Комплексная подготовка топливного газа для турбин Прегольской ТЭС

Комплексная подготовка топливного газа для турбин Прегольской ТЭС

Москва, 5 апр — ИА Neftegaz.RU.На примере Прегольской ТЭС, введенной в эксплуатацию в марте 2019 г., рассмотрим возможности комплексной газоподготовки на базе многофункциональных технологических установок, применяемых в автоматизированном процессе очистки, осушки, подогрева, редуцирования, учета, контроля качества, компримирования и подачи топливного газа к турбинам парогазовых энергоблоков.

Переведем исторический счетчик времени на шесть лет назад. Тогда, после «блэкаута» 2013 г., по поручению Президента России и в соответствии с распоряжениями Правительства Российской Федерации было решено гарантировать необходимые энергетические мощности и надежно обезопасить энергосистему Калининградской области.

Для решения этой стратегической задачи создали ООО «Калининградская генерация». Инвестором проекта стало АО «Роснефтегаз» с объемом инвестиций 100 млрд рублей. Операторами проекта выступили компании Группы «Интер РАО», которые будут эксплуатировать новые ТЭС.

По проекту требовалось до 2021 г. воздвигнуть четыре электростанции суммарной установленной мощностью порядка 1 ГВт – в Гусеве (Маяковская ТЭС), Советске (Талаховская ТЭС), Калининграде (Прегольская ТЭС) и Светловском городском округе (Приморская ТЭС).

Уже в марте 2018 г. при участии Президента России В.В. Путина были пущены Маяковская и Талаховская ТЭС, обе – по 156 МВт.

Приморская ТЭС (195 МВт) планируется к вводу в третьем квартале 2020 года как резервный источник энергоснабжения региона. Она будет работать на угле, в отличие от других электростанций, использующих природный газ.

Добавим к этому, что строительство и поэтапный ввод новых станций сопровождался масштабной модернизацией газотранспортной системы и электросетевого хозяйства с применением технологии «умных сетей».

Все новые ТЭС в совокупности обеспечивают надежность и маневренность калининградской энергосистемы. Пуск же Прегольской ТЭС создал основной запас мощности для форсирования экономического развития области. Предполагается, что энергетический суверенитет региона полностью состоится с вводом резервной Приморской ТЭС.

ИМПОРТОЗАМЕЩЕНИЕ В ДЕЙСТВИИ

Прегольская теплоэлектростанция мощностью 455,2 МВт – это самый крупный объект новой калининградской генерации. Заказчик этого строительства ООО «Калининградская генерация» – совместное предприятие ПАО «Интер РАО» и АО «Роснефтегаз». Руководила строительством компания «Интер РАО — Управление электрогенерацией». Генеральный подрядчик – «Интер РАО — Инжиниринг».

Всё основное оборудование Прегольской ТЭС произведено отечественными предприятиями. Станция состоит из четырех парогазовых блоков мощностью по 113,8 МВт.

Каждый энергоблок включает газовую турбину типа 6F.03 (ООО «Русские газовые турбины», г. Рыбинск, Ярославская область), генератор (НПО «Элсиб», г. Новосибирск), паровую турбину (ПАО «Силовые машины», г. Калуга), котёл-утилизатор (АО «Подольский машиностроительный завод», г. Подольск, Московская область).

На объекте применены сухие вентиляторные градирни. При строительстве также использованы технологии и решения, снижающие допустимые уровни вредных выбросов в атмосферу.

Основным топливом для станции является природный газ, резервным – дизельное топливо. Парогазовые технологии подтверждают здесь свою высокую эффективность. Электрический КПД составляет 51,8%, удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии – 236,8 грамма условного топлива на 1 кВт⋅ч.

Снабжение топливом энергоблоков Прегольской ТЭС обеспечивает система комплексной газоподготовки «ЭНЕРГАЗ», которая включает многоблочный пункт подготовки газа, газодожимную компрессорную станцию из четырех установок и модуль управления.

Система смонтирована на территории Калининградской ТЭЦ-2, с которой соседствует построенная электростанция. Всё оборудование поставлялось с максимальной степенью заводской готовности (коэффициент готовности 0,98). Коэффициент технического использования составляет 0,92+, надежности пусков – 0,95+. Расчетный срок службы системы – не менее 25 лет.

Пункт подготовки газа

Пункт подготовки газа (ППГ) изготовлен ЭНЕРГАЗом по специальному проекту. Это технологическая установка, состоящая из нескольких блок-боксов с оборудованием различного назначения, которые при монтаже состыкованы в единое здание с общей кровлей. Исключение составляют входной блок фильтрации и узел дренажа конденсата, которые имеют внешнее исполнение на открытой раме.

