счет собственных средств предприятия.

Монтаж пяти газотурбинных электростанций ГТЭС-2,5на Ковыктинском газоконденсатном месторождении

Генератор ГТГ-6-2РУХЛ3

Генераторы ГТГ-6-2РУХЛ3 предназначены для работы в составе газотурбинных электростанций «Урал-6000» производства АО «ОДК –Пермские моторы».

Оборудование будет установлено на объекте Иркутской нефтянойкомпании.

Все генераторы ГТГ-6 проходят полный комплекс испытаний в со-бранном виде на заводе-изготовителе.



Причины возникновения динамического воздействия и применение виброизоляторовдля борьбы с ними

Причины возникновения динами-ческого воздействия и применениевиброизоляторов для борьбы с ними

В инженерно-техническом отно-шении фундамент турбоагрегата су-щественно отличается от обычныхстроительных конструкций, кото-рые должны обеспечить лишь не-обходимый уровень прочности и пределы деформации. При экс-плуатации турбоагрегата генериру-ется вибрационная волна, котораячерез опорные подшипники фунда-ментов распространяется на строи-тельные конструкции и частичновозвращается в подшипники ма-шины, ускоряя износ.

Основными причинами возник-новения динамического воздей-ствия при эксплуатации являются:

n неуравновешенность и нару-шение центровки ротора;

n уменьшение жесткости си-стемы ротор – опоры (в том числе и из-за появления трещин в несущихэлементах фундамента);

n работа в области резонансныхчастот.

В результате фундамент турбо-агрегата подвергается:

n постоянным динамическимвоздействиям в режиме нормальнойэксплуатации;

n динамическим воздействиямпри переходах через зону резонансапри пуске и останове турбины;

n ударным воздействиям в ава-рийных режимах (короткое замыка-ние, обрыв лопатки).

Если контракция фундамента необеспечивает нормальный вибра-ционный режим работы турбины(недостаточно гасит передающиесяна него вибрации), то турбоагрегатработает при повышенных уровнях

НОВЫЕ РАЗРАБОТКИ Эффективная защита фундаментов турбоагрегатов электростанций от вибрации

Турбоагрегаты относятся к важнейшим, сложным,ответственным и дорогимэлементам технологичес-кого оборудования совре-менных энергогенерирую-щих производств, от ихэксплуатационнойнадежности зависитнадежность и эффекти-ность энергетическихблоков. Этими обстоятель-ствами объясняетсяповышенное внимание к их проектированию и строительству.

М. Е. Скареднов – ЗАО «КОТЭС»

Рис. 1. Конструкция виброизолированного фундамента газотурбинной установки



вибрации. В результате снижается экономичность ма-шины, уменьшается КПД агрегата и требуются затяжныевосстановительные работы с балансировкой роторов и ремонтом опорных подшипников турбины. Высокаявибрация представляет большую опасность и для элек-трического генератора, т. к. может привести к смеще-нию электрических обмоток, ослаблению концевых бан-дажных втулок и, как следствие, к короткому замыка-нию.

Следует отметить влияние вибрации и на строитель-ные конструкции, находящиеся в радиусе зоны влияния.При строительстве на вибронеустойчивых грунтах опас-ность представляет неравномерность осадки фунда-мента как самой турбины, так и главного корпуса. Вслед-ствие этого возможны перекос опорных плит роторатурбины, деформация подкрановых путей главного кор-пуса и другие негативные последствия.

Для обеспечения нормальной работы машин, меха-низмов и строительных конструкций к фундаментамтурбоагрегатов предъявляется ряд дополнительных тре-бований по обеспечению заданных динамических ха-рактеристик конструкции (скорости и амплитуды вы-нужденных колебаний). Стремление снизить динами-ческое воздействие турбоагрегата на несущие конструк-ции и уменьшить влияние на грунтовое основание при-вело к распространению виброизолированных фунда-ментов. Виброизоляция (основные типы: пружинныеизоляторы, резиновые изоляторы, комбинированные)резко уменьшает передачу динамических нагрузок нагрунт, практически сводя расчет нижней части фунда-мента к статическому.

Винтовая пружина сжатия идеальна с точки зрениярациональности и экономичности – ее статическое сжа-тие от 5 мм до 25 см, ее линейная характеристика пере-крывает диапазон частоты собственных колебаний от7 Гц до 1 Гц. Пружинные виброизоляторы по сравнениюс резиновыми имеют ряд преимуществ. Они могут при-меняться для изоляции как низких, так и высоких ча-стот, кроме того, они дольше сохраняют постоянствоупругих свойств во времени, хорошо противостоят дей-ствию масел и высокой температуры, относительно ма-логабаритны. Такие изоляторы получили наибольшеераспространение для изоляции фундаментов турбин.

Впервые система пружинной виброизоляции былаустановлена компанией GERB в 1968 году на турбинемощностью 600 МВт. С тех пор она используется в Ев-ропе, а в последние десятилетия стала все чаще при-меняться в России. Виброизолированный фундамент(рис. 1) отличается от обычного железобетонного рам-ного тем, что верхняя плита, представляющая собойплоскую горизонтальную раму, отрезана от поддержи-вающих ее колонн и опирается на них через вибро-изоляторы.

Рассмотрим конструкцию виброизоляторов на при-мере двух типов изоляторов, производимых GERB:

1. ТК – пружинные изоляторы, сборная конструк-ция, состоящая из пружинных элементов, установлен-ных параллельно между двумя сварными металличе-скими пластинами (фото 1). В каждом элементе парапружин устанавливается коаксиально, при этом наруж-ная пружина с правым направленим навивки, а внутрен-няя – с левым. Рабочая грузоподъемность обеспечива-ется набором требуемого количества пружинныхэлементов. Высота блока регулируется ограничитель-ными болтами по углам пластин.

2. TVEK – пружинные изоляторы, дополнительно ком-плектуемые демпферами вязкого трения Visco (фото 2).Демпферы вводят в виброизолированную систему в техслучаях, когда трения в материале недостаточно для обес-печения требуемой амплитуды колебаний на переходныхи аварийных режимах. Для фундаментов турбин такимирежимами являются резонансы в момент пуска (останова)турбины и аварийные ситуации – вылет лопатки, сейсми-ческие воздействия.

