Разработка методического подхода к применению абсорбционных холодильных машин для повышения эффективности газотурбинных газоперекачивающих агрегатов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Игнатова Татьяна Владимировна

• Игнатова Татьяна Владимировна
• кандидат наук
• 2024

Оглавление диссертации кандидат наук Игнатова Татьяна Владимировна

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. СОСТОЯНИЕ ВОПРОСА

1.1. Анализ эффективности эксплуатации газотурбинных газоперекачивающих агрегатов в условиях высоких температур окружающей среды

1.2. Анализ современных подходов и методов повышения эффективности газотурбинных газоперекачивающих агрегатов

1.3. Анализ существующих способов охлаждения воздуха на входе в осевой компрессор газотурбинной установки

1.4. Анализ конструкций и особенностей применения различных типов абсорбционных бромисто-литиевых холодильных машин для повышения эффективности газотурбинных газоперекачивающих агрегатов

1.5. Цели и задачи

ГЛАВА 2. РАСЧЕТНО-ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ АБСОРБЦИОННЫХ БРОМИСТО-ЛИТИЕВЫХ ХОЛОДИЛЬНЫХ МАШИН ДЛЯ УЛУЧШЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ГАЗОТУРБИННЫХ ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ АГРЕГАТОВ

2.1. Разработка методического подхода к определению требуемых параметров дополнительной системы охлаждения циклового воздуха газотурбинных установок на основе абсорбционных бромисто-литиевых холодильных машин при проектировании (реконструкции) компрессорных цехов (станций) в южных регионах Российской Федерации

2.1.1. Расчетно-теоретические исследования фактической температуры на входе комплексного воздухоочистительного устройства с учетом планировки компрессорной станции

2.1.2. Разработка методического подхода к определению фактической температуры воздуха на входном патрубке осевого компрессора газотурбинной

установки с учетом конструктивных особенностей газоперекачивающего агрегата

2.1.3. Расчетно-теоретические исследования параметров дополнительных систем охлаждения циклового воздуха на основе абсорбционных холодильных машин для компрессорных станций, расположенных в южных регионах Российской Федерации

2.2. Расчетно-теоретические исследования возможности и целесообразности применения абсорбционных холодильных машин для повышения эффективности газотурбинных газоперекачивающих агрегатов различной мощности, эксплуатируемых на объектах магистральных газопроводов в условиях повышенных температур окружающего воздуха

2.2.1. Разработка критерия оценки эффективности газотурбинных газоперекачивающих агрегатов для компрессорных станций в условиях высоких температур при поставках природного газа в регионы Российской Федерации

2.2.2. Разработка критерия оценки эффективности газотурбинных газоперекачивающих агрегатов для компрессорных станций в условиях высоких температур при экспортных поставках природного газа

2.2.3. Разработка единого критерия оценки эффективности газотурбинных газоперекачивающих агрегатов для компрессорных станций в условиях высоких температур для определения целесообразности применения дополнительных систем охлаждения циклового воздуха

2.3. Выводы по главе

ГЛАВА 3. РАСЧЕТНО-ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ПРОВЕРКА

ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ АБСОРБЦИОННЫХ БРОМИСТО-ЛИТИЕВЫХ ХОЛОДИЛЬНЫХ МАШИН ДЛЯ УЛУЧШЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ГАЗОТУРБИННЫХ ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ АГРЕГАТОВ

3.1. Выбор объекта для проведения эксперимента и анализ условий его эксплуатации

3.2. Экспериментальные исследования эффективности применения абсорбционных бромисто-литиевых холодильных машин в южных регионах Российской Федерации

3.2.1. Описание планирования эксперимента

3.2.2. Описание эксперимента

3.2.3. Обработка результатов

3.4. Выводы по главе

ГЛАВА 4. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ И ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПО

ПРИМЕНЕНИЮ АБСОРБЦИОННЫХ БРОМИСТО-ЛИТИЕВЫХ ХОЛОДИЛЬНЫХ МАШИН ДЛЯ УЛУЧШЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ГАЗОТУРБИННЫХ ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ АГРЕГАТОВ