Входной блок состоит из трех линий с фильтрами грубой очистки газа. Степень очистки – 99,98% для загрязнений размером свыше 10 мкм. После предварительной фильтрации топливный газ поступает в систему тонкой очистки.

Трехлинейная система с коалесцирующими фильтрами-сепараторами осуществляет дополнительное удаление твердых частиц и отделение капельной влаги.

Сбор газового конденсата и механических примесей происходит в автоматическом режиме. В силу климатических условий дренажный резервуар объемом 10 м 3 имеет наземное исполнение. Узел дренажа оснащен электрообогревом, устройством контроля уровня жидкости и оборудованием для удаления конденсата в передвижную емкость.

Для измерения объема газа, поступающего в энергоблоки станции, ППГ укомплектован блоком коммерческого учета газа, который включает три линии нормального расхода и одну линию малого расхода. Тип первичных преобразователей расхода (расходомеров) – ультразвуковой. Относительная погрешность блока учета – не более 1%. Данные от него по коммуникационным каналам передаются в узел учета газа Калининградской ТЭЦ-2, а также в систему учета ресурсов и в ПТК АСУ ТП Прегольской ТЭС.

Блок коммерческого учета газа ППГ позволяет проводить взаимные финансовые расчеты между поставщиком, газораспределительной организацией и потребителем, контроль за расходами и гидравлическими режимами систем газоснабжения, составление балансов приема и отпуска газа, контроль за эффективностью использования газа.

Пункт подготовки газа оснащен узлом контроля качества, основу которого составляет потоковый газовый хроматограф непрерывного действия (калориметр) с устройством отбора проб. Функционал этого оборудования: определение компонентного состава газа, измерение теплотворной способности, вычисление плотности и относительной плотности, вычисление числа Воббе.

После фильтрации и учета газ попадает в трехлинейный узел подогрева на базе кожухотрубных теплообменников с коаксиальными трубками. Номинальный расход газа через один подогреватель – 53 000 м 3 /ч. В качестве теплоносителя используется сетевая вода. Здесь газ нагревается до показателей, необходимых для нормальной работы турбин. Оптимальный диапазон температуры подачи газа, установленный производителем газотурбинных установок (ГТУ), составляет +11…+40°C (расширенный диапазон +11…+90°C).

Проектное давление газа на входе в ППГ – до 4,14 МПа. Его понижение до рабочих параметров подачи в турбины (2,6…3,08 МПа, максимально допустимое – 3,45 МПа) обеспечивает система редуцирования. В ней предусмотрены три нитки редуцирования – две рабочие по 50% потока и одна резервная.

В конечном итоге, пункт подготовки газа подаёт топливный газ к блокам отключающей арматуры ГТУ с максимальной производительностью 106 000 нм 3 /ч.

В периоды, когда давление газа, поступающего в ППГ, недостаточно для работы ГТУ (ниже 2,6 МПа), газ после фильтрации и учета, минуя узел подогрева и систему редуцирования, направляется в дожимную компрессорную станцию, где компримируется до необходимых параметров.

Дожимная компрессорная станция

ДКС от компании ЭНЕРГАЗ состоит из четырех модульных компрессорных установок (3 в работе, 1 в горячем резерве). КУ выполнены на базе винтовых маслозаполненных компрессоров. Давление на линии нагнетания может быть обеспечено в диапазоне 2,6…3,45 МПа.

Единичная производительность КУ составляет 35 500 нм 3 /ч. Расход газа контролируется в диапазоне от 0 до 100% от номинального. Для этого применена специальная двухуровневая система регулирования.

Первый уровень – управление золотниковым клапаном компрессора – обеспечивает плавное бесступенчатое регулирование производительности в диапазоне 15-30%. 100%, а для контроля производительности в нижнем диапазоне он комбинируется с системой рециркуляции газа (второй уровень), которая позволяет максимально быстро и корректно реагировать на резкое изменение нагрузки при переходных режимах работы сопряженных турбин.

Данный метод управления производительностью КУ имеет ряд существенных преимуществ:

• система регулирования автоматически устанавливает загрузку в зависимости от давления газа в подводящем трубопроводе, что позволяет установкам работать в условиях, когда давление и расход газа на входе могут изменяться;
• при уменьшении производительности пропорционально уменьшается потребляемая мощность двигателя, обеспечивается понижение потребления электричества на собственные нужды КУ;
• процесс полностью автоматизирован и не требует участия оперативного персонала в регулировании работы оборудования.

С учетом жестких требований по чистоте топливного газа система фильтрации в установках усилена. Помимо газо-масляного фильтра-сепаратора 1-й ступени очистки и коалесцирующего фильтра 2-й ступени, в каждый блок-модуль встроен дополнительный (страховочный) фильтр тонкой очистки газа.