Эффективность виброизоляции заключается в том,что при рабочей частоте агрегатов 25 и 50 Гц установкапружинных изоляторов позволяет обеспечить низкийуровень собственных частот системы фундамент – тур-боагрегат до диапазона 1…7 Гц.

Это позволяет:n достигать низкого уровня вибрации турбоагре-

гата, так как система турбоагрегат – фундамент от-строена от резонанса;

n передавать на строительные конструкции ниж-него строения только статические нагрузки, так как виб-рации от турбоагрегата гасят пружины;

Фото 2. Виброизолятор со встроенным visco-демпферомФото 1. Пружинный виброизолятор марки TK



n располагать фундаменты на вибронеустойчивыхгрунтах (исключается виброползучесть грунтов);

n при реконструкции существующих фундаментовустанавливать турбоагрегат большей мощности на суще-ствующие фундаменты, что значительно сокращает за-траты и сроки изготовления.

Существенным плюсом установки виброизоляторовявляется возможность регулировать высотное положе-ние оборудования установкой дополнительных сталь-ных пластин в случае неравномерной осадки основания.

В качестве примера применения виброизоляцииможно привести ПГУ ТЭЦ-5 (Уфа). Здесь для двух бло-

ков парогазовых установок единичной мощностью 220 МВт ЗАО «КОТЭС» в партнерстве с фирмой GERBспроектировало и поставило виброизоляторы для па-ровой турбины Т-60/73 и газовой турбины ГТЭ-160(рис. 2, фото 3, 4).

Верхнее строение установлено на попарно установ-ленные пружинные и пружинно-демпферные изоляторымарок TK, TVEK.

Область применения виброизоляции

Современными нормами предусматривается областьгрунтовых условий, для которых применение виброизо-ляции обязательно. Так, основной нормативный документпо проектированию фундаментов с динамическими на-грузками – СП 26.13330.2012 «Фундаменты машин с дина-мическими нагрузками» – устанавливает требование:

п. 7.1.5. Фундаменты турбоагрегатов мощностью 25 тыс. кВт и более, не имеющие виброизоляции, не допус-кается опирать на пески рыхлые любой крупности и влажности, мелкие и пылеватые водонасыщенные любойплотности, глинистые грунты с показателем текучести IL > 0,6, а также на грунты с модулем деформации менее 10 МПа и грунты, подверженные в водонасыщенном состоя-нии суффозии.

Таким образом, можно выделить рекомендуемуюобласть применения виброизоляции:

n при реконструкции существующих фундаментови сохранении нижней части фундамента;

n при наличии в основании рыхлых или мелких и пылеватых водонасыщенных песков, а также текучихи текуче-пластичных глинистых грунтов;

n при установке турбоагрегата на общую фундамент-ную плиту машинного зала станции;

n при невозможности отстройки собственных ча-стот от резонанса конструктивными мероприятиями;

n при установке на существующий фундамент турбо-агрегатов большей мощности.

Кроме того, применение виброизоляторов дает боль-шую гибкость при принятии решений по конструкциифундамента турбоагрегата, обеспечивает необходимыйрежим работы, отвечающий требованиям безопаснойэксплуатации.

Помимо ранее названых преимуществ устройствавиброизоляции фундаментов, можно говорить о допол-нительном экономическом эффекте, предусмотренномдействующими нормами. Выделим два основных направ-ления:

1. Фундамент турбоагрегата. При расчете свайныхфундаментов турбоагрегатов помимо основных требо-ваний СП 24.13330.2011 «Свайные фундаменты» уста-новлены дополнительные понижающие коэффициенты,предусмотренные СП 26.13330.2012 «Фундаменты ма-шин с динамическими нагрузками»:

п. 6.6.1. Расчетные сопротивления грунтов основания набоковой поверхности свай и под их нижним концом должны

Фото 4. Установленные виброизоляторы

Фото 3. Виброизолированный фундамент ГТУ

Рис. 2. Проект установки виброизоляторов



быть дополнительно умножены на коэффициенты условийработы грунта основания, приведенные в таблице 6.

2. Фундаменты зданий и сооружений, расположен-ных вблизи фундаментов машин с динамическими на-грузками. Для таких фундаментов п. 6.6.2 СП26.13330.2012 предусматривает снижение несущей спо-собности свай введением аналогичных коэффициентовусловий работы по таблице 6.

Из-за введения дополнительных коэффициентовусловий работы грунтов основания несущая способностьсвай в среднем может снижаться на 25 % (коэффициентусловий работы 0,75). Использование виброизоляциипозволяет при проектировании ссылаться на п.5.2.5 СП26.13330.2012: При снижении виброизоляцией уровня вибра-ции подошвы фундамента до фоновых значений основаниерассчитывается на действие только статических нагрузок.

Таким образом, можно утверждать, что виброизоля-ция фундамента может на 25 % снизить требуемое ко-личество свай для фундамента не только самого турбо-агрегата, но и главного корпуса и основного оборудо-вания, находящихся в зоне действия динамической нагрузки.

Актуальность проблемы

Рассмотрим защиту от вибрации в комплексе всегообъема ремонтно-восстановительных работ на энерге-тических предприятиях. По данным Минэнерго РФ, напротяжении многих лет повреждения котельного и тур-бинного оборудования являются основными причинамиаварийности в генерации (рис. 3).

По состоянию на 2015 г. аварийность, вызванная по-вреждением турбинного оборудования, составляет 21 % от общего числа аварий. В результате проверокобъектов генерации одним из существенных замечанийотмечена эксплуатация турбоагрегатов с повышенным

уровнем вибрации, что несет опасность нарушения на-дежной работы оборудования. Конечно, мы не можемвыделить, какой процент аварий вызван превышениемуровня вибрации, однако можно говорить об актуаль-ности проблемы снижения аварийности турбинногооборудования. Виброизоляция повышает надежностьработы данного узла и снижает вероятность работы тур-боагрегата с повышенным уровнем вибрации.

Большинство аварий и катастроф на энергетическихпредприятиях связаны с усталостным разрушением, вы-званным действием вибрации. Можно привести в каче-стве примера две аварии из прошлого, наиболее яркохарактеризующие опасность неучета вибрационной со-ставляющей.