4.1. Разработка методики определения требуемых параметров дополнительной системы охлаждения циклового воздуха газотурбинных установок на основе абсорбционных бромисто-литиевых холодильных машин при проектировании (реконструкции) компрессорных станций (цехов) в южных регионах Российской Федерации

4.2. Технические предложения по применению абсорбционных бромисто-литиевых холодильных машин на компрессорных станциях магистральных газопроводов с целью получения максимального технологического эффекта

4.3. Технико-экономическая оценка предлагаемых технических решений

4.4. Выводы по главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ А Состав газоперекачивающего парка компрессорных

станций южных регионов России с указанием температурного режима эксплуатации в теплый период года

ПРИЛОЖЕНИЕ Б Единый критерий оценки эффективности газотурбинных газоперекачивающих агрегатов для компрессорных станций Южного

федерального округа России

ПРИЛОЖЕНИЕ В Перечень измерительных приборов при проведении

экспериментальной проверки на ПГУ-110 Астраханской электростанции

ПРИЛОЖЕНИЕ Г Интеграция дополнительной системы охлаждения циклового воздуха ГТУ на основе АБХМ в существующую конструкцию КВОУ (на

примере Астраханской электростанции)

ПРИЛОЖЕНИЕ Д АБХМ для дополнительной системы охлаждения циклового воздуха ГПА-Ц-16С КС «Котельниковская»

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка методического подхода к применению абсорбционных холодильных машин для повышения эффективности газотурбинных газоперекачивающих агрегатов»

Актуальность темы исследования

Газовая отрасль имеет важнейшее стратегическое значение и занимает ведущую позицию в рамках современного функционирования экономики Российской Федерации (РФ). Развитие газовой отрасли России на сегодняшний день, в первую очередь, связано с решением задач энергетической эффективности, надежности, безопасности и экологичности.

Газовая промышленность представляет собой сложный единый комплекс, деятельность которого включает процессы добычи, транспорта, хранения, распределения и переработки природного газа. Основными потребителями природного газа на собственные технологические нужды (СТН) отрасли являются компрессорные станции (КС) магистральных газопроводов (МГ). Большая часть газоперекачивающих агрегатов (ГПА) с газотурбинным приводом, являющихся основным технологическим оборудованием КС, характеризуется выработкой назначенного производителем ресурса, моральным износом, невысокими показателями эффективности.

В то же время, для газотурбинных ГПА, установленных на КС в южных регионах России, задача стабильной транспортировки газа (в том числе, на экспортный рынок в соответствии с договорными обязательствами) дополнительно усложняется эксплуатацией при высоких температурах окружающего воздуха, что значительно влияет на показатели их эффективности: снижается мощность, коэффициент полезного действия (КПД), возрастает расход топливного газа.

Учитывая, с одной стороны, ограничения существующих методов повышения эффективности эксплуатации ГПА с газотурбинным приводом, с другой - необходимость охлаждения циклового воздуха газотурбинных установок (ГТУ) для обеспечения стабильной эффективной работы ГПА в южных регионах России, целесообразным и перспективным решением указанной проблемы представляется разработка и внедрение дополнительных систем охлаждения

циклового воздуха ГТУ на основе абсорбционных бромисто-литиевых холодильных машин (АБХМ).

В настоящее время опыт эксплуатации АБХМ в дополнительных системах охлаждения воздуха ГТУ на КС отсутствует, однако имеется положительный опыт эксплуатации АБХМ в системах охлаждения циклового воздуха ГТУ на объектах электроэнергетики в условиях повышенных температур.

Первым отечественным проектом, успешно реализовавшим данную технологию, стала парогазовая установка ПГУ-110 Астраханской электростанции (ООО «ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго»), модернизация которой была проведена в 2015 г. Полученные результаты эксплуатации доказали технологическую и экономическую эффективность применения АБХМ.