Содержание аэрозолей масла в газе на выходе из КУ составляет не более 0,5 ppm. Для контроля этого показателя на общем выходном коллекторе компрессорной станции установлен анализатор содержания паров масла.

В технологическую схему КУ интегрирован каскад последовательных газоохладителей и газонагревателей, что обеспечивает «отбой» конденсата и устойчивое поддержание проектной температуры топлива для турбин энергоблоков (до +90°C).

Установки размещаются в собственных всепогодных укрытиях контейнерного типа, оснащенных системами жизнеобеспечения (обогрев, вентиляция, освещение). Согласно требованиям по безопасности каждая КУ оборудована системами пожарообнаружения, газодетекции, сигнализации, пожаротушения.

Модуль управления локальными САУ

Пункт подготовки газа и дожимные компрессорные установки полностью автоматизированы. Их САУ осуществляют подготовку к пуску, пуск, останов и поддержание оптимального режима работы; контролируют технологические параметры; обеспечивают автоматические защиты и сигнализацию; обрабатывают параметры рабочего процесса и аварийных событий с выдачей информации по стандартному протоколу обмена.

Локальные САУ ППГ и ДКС размещены в общем модуле управления (в отдельном укрытии), который расположен на площадке газового хозяйства в непосредственной близости от ППГ. Модуль выполнен на базе современной микропроцессорной техники, с использованием передового программного обеспечения и коммутационного оборудования.

Основные компоненты САУ ППГ имеют резервирование, благодаря чему неисправность любого из них не приводит к останову пункта подготовки газа. Резервирование элементов САУ ДКС не выполнялось, так как надежность эксплуатации компрессорных установок гарантируется наличием резервной КУ.

При отсутствии внутристанционного электроснабжения собственные источники бесперебойного питания обеспечивают автономную работу программно-технического комплекса САУ ППГ не менее 1 часа, а САУ ДКС – не менее 0,5 часа.

Модуль интегрирован с верхним уровнем АСУ ТП и обеспечивает дистанционное управление оборудованием, контроль загазованности в помещениях, вывод информации о состоянии элементов и узлов на панель оператора. Управление с БЩУ электростанции осуществляется в полном объеме аналогично управлению «по месту».

Шеф-инженерные работы по вводу в эксплуатацию системы газоподготовки и газоснабжения Прегольской ТЭС выполнили специалисты ООО «СервисЭНЕРГАЗ» (входит в группу компаний ЭНЕРГАЗ).

Данный проект стал еще одним примером творческого соединения многолетнего опыта Группы ЭНЕРГАЗ с новаторскими техническими решениями. Это значимый этап в работе проектировщиков и инженеров ЭНЕРГАЗа по повышению эффективности и надежности технологического оборудования газоподготовки и газоснабжения для крупных электростанций, объектов малой энергетики, автономных центров энергоснабжения промышленных предприятий, объектов сбора и транспортировки ПНГ, энергоцентров собственных нужд месторождений, объектов специального назначения (испытательные стенды газовых турбин и технические учебные центры).

С каждым реализованным проектом ЭНЕРГАЗ наращивает организационную практику и оттачивает инженерный профессионализм. Сегодня в нашем активе насчитывается 149 проектов на территории 36 регионов России и стран СНГ. Начиная с 2007 года, введено или готовятся к пуску 290 технологических установок.

Эти агрегаты различного назначения, исполнения и модификации объединены в комплексы оборудования «ЭНЕРГАЗ» следующих типов:

• многофункциональная система газоподготовки и газоснабжения;
• система комплексной подготовки попутного газа;
• дожимная компрессорная станция топливного газа;
• компрессорная станция для перекачивания попутного газа;
• многоблочная (многомодульная) установка подготовки топливного газа.

Итак, Калининградская область получила энергетические основания для достижения опережающих темпов социально-экономического развития. В регионе созданы условия для энергоснабжения в изолированном режиме. Задача энергобезопасности области решена.

На этом фоне примечательна позиция прибалтийских стран, которые анонсировали свой выход из постсоветской единой энергетической системы БРЭЛЛ до 2025 года, что непосредственно грозило Калининградской области, так как превращало ее в «энергетический остров».

Так вот, после ввода новых калининградских мощностей, в той же Литве забеспокоились, что Россия сама может досрочно выйти из БРЭЛЛ ранее 2025 года, а это чревато возможным энергетическим дефицитом и даже «блэкаутом» уже для всей Прибалтики. Там также заговорили о стремительном росте генерации Калининградской области якобы «для шантажа», чтобы «выставить Литве счёт» за пребывание в БРЭЛЛ, пользуясь тем, что она не готова к синхронизации с европейскими сетями.