Одной из наиболее крупных катастроф с человече-скими жертвами стала тяжелейшая авария на Кашир-ской ГРЭС в 2002 г. на турбоагрегате ст. № 3 с паровойтурбиной К-300-240 и генератором ТВМ-300. Были пол-ностью разрушены паровая турбина, конденсатор, элек-трогенератор, повреждены фундаменты, несущие ко-лонные, возник пожар и обрушилась кровля машинногозала. Фрагменты корпусов цилиндров и роторов былизаброшены на четырнадцатую отметку и за пределы тур-бинного цеха. Причиной аварии стало усталостное раз-рушение валопровода, его разрыв в восьми местах. При-чиной разрушения послужила высокая продольнаявибрация и крутильные колебания в результате разру-шения бандажной втулки генератора и короткого замы-кания в цепи статора.

Еще одной значительной аварией, вызванной неуче-том вибрационных свойств грунтов, была авария на Сор-мовской ТЭЦ (фото 5).

На данной станции были смонтированы два турбоаг-регата (ст. № 1, 2) с турбинами ПТ-60-130/13.

Рис. 3. Классификация аварий по видам оборудования, 2015 г.

Грунты

Коэффициенты условийработы грунтов

основанияна боковойповерхности сваи γср,f

под нижнимконцом

сваи γср, Rа) Пески рыхлые любой крупности и влажности; мелкие и пылеватыеводонасыщенные любой плотности;глинистые грунты с показателем текучести IL > 0,6

0,6 (0,75) –

б) Пески пылеватые, мелкие и среднейкрупности средней плотности любойвлажности, кроме указанных в поз. «а»;глинистые грунты с показателем текучести0,25 ≤ IL ≤ 0,6

0,75 (0,85) 0,75 (0,85)

Другие виды грунтов 1 (1) 1 (1)

Таблица 6



Турбоагрегаты были введены в работу в 1974 и 1975 гг.Фундаменты выполнены из сборного железобетона с мо-нолитной плитой. В основании фундаментов среднезер-нистые намывные пески средней плотности слоем 3,8 м, глубже залегают мягкопластичные суглинки и ко-ренные породы, состоящие из среднезернистого плот-ного песка. Мощность слоя песков достигает 20 м.

После первого пуска турбоагрегат № 1 отработалвсего 706 ч и был выведен в ремонт из-за повышеннойвибрации подшипника. Созданная комиссия обнару-жила недопустимые расцентровки ротора. При дальней-шей эксплуатации в 1974–1975 гг.были выявлены сле-дующие повреждения:

n неравномерность осадок фундамента турбоагре-гата по осадочным маркам составила 19 мм, фундаментполучил крен 1,3 мм;

n фундаменты колонн в зоне влияния турбоагрегатаполучили неравномерную осадку до 45 мм, что привелок появлению поперечного уклона подкранового пути.

Это свидетельствовало о наличие локальных дефор-маций основания.

После неоднократных ремонтно-восстановительныхработ стабилизации осадок фундамента турбоагрегата№ 1 не наступило, запущенный вслед за ним однотип-ный турбоагрегат № 2 оказался в еще более худших усло-виях. Проведенные исследования показали виброне-устойчивость грунтов под фундаментами, что и привело

к неравномерной осадке как самого фундамента турбо-агрегата, так и фундаментов в зоне влияния. Для устра-нения изложенных повреждений и предотвращения са-мых серьезных последствий потребовался комплексдорогостоящих мероприятий по изменению конструк-ций фундамента турбины.

Из всего вышесказанного можно сделать вывод, чтоуже на стадии проектирования необходимо учитыватьфактор крупных аварий и разрабатывать техническиерешения, направленные на снижение рисков, в частно-сти устройство виброизоляции.

Отдельно скажем о повышенных требованиях к рас-четам и проектированию фундаментов турбоагрегатовв целом и виброизолированных в частности. В послед-нее время большее значение приобретает эффективныйрасчетный анализ сооружений, подверженных дей-ствию динамических нагрузок. С введением в действиеСП 26.13330.2012 «Фундаменты машин с динамическиминагрузками» становится обязательным автоматизиро-ванный расчет фундаментов турбин. Раздел 6.2 гласит,что для рамных фундаментов машин с частотой враще-ния более 1000 об/мин определение колебаний следуетвыполнять по результатам прямого динамического рас-чета.

В качестве примера прямого динамического расчетаможно привести фрагмент расчета фундаментов тур-бины ГТЭ-160 для Новгородской ТЭЦ. На рис. 4 показанавизуализация полученной формы и амплитуды колеба-ний верхнего строения фундамента турбоагрегата.

Как правило, расчет таких фундаментов выполняютв два этапа:

1. Определение виброперемещений с использова-нием конечно-элементных программ типа NASTRAN(ANSYS).

2. Расчет на статические и динамические нагрузкис целью определения напряженно-деформированногосостояния выполняется в расчетных комплексах, ис-пользующих российскую нормативную базу – SCAD(Лира).

Этапность расчетов и сложность их выполнения в зарубежных расчетных комплексах устанавливают повышенные требования к квалификации и качествувыполняемых проектными институтами расчетов.

Фото 5. Сормовская ТЭЦ

Рис. 4. Новгородская ТЭЦ. Турбина ГТЭ-160. Форма и амплитуда колебаний виброизолированного фундамента



Готовность объекта составляет более 90 %. Новая ПГУ позволит со-кратить энергодефицитность Ярославской области почти на 5 %. Про-изводство электроэнергии будет увеличено на 390 млн кВт•ч в год.

Первый камень в строительство объекта был заложен еще в 2011 году.Сдача в эксплуатацию планировалась в 2013 году, однако работы былиприостановлены.

В начале декабря с. г. «Внешэкономбанком» было принято решение о возобновлении кредитного транша. В ближайшее время будут перечис-лены недостающие для завершения возведения первого блока 34 млнрублей.

Тутаевская ПГУ состоит из двух дубль-блоков. На первом установленыдве газотурбинные установки единичной мощностью 8 МВт производстваАО «ОДК – Газовые турбины», два котла производства ЗАО «Энергомаш»,одна паровая турбина мощностью 10 МВт производства ОАО «Калужский турбинный завод». Здесь уже завершенывсе монтажные работы, на 43 % выполнены пусконаладочные. Второй блок пока не оборудован. На полную достройку объекта потребуется еще 220–230 млн рублей.