Вместе с тем, в настоящее время полностью отсутствует нормативно-методическая база и научно обоснованные подходы к использованию АБХМ на КС, что затрудняет реализацию подобных проектов. Для широкого внедрения дополнительных систем охлаждения циклового воздуха ГТУ на основе АБХМ в целях повышения эффективности ГПА необходимо разработать соответствующий методический подход, включающий разработку научно обоснованного критерия оценки целесообразности их применения, методик определения основных параметров АБХМ и оценки влияющих факторов, а также решение ряда других научно-технических задач.

Степень разработанности темы исследования

Использование ГТУ в качестве привода ГПА на объектах газотранспортной системы всегда связано с поиском научно-технических решений по поддержанию и повышению их эффективности. Исследованиям в области повышения эффективности эксплуатации газотурбинных ГПА посвящено значительное количество научных работ отечественных авторов: О.Е. Аксютина, И.Р. Байкова, Н.И. Белоконя, Р.Н. Бикчентая, Б.В. Будзуляка, А.Г. Вертепова, З.Т. Галиуллина, А.С. Лопатина, С.П. Зарицкого, Ю.Д. Земенкова, В.А. Иванова, А.Г. Ишкова, А.Ф. Калинина, С.В. Китаева, А.Н. Козаченко, С.И. Козлова, Е.В. Леонтьева,

А.С. Лопатина, В.И. Никишина, Б.П. Поршакова, А.Д. Седых, Ю.Н. Синицына, М.Г. Сухарева, Л.С. Цегельникова, А.М. Шаммазова, В.А. Щуровского и др.

Для повышения эффективности ГПА с газотурбинным приводом при эксплуатации в условиях повышенных температур окружающей среды первым техническим решением стала разработка водоиспарительных устройств для охлаждения циклового воздуха перед компрессором ГТУ, которая началась в РФ с 1975 по 1980 гг. Существенный вклад в развитие расчетно-теоретических методов и физических исследований процессов сжатия воздуха с испарительным охлаждением в осевом компрессоре (ОК) ГТУ внесен отечественными производителями газовых турбин: ГП НПКГ «Зоря-Машпроект», АО «Уральский турбинный завод», АО «Невский завод», «Ленинградский металлический завод», АО «Силовые машины», АО «Рыбинские моторы», НПФ АО «Мосэнерго», ММПФ «Салют», Институт высоких температур РАН.

За рубежом широкое распространение получила технология, основанная на энергетическом впрыске пара в проточную часть установки. ГТУ, работающие по такому принципу, получили название STIG (Steam Injected Gas Turbine). ГТУ типа STIG производит фирма General Electric (LM 1600, LM 2500, LM 5000).

Для отечественных ГТУ была разработана система впрыска воды с ультратонким распылом. Опытные образцы с возвратом воды типа «Водолей», разработанные для ТЭЦ-28 Мосэнерго Николаевским предприятием «Машпроект» и фирмой «Салют», дальше опытных образцов не пошли вследствие сложности реализации тепловой схемы.

Технологии с применением водоиспарительных устройств на ГТУ по ряду причин не нашли широкого применения на отечественных КС южных регионов России. Немногочисленные работы, предлагающие альтернативные решения в вопросе управления высокими температурами циклового воздуха ГТУ, не обосновывают в полной мере целесообразность их применения. Также в этой области отсутствуют системные исследования, комплексные методики и научно -обоснованные алгоритмы технических решений.

Цель и задачи работы

Целью работы является повышение эффективности транспортировки природного газа для КС, расположенных в южных регионах РФ, за счет применения дополнительных систем охлаждения циклового воздуха газотурбинных ГПА на основе АБХМ.

Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:

1. Проведение анализа эффективности газотурбинных ГПА в условиях высоких температур окружающей среды, существующих способов повышения их эффективности, а также конструкций и особенностей применения различных типов АБХМ для снижения температуры циклового воздуха ГТУ.