Останется ли Россия в БРЭЛЛ до 2025 года, пока Прибалтика только готовится покинуть существующее энергокольцо? В ответ ИТАР-ТАСС процитировал вице-премьера российского Правительства Дмитрия Козака: «У нас есть готовность работать, в том числе до 2025 года, но на других условиях».

Автор: Э.С. Зимнухов, руководитель Департамента реализации проектов ООО «ЭНЕРГАЗ»

Топливная система газотурбинной установки

Главное меню

Судовые двигатели

Главная Судовые газовые турбины Основные детали газотурбинной установки (ГТУ) Системы, обслуживающие газотурбинную установку

Топливная система. Топливом для судовых ГТУ служат мазут, дизельное топливо и керосин. В период запуска и остановки ис­пользуется легкое, менее вязкое топливо, устраняющее засорение фильтров и закоксовывание форсунок. Для улучшения процесса сжигания тяжелых сортов топлива (мазута) и устранения образо­вания отложений в газовом тракте турбины к топливу добавляют специальные присадки.

На рис. 118 показана принципиальная схема топливной си­стемы газотурбинной установки. В период запуска пусковой элек­тронасос 17 подает пусковое топливо из цистерны 1 через фильтр грубой очистки 18 к пусковой форсунке 14. По достижении устой­чивого горения пусковой форсунки в работу включается главный топливный насос 8 при закрытом кране 6 и открытом кране 9. Главный топливный насос направляет пусковое топливо к топлив­ному агрегату 10 рабочих форсунок 13. Перед поступлением к фор­сункам топливо проходит сетчатый фильтр 11 и стоп-кран 12. Топливоперекачивающий насос 16 подает пусковое топливо через тиливоподогреватель 15 и сетчатый фильтр 7 к главному топлив­ному насосу.

Одновременно в системе основного топлива идет подогрев мазута до требуемой температуры (порядка 393° К) для уменьшения его вязкости; при этом работает рециркуляционный контур основ­ного топлива: мазут из расходной цистерны 2 , пройдя щелевые фильтры 3 грубой очистки, подкачивающим насосом 4 через по­догреватель 5 и кран 6 возвращается обратно в расходную ци­стерну. Когда мазут достигнет требуемой температуры, кран 6 переводится в положение подвода мазута к рабочим форсун­кам 13, а кран 9 перекрывается, и пусковое топливо перекачива­ется обратно в запасную цистерну 1 .

Масляная система. Масляная система судовых ГТУ, как и па­ротурбинных, может быть циркуляционной или гравитационной напорной. К смазочным маслам судовых ГТУ предъявляются бо­лее повышенные требования, чем к маслам паротурбинных уста­новок. Масла не только должны обладать высокими смазочными, противоизносными и противокоррозионными свойствами, но также быть устойчивыми к образованию отложений, иметь высокую температуру вспышки, не ниже 473° К, так как у некоторых ГТУ температура подшипников достигает 423—443° К.

Система охлаждения. Система охлаждения газовых турбин может быть водяной и воздушной.

На рис. 119 показана принципи­альная схема воздушно-водяного охлаждения ГТУ судна «Париж­ская коммуна». Корпус турбины высокого давления 2 охлажда­ется дистиллированной водой, подаваемой центробежным насо­сом 5 через спаренный фильтр 6. После охлаждения корпуса ТВД дистиллированная вода через поверхностный водоохладитель 7 воз­вращается в цистерну 4. Охлаждение дисков турбины низкого дав­ления 1 производится воздухом, который отбирается из промежу­точной ступени компрессора 3 , а охлаждение диска турбины вы­сокого давления 2 — воздухом, отбираемым из последней ступени компрессора.

Реверсивные устройства ГТУ. Реверс в ГТУ может быть осу­ществлен с помощью ТЗХ, винтов регулируемого шага (ВРШ), гидрореверсивных устройств, электропередач и реверсивно-планетарных передач. Однако в трубокомпрессорных ГТУ в связи со значительным конечным давлением газа (около 1 бара), а следо­вательно ростом потерь мощности на вращение турбин обратного хода и сложностью конструкций переключающего устройства ТЗХ не нашла широкого применения. В ГТУ с СПГГ объемный расход газа и его температура перед турбиной значительно меньше, чем в турбокомпрессорных ГТУ, и это уменьшает размеры переклю­чающих органов. Для осуществления реверса в ГТУ с СПГГ при­меняют ТЗХ.

Применение ВРШ повышает маневренность судна, упрощает ГТУ и улучшает ее работу на нерасчетных режимах.

Гидрореверсивные устройства и реверсивно-планетарные пере­дачи обладают компактностью, малым весом и хорошими манев­ренными характеристиками. Этот тип реверсивных устройств для установок большой мощности находится в стадии освоения.