Тутаевская ПГУ является пилотным проектом в одном из шести федеральных проектов в сфере энергоэффек-тивности «Комплексная малая энергетика».

Строительство ПГУ в Тутаеве близится к завершению

РУП «Гомельэнерго» продолжает реализацию проекта «Реконст-рукция Гомельской ТЭЦ-1 с созданием блока ПГУ-35, с установкойГТУ-25, котла-утилизатора и паровой турбины».

Строительство объекта осуществляется под ключ Акционернойкомпанией с ограниченной ответственностью «Китайская машино-строительная инжиниринговая корпорация» (КНР) за счет средствдополнительного займа Международного банка реконструкции и раз-вития.

Газотурбинная установка смонтирована под руководством шеф-ин-женера Hitachi (производитель ГТУ). Выполнена укрупненная сборкакотла-утилизатора. Ведется монтаж дымовой трубы.

Установлен на фундамент газовый компрессор со вспомогательнымоборудованием. Ведется его обвязка технологическими трубопрово-дами.

Ввод объекта в эксплуатацию предусматривается в июне 2017 года.

На Гомельской ТЭЦ-1 продолжается строительство ПГУ-35

На КМПО выпустили 100-й газоперекачивающий агрегат

Тутаевская ПГУ

Строительство ПГУ на Гомельской ТЭЦ-1

Им стал ГПА-16 «Волга», серийное производство которого было начато в 2006 году. Примечательно, что этособытие совпало с юбилейной датой самого предприятия – в 2016 году АО «КМПО» отметило 85-летний юбилей.

ГПА-16 «Волга» № 100 изготовлен по заказу ЗАО «НОРТГАЗ» ОАО «НОВАТЭК» для объекта «Дожимная ком-прессорная станция УКПГ-2 Восточного купола Северо-Уренгойского месторождения.

С 2006 года на АО «КМПО» спроектированы и изготовлены ГПА различных модификаций с приводами каксобственного производства: НК-16СТ, НК-16-18СТ, НК-38СТ, так и других производителей: ДГ-90, ПС-90; компрес-сорами производства ОАО «Казанькомпрессормаш», ОАО «Компрессорный Комплекс», ПАО «СМНПО им.Фрунзе»; блочно-модульного и ангарного исполнения для линейных и дожимных компрессорных станций. На се-годняшний день проектная мощность предприятия 25 ГПА в год, при этом агрегаты могут поставляться заказчикукак отдельно, так и в комплекте с общестанционным оборудованием под ключ.



Увеличение ресурса ГТУ яв-ляется важнейшим ответомна возрастающие требования

рынка. Поставленная задача можетбыть решена с учетом опыта разра-ботки компонентов, определения ихфактического текущего состояния и эксплуатационных характеристиквсей установки.

Поэтому комплексная оценкакомпонентов играет ключевую роль,способствуя развитию современныхметодов неразрушающего контроля,которые будут применяться допол-нительно к обычно используемымпри капитальном ремонте. Характе-ристики и показатели оборудованияопределяются в соответствии с тре-

бованиями программы увеличенияресурса ГТУ.

План технического обслуживания ГТУ

С целью проверки состояния раз-личных компонентов был разрабо-тан следующий план техническогообслуживания:

n беглый осмотр;n осмотр горячей части;n полный осмотр;n капитальный ремонт.Интервал между циклами техни-

ческого обслуживания зависит отразличных факторов; для каждогоосмотра был выпущен специальный

НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ Опыт и методика увеличения ресурса газотурбинной установкиAnsaldo Energia

Рассматриваютсяметодики увеличенияресурса ГТУ, разработан-ные компанией AnsaldoEnergia, представленырекомендации длявнесения в план и после-дующего выполнения в ходе плановых инспекцийГТУ, в частности на дета-лях ротора.

Lutri Antonino, Oliva Maximiliano, Simone Bertolotti – Ansaldo Energia(Генуя, Италия)

Рис. 1. Общий вид ротора в сборе: А) передний полый вал, центральный полыйвал, диски компрессора; В) центральный полый вал, задний полый вал, диски турбины, соединительная тяга и гайка крепления соединительной тяги



контрольный лист, включающий определенный методнеразрушающего контроля. При достижении ротором100 тыс. эквивалентных часов эксплуатации в дополне-ние к осмотру в рамках капитального ремонта должныбыть выполнены специальные проверки, в частностикованых деталей ротора (рис. 1).

Увеличение ресурса ГТУ

Сейчас расчетный ресурс компонентов ротора со-ставляет 100 тыс. эквивалентных часов, или 3000 пусков,однако эксплуатанты выражают потребность в увеличе-нии этого показателя (рис. 2).

Для перехода на следующий уровень ресурса необхо-димо принять во внимание:

n эксплуатационные данные компонента (термоме-ханические циклы);

n сведения, полученные в ходе осмотров, а такжеособое состояние компонентов (обработка поверхно-сти, дефекты ковки, остаточное напряжение материалаи др.).

Оценка методики увеличения ресурса ГТУ

Оценка ресурса каждого основного элемента связананепосредственно с анализом компонентов установки ипроводится с использованием соответствующего методаконечных элементов (FEM), механики разрушений. Ог-ромный опыт, полученный Ansaldo Energia в этом на-правлении (не только по ГТУ), был принят во внимание,в частности, для утверждения пригодности модели опре-деления напряжений с целью разработки карт крити-ческих дефектов, проводимой в соответствии с:

n расчетами FEM и анализом компонентов;n базами данных по материалам при последующих

испытаниях;n собственными программами определения устало-

сти (ALPHA и ALEPHA);n собственной программой определения распро-

странения разрушения (ASTRID).

Мероприятия по увеличению ресурса должны про-водиться в соответствии с:

n оригинальным досье изготовителя и эксплуата-ционными данными;

n современным металлографическим анализом дляопределения степени разрушения материала;

n новыми и оптимизированными методами нераз-рушающего контроля;

n программой неразрушающего контроля.

Утверждение пригодности модели определениянапряжений с целью разработки карт критических дефектов

Расчеты FEM и анализ компонентовЧтобы оценить методику увеличения ресурса ГТУ,

необходимо владеть полной информацией по всем во-влеченным в процесс компонентам. Таким образом, мыполучили модель определения напряжений и карты кри-тических дефектов, поэтому Ansaldo Energia располагаетвсеми характеристиками работы исследуемых компо-нентов.