Электропередача, обладая хорошими маневренными качест­вами, имеет значительные (для судов) весо-габаритные показатели и невысокий к. п. д.

Система управления и защиты . Эта система предназначена: для управления газотурбинной установкой при запуске, маневрах и остановке; для предупреждения аварийных состояний установки и ее защиты при превышении предельной частоты вращения или осевого сдвига роторов установки, падении давления масла и пресной воды в системах смазки и охлаждения ниже допустимых, изменениях рабочей температуры газового потока (повышение температуры, срыв факела в камере сгорания).

Управление ГТУ при запуске осуществляется путем последо­вательного включения и выключения пусковых устройств, а на рабочих режимах изменением подачи топлива в камеру сгорания, открытием клапанов перепуска газа в выпускной газоход и откры­тием заслонок противопомпажного устройства компрессора. Управ­ление всеми этими операциями осуществляется дистанционно с пульта управления или с мостика. При выходе из строя автома­тического дистанционного управления предусматривается ручное управление. Система защиты снабжается аварийно-предупреди­тельной и информационной сигнализацией, при срабатывании ко­торой зажигаются лампочки и включается звуковой сигнал.

На рис. 120 показана упрощенная схема управления ГТУ с ВРШ. К форсункам камеры сгорания 2 очищенное тяжелое топливо подается топливным насосом 12 через главный регулирую­щий орган 9, который определяет режим работы установки. Пе­ремещение регулирующего органа 9 осуществляется с поста управления поворотом маховика 5 через кулачок 6 и пружину 4. Постоянный перепад давления масла на регулирующем органе под­держивается регулятором 3, а скорость его перемещения ограни­чивается регулятором приемистости 11. Подвод пускового дизель­ного топлива осуществляется регулятором подачи 10. Сервомо­тор 1 и золотник 13 обеспечивают перекладку лопастей ВРШ. Угол поворота лопастей винта задают поворотом маховика 5 через сельсин-датчик 7 и сельсип-приемпик 14, которые связаны элек­трически в следящую систему. Аварийный поворот лопастей ВРШ производят ручным приводом 8.

Топливная система газотурбинной установки

Е.М.Синкевич – компания OPRA Turbines

Целесообразность производства и использования альтернативных видов топлива заключается не только в экономии природных ресурсов, но это также и возможность утилизации органических отходов различных отраслей промышленности, деревообработки, сельского хозяйства и т.д.