Чтобы узнать напряжение и минимально допусти-мый дефект дисков турбины и ротора компрессора,были применены расчеты FEM и программа ASTRID.После анализа расчетов FEM, как и ожидалось, наиболеенапряженными оказались зоны центральной втулки и пазы лопаток (рис. 3, 4).

Базы данных по материалам при последующих испы-таниях

Были проведены обширные испытания материаловротора турбины V94.3А в соответствии с правиламиASTM для определения характеристик материала ком-понентов.

Полученный результат обеспечивает надежнуюбазу данных по материалам для дополнения собствен-ной системы кодов компании Ansaldo Energia (кодовусталости и распространения разрушения), а также,что более важно, надежную оценку ресурса благодаря

Рис. 2. Увеличение ресурса ГТУ

Рис. 3, 4. Пример применения расчетов FEM для компонен-тов компрессора и турбины (FEM-анализ позволяет оценитьупругопластическое напряжение и деформации, а такжеустановить критические зоны для каждого компонента ротора)



повышенной точности входных данных (постояннаякорректировка).

Программы определения усталости (ALPHA и ALEPHA)

ALPHA и ALEPHA – собственные программы компа-нии Ansaldo Energia, позволяющие определить, какоевремя компонент может безопасно работать при мало-цикловой усталости. Реализуя принцип безопасного ре-сурса, программа ALPHA используется только в случаепроисшедшей упругой деформации, информируя о на-личии пластической деформации, в то время какALEPHA применяется при происшедшей пластическойдеформации для обеспечения более точных результа-тов.

Программа ASTRID

После выполнения расчетов FEM была примененапрограмма ASTRID для определения, достиг ли дефекткритического значения, а также положения дефекта и его первоначальных размеров.

Таким образом, выходными данными по ASTRID яв-ляется составление карты допустимых размеров дефектадля каждой зоны компонента (рис. 7).

Карты допустимых пределов были разработаны An-saldo Energia для всех компонентов ротора.

По результату анализа напряжений и выходным дан-ным по ASTRID необходимо было разработать комплексметодов неразрушающего контроля, включая автомати-ческую систему выявления показаний ниже минимальнодопустимого уровня на наиболее критичных дисках ро-тора (компрессора и турбины).

Таким образом, для данной цели компанией AnsaldoEnergia были разработаны и реализованы соответствую-щие методы неразрушающего контроля, а также усовер-шенствованная система ультразвукового контроля.

Ключевые моменты методики увеличения ресурса газовой турбины

I. Ухудшение характеристик и старение материала под влиянием эксплуатационного режима, увеличениявремени эксплуатации оборудования и количества за-пусков. Изменение характеристик проверено с помо-щью металлографического анализа в рамках повторныхиспытаний, испытания на прочность, S-Sam (оценкиухудшения характеристик материала), размерных испы-таний.

II. Изменение любого начального дефекта/показания, об-наруженного в ходе изготовления из-за начального дефектав отливке или дефектов обработки, найденных с помо-щью анализа «Оригинального досье изготовителя» и специально отобранных методов неразрушающегоконтроля в той части, где были обнаружены дефекты(ультразвуковые методы контроля, магнитно-порошко-вая дефектоскопия, цветная дефектоскопия и индук-ционная дефектоскопия).

III. Новые дефекты, вызванные эксплуатацией и обна-руженные при проверке материала в ходе мероприятий

Рис. 5. Выходные данные по программе ALPHA

Рис. 7. Выходные данные по программе ASTRID

Рис. 6. Выходные данные по программе ALEPHA

Пример базы данных по материалам Таблица 1

Тип испытанияМеханические

характеристики

26NiCr-MoV14,5

26NiСr-MoV11,5

26NiCr-MoV14,5

(особочистый)

Тнар Траб Тнар Траб Тнар Траб

Тест нарастяжение

E, Rm, Ry × × × × × ×

Малоцикловаяусталость

ЗаконКоффина–Мэнсона

× × × × × ×

Прочность J1C-K1C × × × × × ×

РаспространениеДиаграмма(da/dN, k) × × × × × ×

Ползучестьметалла

ПараметрыЛарсона–Миллера

×

Упругое напряжение Число циклов

Упругопластическое напряжение

Число циклов



по увеличению ресурса газовой турбины, вызванныеэксплуатационным режимом, временем эксплуатацииоборудования, увеличением количества запусков. Де-фекты могут быть выявлены с помощью методов нераз-рушающего контроля каждого компонента (ультразву-ковые методы контроля, магнитно-порошковая дефекто-скопия, цветная дефектоскопия и индукционная дефек-тоскопия)

IV. Оригинальное досье изготовителя и эксплуатационныеданные. Анализ оригинального сертификата об изготов-лении для каждого компонента с целью установленияпринимаемых начальных дефектов (положение, тип и размер), что может быть использовано для определе-ния зоны, которую необходимо проверить для оценкиизменения настоящих дефектов. Сбор всех эксплуата-ционных данных (число часов эксплуатации, количествозапусков и остановов и т. д.) для оценки любого возмож-ного ухудшения характеристик и старения компонен-тов.

V. Усовершенствованный металлографический анализ дляпроверки ухудшения характеристик материала. Сведения о морфологических, кристаллографических и компози-ционных характеристиках вторичных фаз состоянияматериала дают важную информацию по старению ма-териала. Ухудшение механических свойств зависит отмикроструктуры сплава, а это зависит, в свою очередь,от типа, распространения и размеров осадка. Тради-ционные повторные испытания дают информацию о металлографической структуре, однако не несут дан-ных по характеристикам вторичной фазы состояния ма-териала, по кристаллографической структуре, составуи размерам зерен. Для проведения данной оценки

необходимо использование метода S-Sam (оценка ухуд-шения характеристик материала) (рис. 8, 9).

VI. Новые и усовершенствованные методы неразрушаю-щего контроля. Как показано в настоящей работе, дляпрограммы неразрушающего контроля был разработанспециальный подход, чтобы установить любые возмож-ные критические дефекты на компонентах кованых де-талей, подверженных напряжению, во время проведе-ния мероприятий по программе увеличения ресурсагазовой турбины. Это включает стандартные проверки:ультразвуковой контроль, магнитно-порошковую дефек-тоскопию, цветную дефектоскопию, размерные испы-тания, повторные испытания, испытания на прочность.Также должны применяться дополнительные усовер-шенствованные методы контроля (индукционная дефек-тоскопия, ультразвуковой контроль с фазированной ре-шеткой, бороскопический контроль).