Cегодня на рынке энергоресурсов ведущие позиции занимают природный газ и нефтепродукты. Эти виды топлива наиболее эффективны в связи с высокой теплотой сгорания, а также с удобством их использования. Однако запасы нефти и газа весьма ограничены. С учетом текущего уровня потребления, этих ресурсов, по оценкам экспертов, хватит не более чем на 50–70 лет. Кроме того, цены на них постоянно растут: только за последние 10 лет цена на нефть в среднем поднялась с $36 до $115 за баррель. Эти цифры говорят о том, что необходимо экономить нефтегазовые ресурсы и рационально развивать технологии, связанные с производством альтернативных видов топлива.
Целесообразность производства альтернативного топлива заключается не только в экономии природных энергоресурсов – это также и возможность утилизации органических промышленных отходов угля, пластика, резинотехнических изделий, отходов деревообрабатывающей отрасли и сельского хозяйства. Одним из наиболее перспективных видов утилизации отходов является сухой пиролиз – термическое разложение органических соединений без доступа кислорода. В результате процесса пиролиза получают химическое сырье или топливо.
Биотопливо, получаемое из сырья животного или растительного происхождения, – один из видов альтернативного топлива. Путем быстрого пиролиза древесины получают пиролизные масла, практически не содержащие минералов и серы и пригодные для использования в качестве топлива для двигателей внутреннего сгорания. Такое топливо удобно хранить и легко транспортировать.
Однако необходимо учитывать, что пиролизные масла, получаемые из древесины, значительно уступают по своим характеристикам ископаемым видам топлива. Помимо жидкой фазы, они содержат твердые частицы, обладают высокой вязкостью и низкой теплотворной способностью, теряют химическую стабильность при высоких температурах.
Важное значение в развитии производства биотоплива играет топливно-энергетический баланс, т.е. соотношение затрачиваемой энергии в процессе переработки отходов и эффективность использования полученного биотоплива. Поэтому необходимо не только совершенствовать технологию производства топлива, но и создавать эффективные технологии для его утилизации.
В 2010 году стартовал проект по расширению топливной универсальности газотурбинных установок OP16 компании OPRA Turbines. Целью проекта является разработка топливной системы, способной работать на широком спектре жидкого и газообразного топлива, включая тяжелые пиролизные масла, этанол, биодизель, синтез-газ и биогаз.
OPRA Turbines является ведущим поставщиком на мировом рынке силового оборудования в диапазоне мощности 1…10 МВт для нефтегазовой отрасли, судостроения, промышленных предприятий и коммерческого сектора. В газотурбинных установках компании используются усовершенствованные технологии радиальной конструкции газовой турбины. Именно эта уникальная одновальная, полностью радиальная конструкция ротора ГТД ОР16 позволяет модернизировать двигатель для работы на тяжелых и низкокалорийных видах топлива. конверт на выписку из роддома Проточная часть радиального ГТД обеспечивает высокую эксплуатационную надежность установки и снижает чувствительность двигателя к попаданию в проточную часть мелких твердых частиц, содержащихся в пиролизном топливе.
Проектные работы по совершенствованию топливной системы были разбиты на три этапа.
На первом этапе проводились испытания существующей двухтопливной системы, но с заменой механической форсунки высокого давления, обычно применяемой в данной системе, на пневматическую. В отличие от форсунок высокого давления, она способна работать на топливе с более высокой кинематической вязкостью – порядка 10 сантистокс. Кроме того, пневматическая форсунка не требует использования дополнительного сжатого воздуха или пара, что обычно является обязательным при работе на топливе, близком по свойствам к пиролизному.
При разработке КС для сжигания пиролизного топлива за основу была взята стандартная конфигурация камеры сгорания – 3А, поскольку ее конструкцию можно было легко доработать, с тем чтобы увеличить эффективную площадь и изменить распределение воздуха. Проведенные испытания позволили определить оптимальные параметры работы двигателя на пиролизном топливе.
На втором этапе, после определения опытным путем основных параметров новой камеры сгорания, выполнялось 3D-моделирование, проводились необходимые расчеты для определения окончательной конструкции КС.
В настоящее время проект находится на стадии стендовых испытаний опытного образца. В ходе испытаний в качестве топлива используются дизель №2, этанол и пиролизное масло на основе древесины хвойных пород. Свойства пиролизного масла приведены в табл.
Цель испытаний – достигнуть стабильного горения при работе на 100 %-м пиролизном масле в диапазоне нагрузки от 70 до 100 %. На настоящий момент получен положительный результат при работе на топливной смеси, в составе которой 80 % пиролизного масла и 20 % этанола. Для достижения заданной цели требуются некоторые доработки пневматической форсунки и системы подачи топлива. Сейчас над этим активно работают специалисты компании OPRA Turbines.
На текущий год запланирован третий этап проектных работ – испытание топливной системы на двигателе и внедрение ее в эксплуатацию. Несмотря на значительное отличие в конструкции существующих топливных систем двигателя ОР16 и новой камеры сгорания, внедрение ее в эксплуатацию не потребует никаких изменений в конструкции ГТД, а ограничится лишь незначительными доработками пэкиджа установки.
Внедрение новой системы, позволяющей работать на альтернативных видах топлива, не станет заключительным этапом модернизации топливной системы газотурбинной установки OP16. Будут проводиться испытания новой камеры сгорания на низкокалорийном газе с низшей теплотворной способностью – до 10 МДж/кг. Весь комплекс работ по испытаниям и доводке новой камеры сгорания компания OPRA Turbines планирует завершить в текущем году.

Топливная система газотурбинной установки

Браузер, которым вы пользуетесь для просмотра этого сайта, устарел и не соответствует современным технологическим стандартам Интернета.

Вы можете установить последнюю версию подходящего браузера, воспользовавшись ссылками ниже:

компании Microsoft некоммерческой организации Mozilla компании Opera Software компании Apple компании Google

Стенд исследования рабочих процессов камер сгорания ГТУ

Сокращенное наименование УНУ: КСГТУ

Базовая организация: Открытое акционерное общество «Всероссийский дважды ордена трудового красного знамени теплотехнический научно-исследовательский институт»

Ведомственная принадлежность: Без ведомственной принадлежности

Классификационная группа УНУ: Стенды для электро-, теплофизических и механических испытаний

Год создания УНУ: 1983

Размер занимаемых УНУ площадей, кв. м: 150

Средняя загрузка УНУ: нет данных о средней загрузке за 2021 год

Заказать услуги УНУ

Контактная информация:

Местонахождение УНУ:

• Федеральный округ: Центральный
• Регион: г. Москва
• 115280, г. Москва, ул. Автозаводская, д. 14

Руководитель работ на УНУ:

• Гутник Михаил Николаевич
• +7 (495) 2347572
• [email protected]

Сведения о результативности за 2020 год (данные ежегодного мониторинга)

Информация об УНУ:

Основные технические характеристики УСУ: Давление воздуха (избыточное) до 8[кгс/см2]; Температура воздуха 50 — 650 [С]; Расход воздуха до 10 [кг/с]; Давление природного газа (избыточное) до 15 [кгс/см2]; Температура природного газа 20. 40 [С]; Расход природного газа до 800 [нм3/ч];

Главные преимущества, обоснование уникальности установки, в том числе сопоставление УНУ с существующими аналогами, многофункциональность и междисциплинарность УНУ:

УСУ предназначена: — для моделирования процессов горения, происходящих в камерах сгорания (КС) газотурбинных установок (ГТУ) при сжигании, природного газа и жидкого топлива, с целью их изучения и оптимизации; — для проведения доводочных испытаний полноразмерных камер сгорания на модельных режимах. Уникальность стенда заключается в: — возможности использования ресурсов экспериментальной ТЭЦ-ВТИ (сжатый воздух, природный газ, техническая вода, пар, электричество и др.); — возможности проведения независимых испытаний по различным направлениям исследований на пяти независимых экспериментальных участках — возможности моделирования натурных режимов работы камер сгорания ГТУ; — возможности сжигания, как природного газа, так и жидких топлив; — наличием автоматизированной системы сбора информации и управления технологическим процессом испытания на базе крейт-контроллеров LTR и персональных компьютеров; — наличии квалифицированных сотрудников, имеющих большой стаж и опыт работы, как в экспериментальных испытаниях, так и в условиях эксплуатации объектов исследований; — наличии аккредитованной измерительной лаборатории аналитического контроля; — наличии собственного опытного производства, на котором изготавливается необходимая для проведения испытаний материальная часть. УСУ оснащена современным научным оборудованием, позволяющим выполнять точные измерения и тонкое регулирование, что дает возможность получать полную информацию о процессах в камерах сгорания и создает условия для качественного выполнения поставленных задач. В основной состав научного оборудования входит: — массовые расходомеры СMF (кориолисового типа) с трансмиттерами 1700 для замера расходов газа и жидкости и определением плотности среды. — объемные расходомеры Emerson 3095MFA (вихревого типа) для замера расходов воздуха; — регуляторы расхода с дистанционными линейными приводами BM MC100-103; — газоанализатор MGA-5+ для определения состава продуктов сгорания: оксидов азота, моно и двуокиси углерода, метана (датчики инфракрасного типа) и кислорода (электрохимический датчик); — газоанализатор Topaze 32M, имеющий большое разрешение и высокую точность (хемилюминесцентного типа), для определения в составе продуктов сгорания оксидов азота; — измерительно-вычислительный комплекс MIC-300М, позволяющий измерять, регистрировать и анализировать быстропеременные параметры (пульсации давления, вибрации), имеющий встроенные функции записи/воспроизведения и экспресс-анализа аналоговых сигналов по независимым измерительным каналам; — широкий спектр датчиков для измерения статических параметров давлений и температур, а также для контроля динамических процессов, таких как пульсации давления и вибрации элементов конструкций; — измерительные зонды различного назначения. Все средства измерения УСУ: — включены в Государственный реестр средств измерений; — метрологически обеспечены методиками и эталонными средствами для проведения поверки; — в плановом порядке проходят поверку согласно установленному графику; — перед проведением измерений калибруются в соответствии с требованием ГОСТ ИСО 9001-2008.

Наиболее значимые научные результаты исследований (краткое описание):