Рис. 8, 9. Усовершенствованный металлографический анализ для оценки ухудшения характеристик материала (S-Sam)

Рис. 10, 11. Дополнительные усовершенствованные методыконтроля в рамках программы увеличения ресурса газовойтурбины



Компоненты

Вид испытания

UT

DT HT MRT

MT/EC

S-SAM PT Diapt VTКанал

Нижниепазы

Анк.Пазы

вверхуЦапфа Отверстия

Диски роторакомпрессора

CD1 × × × × ×CD2 × × × × × ×

CD3-CD8 × × × × ×CD9 × × × × × ×

CD10 × × × × ×CD11 × × × × × × × ×CD12 × × × × ×CD13 × × × × × × ×CD14 × × × × × × × ×CD15 × × × × × × × × × ×

Диски ротора турбины

TD1 × × × × × × × × × × ×TD2 × × × × × × × × × × ×TD3 × × × × × × × ×TD4 × × × × × ×

Резьба

Соединительная тяга × × × × × ×

Полые валы ×∗ × × × × ×

Гайка × × × ×

Рис. 13. Рабочий процесс методики увеличения ресурса газовой турбины

VII. Программа испытаний методами неразрушающего контроля Таблица 2

Рис. 12. Дополнительные усовершенствованные методыконтроля в рамках программы по увеличению ресурса газовойтурбины

Сокращения:

UT – Ультразвуковой контроль (стандартный, с помощью бороскопа и с фазированной решеткой согласно геометрии компонентов)

DT – Размерные испытания

HT – Испытание на прочность

MRT – Металлографические повторные испытания

MT – Магнитно-порошковая дефектоскопия

S-SAM – Образец

PT – Цветная дефектоскопия

VT – Визуальный контроль

DIAPT – Диаптометрия (находится на стадии разработки)



Важно отметить разработку компанией Ansaldo Ener-gia автоматической системы неразрушающего контроля,способной выявлять показания ниже минимально допу-стимого уровня на наиболее критических дисках ротора(компрессора и турбины). Усовершенствованная системаультразвукового контроля компании Ansaldo Energia спо-собна определить минимальный дефект на полной зоневтулки, проста в использовании с минимальным вмеша-тельством оператора, проста и пригодна для использо-

вания при полевых испытаниях в ходе стандартного капитального ремонта.

Информация, полученная в ходе бороскопическогоконтроля, при наличии каких-либо показаний являетсяочень важной для оценки ротора с целью увеличения ре-сурса ГТУ. Она также может быть полезна для отслежива-ния увеличения размеров дефекта, что важно для под-держки теоретических расчетов по механике разрушений.


1. В методике увеличения ресурса газовой турбиныкомпании Ansaldo Energia даны полезные рекомендацииотносительно расчетной стоимости ресурса, а также на-дежности и доступности для заказчика.

Описанная компанией Ansaldo Energia методика уве-личения ресурса газовой турбины может помочь потен-циальным заказчикам свести данные расходы к мини-муму, однако основная цель – безопасная эксплуатациягазовой турбины в последующие 100 тысяч часов экс-плуатации или 3000 пусков или же в течение иного ин-тервала по специальному запросу заказчика.

2. Основные запчасти по методике увеличения ресурса. Как показано в настоящей работе, компанияAnsaldo Energia смогла определить рекомендуемый/примерный перечень основных запчастей по методикеувеличения ресурса (для капитального ремонта в рамкахпрограммы по увеличению ресурса).

Обеспечение основными запчастями соответствуетнуждам заказчика и оговаривается контрактом. В частно-сти, речь идет о запасе или аренде стратегически важныхкомпонентов (ротора, опоры лопаток турбины, камер сго-рания); модернизации и усовершенствовании.


1. S. Bertolotti, P. Stanchi. Автоматическая система ульт-развукового контроля для оценки остатка ресурса газовой тур-бины.- Power-Gen 2016.

Рис. 14. Перечень основных запчастей по методике увеличе-ния ресурса

КомпонентУвеличение

ресурсаПримечание

CD13 ×

CD14 × Наличие ползучести

CD15 × Наличие ползучести

TD1 × Наличие ползучести

TD2 × Наличие ползучести

Соединительна тяга ×Возможная точечная

коррозия

Передний полый вал ×Возможное повреждение

при демонтаже

Центральный полый вал ×Типично

деформированный

CUD × В случае модернизации

Трубки воздушногосепаратора ×

Деформация не допускается

ТУРБОновостиВ декабре 2018 года в Туркменистане планируется запустить в эксплуатацию первую в республике парогазовую

электростанцию комбинированного цикла установленной мощностью 1 574 МВт. Строительство нового объекта ве-дется на территории Марыйской государственной электростанции. В состав оборудования войдут четыре газовые и две паровые турбины и четыре котла-утилизатора. Силовые установки 9FA поставит компания General Electric, ко-торая продемонстрировала проект ГТУ под данный проект на прошедшей в сентябре в Ашхабаде международной вы-ставке «Основные направления дальнейшего развития энергетической промышленности Туркменистана».

Государственная корпорация «Туркменэнерго» в июне прошлого года заключила контракт на проектирование и последующее строительство парогазовой комбинированной станции со строительной компанией из Турции ÇalykEnerji Sanayi ve Ticaret A.S. (она входит в состав Çalyk Holding) и американской компанией General Electric.

Парогазовая электростанция согласно проекту будет ежегодно производить 12,6 млрд кВт•ч электроэнергии. Реа-лизация данного проекта направлена на обеспечение бесперебойного и надежного снабжения электроэнергией потребителей и увеличение объемов экспортных поставок электроэнергии.

ПГУ на Марыйской электростанции в Туркменистане планируют ввести в эксплуатацию через два года



Требования к надежности глав-ных энергетических установок(ГЭУ) водоизмещающих ко-

раблей формируются на основе ана-лиза боевых возможностей кораблейопределенных классов. Боевые ко-рабли различных классов: катера,корветы, фрегаты, эсминцы и авиа-несущие корабли – часто оснащаютсягазотурбинными энергетическимиустановками (ГТЭУ). Корабли во-енно-морских сил (ВМС) Великобри-тании, Индии, Китая и многих другихстран оборудованы комбинирован-ными газотурбинными установками.В частности, фрегат ВМС Индии про-екта 1135.6 «Тальвар» оснащен ГТЭУ,спроектированной и изготовленнойв России (рис. 1). Аналогичные схемыреализованы на многих боевых кораб-лях ВМС Канады, Японии, Нидерлан-дов и др. стран. Наличие в главнойэнергетической установке кораблейчетырех и иногда шести газотурбин-ных двигателей обычно обеспечи-вает нормативную безотказность

ГТЭУ в эксплуатации при решенииспецифических боевых задач.

Требования к безотказности глав-ных энергетических установок бое-вых кораблей определяются специ-альными документами. Соответст-вующие нормы безотказности энер-гетических газотурбинных устано-вок различного назначения пред-ставлены в государственных стан-дартах [1]. При эксплуатации ГТЭУвозникает задача проверки соответ-ствия фактической безотказностиустановок нормативной величине. В государственных стандартах и раз-личных нормативных документахчасто указывается вероятность без-отказной работы газотурбиннойустановки Р = 0,96 при непрерывнойнаработке Т = 3500 ч [2]. Расчет по-казателя безотказности установкикорабельной газотурбинной энерге-тической установки, аналогичнойМ7к, позволяет анализировать на-дежность установки при решениикораблем специфических задач.

НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ Оценка безотказности корабельной газотурбиннойэнергетической установки

Предложена методикаоценки безотказностигазотурбинных энергети-ческих установок (ГТЭУ)боевых надводных водо-измещающих кораблей.Расчет показателябезотказности установкиМ7к выполнен длярежимов полной боевой и технико-экономическойскорости корабля. В основе расчета исполь-зована Марковскаямодель оценки вероят-ности безотказногофункционирования.Математическая модельрасчета безотказностипозволяет определятьнадежность ГТЭУ прирешении кораблемосновных боевых задач.

В. В. Рыбалко – Военно-морской политехнический институт, Санкт-Петербург

Рис. 1. Принципиальная схема (а) корабельной ГТЭУ М7к и структурная схема(б) для расчета ее безотказности на мощность, соответствующей технико-экономической скорости корабля

а) б)



Главная энергетическая установка корабля (рис. 1)состоит из двух маршевых газотурбинных двигателей и двух форсажных. Два редуктора маршевых двигателейсоединены дополнительной межредукторной зубчатойпередачей (МРП), которая позволяет обеспечить одним(любым) маршевым двигателем вращение сразу двухгребных валов. Основное назначение зубчатой передачиМРП – обеспечение режима установки технико-эконо-мической скорости корабля при работе одного из мар-шевых двигателей.

Методика расчета безотказности комбинированнойгазотурбинной установки реализуется на основе Мар-ковской граф-модели надежности (рис. 2). Граф-модельформирует систему дифференциальных уравнений на-дежности энергетической установки – систему уравне-ний Колмогорова.

При разработке граф-модели использованы следую-щие обозначения состояния энергетической установки,применяемой на технико-экономическом режиме (рис. 2б): S0 – исправное функционирование всей уста-новки; S1 – отказ одного маршевого ГТД; S2 – отказ второгомаршевого ГТД; S3 – отказ одного форсажного ГТД; S4 –отказ второго форсажного ГТД; S5 – отказ МРП; S6 – отказодного маршевого редуктора; S7 – отказ второго марше-вого редуктора; S8 – отказ одного форсажного редуктора;S9 – отказ второго форсажного редуктора. При расчетенадежности ГТЭУ на режиме номинальной мощности(рис. 2а) в граф-модели исключается состояние S5 (отказМРП), так как на этом режиме установки межредукторнаяприставка (МРП) не используется.

Система дифференциальных уравнений Колмого-рова для анализа состояний ГТЭУ имеет вид:

∂P(t) ––––––––– = ΛP(t) ∂t (1)

где P(t) – стохастическая матрица условных веро-ятностей переходов системы ГТЭУ в различные состоя-ния; Λ – лямбда-матрица интенсивностей переходов эле-ментов системы в различные состояния.

Матрица интенсивности переходов (Λ-матрица)формируется на основе нормативных средних нарабо-

ток на отказ каждого элемента энергетической уста-новки (табл. 1).

Интенсивность переходов элементов установки изисправного состояния до состояния отказа рассчитыва-ется на основе данных табл. 1: λi = 1/Tср, i = 1,2,…n , гдеn = 8 при расчете надежности ГТЭУ на режиме номи-нальной мощности (рис. 1) и n = 9 при расчете на режиметехнико-экономической скорости корабля (рис. 2).

Уравнение (1) решается преобразованием Лапласав виде

P(s) = [sI – Λ]–1 P(0), (2)

где s – оператор Лапласа; I – единичная матрица.Результатом решения уравнения (2) является зави-

симость матрицы вероятностей P(t) в функции времениконтроля надежности объекта. Для решения данногоуравнения требуется принять интервалы времени вос-становления элементов анализируемого объекта послеотказов (табл. 2).

Уравнение (2) решено в среде Mathcad, где пред-усмотрена операция численного решения системы диф-ференциальных уравнений методом Рунге-Кутта. Резуль-татом решения характеризуется стабильный участоквероятности исследуемого процесса (линия 1 на рис. 3).

График зависимости вероятности безотказной ра-боты установки P(t) при заданных начальных условияхпоказан на рис. 3.