1) На основе расчётных и экспериментальных исследований процессов горения в камерах сгорания газотурбинных установок, проведённых с использованием УСУ, разработана новая система экологически чистого сжигания топлива. В основу системы заложен метод сжигания предварительно подготовленных бедных топливовоздушных смесей (ТВС) в вихревой горелке. Данный метод широко и успешно используется зарубежными газотурбостроительными фирмами для снижения вредных выбросов ГТУ, однако, в настоящее время, нет ни одного удачного примера использования его в отечественном газотурбостроении. Это связано с тем, что работоспособная и экологически совершенная конструкция камеры сгорания должна отвечать ряду противоречивых требований, среди которых важнейшими является: качество подготовки ТВС, устойчивость к проскоку пламени в зону смешения, устойчивость горения на всех режимах ГТУ. Отечественные газотурбостроительные фирмы в настоящее время не имеют необходимых ни материальных, ни финансовых ресурсов для проведения расчётно-экспериментальных работ по разработке и оптимизации процессов в камерах сгорания со сжиганием ТВС. Зарубежные разработчики ГТУ применяют собственные разработки при создании экологически чистых КС. Данные эти являются закрытыми. В опубликованных материалах по результатам работ известных мировых производителей газовых турбин содержится лишь общая информация. Поэтому разработка новых систем экологически чистого сжигания топлива в КС для отечественных ГТУ является актуальной и стратегически важной задачей. 2) При разработке системы экологически чистого сжигания топлива в КС ГТУ использованы простые и надёжные технические решения, разработанные в ходе проведённых в течение последних лет расчётных и экспериментальных исследований на УСУ. Для реализации этой системы сжигания в камерах сгорания промышленных ГТУ разработана, изготовлена и испытана с целью оптимизации её характеристик унифицированная вихревая горелка с предварительным перемешиванием ТВС. 3) Оформлены патенты: патент РФ на полезную модель «Горелочное устройство для камеры сгорания газотурбинной установки» № 89671; дата публикации патента 10.12.2010, патентообладатель — Открытое акционерное общество "Всероссийский дважды ордена Трудового Красного Знамени теплотехнический научно-исследовательский институт"; патент РФ на полезную модель «Горелочное устройство с дополнительной кольцевой диффузионной горелкой для камеры сгорания газотурбинной установки» № 90879; дата публикации патента 20.01.2010, Патентообладатель — Открытое акционерное общество "Всероссийский дважды ордена Трудового Красного Знамени теплотехнический научно-исследовательский институт". 4) Применение разработанной системы экологически чистого сжигания топлива в КС ГТУ: разработана и испытана при натурных параметрах малоэимиссионная КС для ГТУ-25П ОАО «Авиадвигатель» (г. Пермь); разработана и испытана при модельных параметрах малоэимиссионная КС для ГТУ-45 ОАО «Теплоэнергосервис» (г. Екатеринбург); разработана и испытана при модельных параметрах малоэимиссионная КС для ГТУ-25П ОАО «Авиадвигатель» (г. Пермь); разработана малоэимиссионная КС для ГТД-20С ФГУП ММПП «Салют» (г. Москва).

Направления научных исследований, проводимых на УНУ:

• Исследование и организация процессов горения в камерах сгорания (КС) газотурбинных установок;
• Разработка новых технологий экологически чистого сжигания природного газа и жидких топлив в КС ГТУ;
• Исследование и организация процесса предварительного перемешивания с воздухом;
• Исследование аэродинамики течения в КС и их элементах;
• Разработка методов охлаждения элементов КС;
• Исследование неустойчивости процесса горения;
• Определение влияние режимных параметров КС на образование вредных веществ;
• Формирование поля температур на выходе КС.

Приоритетные направления (указ Президента РФ N 899):

Рациональное природопользование

Приоритетные направления Стратегии НТР РФ (п. 20):

экологически чистая и ресурсосберегающая энергетика, глубокая переработка углеводородного сырья, новые источники энергии

Состав УНУ и вспомогательное оборудование: (номенклатура — 7 ед.)

Газоанализатор MGA-5+
Фирма-изготовитель: MRU
Год выпуска: 2009
Количество единиц: 1
Назначение, краткая характеристика: Измерение концентраций газов O2, CO, СО2, CH4, NO, NO2 в продуктах сгорания камеры сгорания

Газоанализатор Testo-350M
Фирма-изготовитель: Testo
Год выпуска: 2007
Количество единиц: 1
Назначение, краткая характеристика: Измерения концентраций газов O2, CO, СО2, CH4, NO, NO2 в продуктах сгорания камеры сгорания

Газоанализатор Topaze 32M
Фирма-изготовитель: Environnement S.A
Год выпуска: 2009
Количество единиц: 1
Назначение, краткая характеристика: Измерение и газовый анализ оксидов азота в продуктах сгорания камеры сгорания

Измерительно-вычислительный комплекс MIC-300M
Фирма-изготовитель: ООО "НПП МЕРА"
Год выпуска: 2008
Количество единиц: 1
Назначение, краткая характеристика: Мобильный цифровой регистратор-анализатор для динамических процессов в камерах сгорания ГТУ

Комплект оборудования с высокоскоростной видеокамерой LaVision HighSpeedStar 5.1
Фирма-изготовитель: LaVision
Год выпуска: 2012
Количество единиц: 1
Назначение, краткая характеристика: Регистрация быстропротекающих процессов горения

Программно-вычеслительный комплекс Flow Vision 2.х
Фирма-изготовитель: ООО "ТЭСИС"
Год выпуска: 2009
Количество единиц: 1
Назначение, краткая характеристика: Численное моделирование стационарных и нестационарных течений газа в камерах сгорания ГТУ

Система сбора данных на базе контроллера LTR
Фирма-изготовитель: ООО "Л Кард”
Год выпуска: 2007
Количество единиц: 1
Назначение, краткая характеристика: Сбор данных, обработка и хранение информации, более 300 независимых каналов