Средние (нормативные) наработки на отказ элементов установки М7к

Таблица 1

Рис. 2. Граф-модель расчета надежности корабельной ГТЭУ М7к: а – на режиме полной боевой скорости; б – на режиме тех-нико-экономической скорости корабля

Основные элементыГТЭУ

МД 1,2 Р 1,2 МРП ФД 1,2 Р 3,4

Тср, ч 3500 2000 3500 2000 2000

Средняя продолжительность восстановления элементов Таблица 2 установки М7к

Основные элементыГТЭУ

МД 1,2 Р 1,2 МРП ФД 1,2 Р 3,4

Время восстановленияtв, ч

10 10 10 20 20

а) б)



Как отмечено выше, линия 1 (рис. 3) на стабильномучастке характеризует вероятность безотказной работыустановки. На номинальном режиме (рис. 3а), когда од-новременно функционируют все элементы (кромеМРП), вероятность безотказной работы равна Р = 0,95.На рис. 3б линия 1 характеризует уровень безотказностиустановки на стабильном участке, величиной P ≈ 0,994.Эта величина вероятности безотказной работы уста-новки значительно больше нормативной вероятностиР = 0,96. Следовательно, режим энергетической уста-новки соответствующий технико-экономической скоро-сти корабля, характеризуется вероятностью безотказнойработы больше нормативной. Практика эксплуатациитаких установок подтверждает высокий уровень безот-казности на технико-экономических режимах.

Как уже отмечено, при решении кораблем боевыхзадач на режиме номинальной мощности установки М7куровень вероятности безотказной работы ниже норма-тивной (рис. 3а). Это дает основание для разработкипредложений по сокращению времени восстановитель-ных работ элементов установки для обеспечения ее без-

отказности. Результаты оценки вероятности безотказ-ной работы установки на номинальном режиме при со-кращении времени восстановительных работ показанына рис. 4.


Анализ показателей безотказности газотурбиннойустановки на примере М7к показывает, что режим тех-нико-экономической скорости корабля характеризуетсяповышенной надежностью. Опыт эксплуатации кораб-лей с аналогичными установками подтверждает отсут-ствия потери хода даже в самых сложных ситуациях.

При решении кораблями задач на полной боевой ско-рости, когда функционируют одновременно все элементыглавной энергетической установки, уровень вероятностибезотказной работы Р = 0,95 меньше нормативной Р = 0,96. Нормативная безотказность может быть обес-печена за счет сокращения времени восстановительныхработ на отказавших элементах установки. Возможнымрешением может быть также увеличение комплекта за-пасных частей для всех элементов установки.


1. ГОСТ Р 27.001-2009 Надежность в технике. Системауправления надежностью. Основные положения. Националь-ный стандарт Российской Федерации. Дата введения 1 сен-тября 2010 года.

2. ГОСТ Р 52527-2006 (ИСО 3977-9:1999) Группа Е23.Национальный стандарт Российской Федерации. Установкигазотурбинные. Надежность, готовность, эксплуатационнаятехнологичность и безопасность. 2006 г

3. Халафян А. А. Statistica 6. Статистический анализданных.- М.: ООО «Бином-Пресс», 2008.- 512 с.

Рис. 3. Вероятность безотказной работы установки М7к (линия 1) и нормативная величина вероятности Р = 0,96 (линия 2):а) номинальный режим работы установки; б) режим работы, соответствующий технико-экономической скорости корабля

Рис. 4. Вероятность безотказной работы установки М7к(линия 1) при нормативной величине Р = 0,96 (линия 2) и времени восстановления отказов всех элементов tв = 10 ч

а) б)


ТУРБОновостиСтроители энергоблока на Казанской ТЭЦ-1 вышли на новый этап возведения объекта

На территории Казанской ТЭЦ-1 продолжается реали-зация проекта строительства энергоблока ПГУ-230 МВт. Про-ект включен в перечень генерирующих объектов, с исполь-зованием которых будет осуществляться поставка мощностипо договорам о предоставлении мощности.

Генеральный подрядчик строительства – Управляющаякомпания «Уралэнергострой» – на строительной площадкеуже завершил работы по свайным полям, возведению фун-даментов под котлы-утилизаторы, закрытого распредели-тельного устройства (ЗРУ), главного корпуса.

Сейчас на площадке ведутся работы по устройству фун-даментов ПТУ, ГТУ, камеры переключений, начаты работыпо монтажу металлоконструкций главного корпуса и зданияЗРУ. Продолжаются работы по устройству котлована башен-ной градирни и фундаментов под открытую установку транс-форматоров. Строительство нового энергоблока на Казанской ТЭЦ-1 идет по графику.

Одновременно с этим начался монтаж технологического оборудования. В состав каждого блока входит: газо-турбинная установка Frame 6FA производства General Electric; паровая турбина производства «Уральский турбин-ный завод»; котел-утилизатор производства ОАО «ЭМАльянс».

Энергоблок ПГУ-230 МВт на Казанской ТЭЦ-1 – первый инвестиционный проект в области электроэнергетики,включенный в федеральную программу поддержки инвестиционных проектов, реализуемых на территории Рос-сийской Федерации на основе проектного финансирования, которая предусматривает предоставление государст-венных гарантий и льготное кредитование проектов, имеющих высокую социально-экономическую значимостьдля страны.

Новый энергоблок планируется ввести в эксплуатацию в 2018 году.

Вид на стройплощадку ПГУ-230

Завершены испытания ГПА для первой очереди КС «Русская»

С 11 по 14 ноября на компрессорной станции «Рус-ская» (ООО «Газпром трансгаз Краснодар») состоя-лись 72-часовые испытания последнего из семи по-ставленных газоперекачивающих агрегатов ГПА-32«Ладога», установленных в рамках строительства пер-вой очереди объекта.

В процессе тестирования агрегат подтвердил своесоответствие заявленным техническим характери-стикам и требованиям безопасности. Подписаниемакта комиссия, в которую вошли представители ООО«Газпром Инвест», ОАО «Оргэнергогаз», АО НПФ«Система-Сервис» и ООО «Газпром трансгаз Красно-дар», дала разрешение на промышленную эксплуата-цию оборудования.

ГПА-32 «Ладога» изготовлена «РЭП Холдингом»на базе газотурбинной установки ГТУ MS5002Е, вы-пускаемой по лицензии GE Oil & Gas.

Поставка семи агрегатов на КС «Русская» реализована в соответствии с договором, заключенным между «РЭПХолдингом» и ООО «Газпром комплектация» в 2012 году. Установка, шефмонтажные и пусконаладочные работывыполнялись специалистами компании с ноября 2013 года.

КС «Русская» расположена в Анапском районе Краснодарского края. В настоящий момент она является частьюпроекта «Турецкий поток»: с данной компрессорной станции начнется морской участок строящегося газопро-вода.

КС «Русская»

gtt #8-2016 layout 1 - reph.ru · турбинные установки gt26 и gt36 ... ние...

Documents