2. Разработка методического подхода к определению фактической температуры циклового воздуха на входном патрубке ОК ГТУ с учетом конструктивных особенностей и расположения КС с расчетно-экспериментальной проверкой адекватности полученных результатов.

3. Разработка единого критерия оценки эффективности газотурбинных ГПА для определения целесообразности применения дополнительных систем охлаждения циклового воздуха для КС, расположенных в южных регионах РФ, на основе критериев оценки эффективности газотурбинных ГПА при экспортных и внутренних поставках природного газа.

4. Определение ранжированных рядов КС газотранспортных обществ ПАО «Газпром», расположенных в южных регионах РФ, по степени необходимости установки на них дополнительных систем охлаждения циклового воздуха с целью повышения эффективности транспортировки природного газа.

5. Разработка методики определения требуемых параметров дополнительной системы охлаждения циклового воздуха ГТУ на основе АБХМ при проектировании (реконструкции) компрессорных цехов (КЦ) и станций в южных регионах РФ.

6. Разработка принципиальных технических решений по применению АБХМ на КС МГ для получения максимального технологического эффекта с технико-экономической оценкой.

Научная новизна выполненной работы заключается в следующем:

1. Предложен научно обоснованный единый критерий оценки эффективности газотурбинных ГПА для определения целесообразности установки дополнительных систем охлаждения циклового воздуха на КС, расположенных в южных регионах РФ, учитывающий объемы экспортных и внутренних поставок природного газа.

2. Предложен научно обоснованный методический подход к определению фактической температуры воздуха на входном патрубке ОК ГТУ с учетом расположения и конструктивных особенностей газотурбинных ГПА, функционирующих в условиях повышенных температур окружающего воздуха.

3. Разработана методика определения требуемых параметров дополнительной системы охлаждения циклового воздуха ГТУ на основе АБХМ при проектировании (реконструкции) КЦ (КС) в южных регионах РФ.

Теоретическая и практическая значимость работы определяется тем, что на основании расчетно-теоретических исследований:

1. Предложен методический подход к определению требуемых параметров дополнительных систем охлаждения циклового воздуха газотурбинных ГПА с учетом условий их функционирования и конструктивных особенностей КВОУ.

2. Предложен научно обоснованный единый критерий оценки эффективности газотурбинных ГПА в условиях высоких температур для определения необходимости и целесообразности применения АБХМ, на основе которого определены ранжированные ряды КС, находящихся в южных регионах РФ, по приоритетности установки дополнительных систем охлаждения циклового воздуха ГТУ.

3. Предложена методика определения требуемых параметров дополнительных систем охлаждения циклового воздуха ГТУ на основе АБХМ для КС, расположенных в южных регионах РФ.

4. Разработаны принципиальные технические решения по составу дополнительных систем охлаждения циклового воздуха ГТУ на основе АБХМ и их применению на КС.

Результаты диссертационной работы могут быть использованы в рамках строительства, модернизации или реконструкции газотранспортных объектов в южных регионах РФ при: подборе оборудования для дополнительных систем охлаждения циклового воздуха ГТУ; выборе оптимального ряда (номенклатуры) ГПА; выборе количества и оптимальной схемы работы (подключения) ГПА; выборе лучшего из заданной номенклатуры технических средств, а также при определении оптимального сочетания проектных параметров КС.

Часть результатов работы использована для оценки эффективности применения дополнительной системы охлаждения циклового воздуха ГТУ на основе АБХМ в составе ПГУ-110 Астраханской электростанции (ООО «ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго), а также для подтверждения целесообразности установки дополнительной системы охлаждения воздуха ГТУ на основе АБХМ на ГПА-Ц-16С в составе КС «Котельниковская» Волгоградской области.

Положения, выносимые на защиту

1. Единый критерий оценки эффективности газотурбинных ГПА в условиях высоких температур, определяющий целесообразность применения дополнительных систем охлаждения циклового воздуха.

2. Научно обоснованный методический подход к определению фактической температуры воздуха на входном патрубке ОК ГТУ с учетом расположения и конструктивных особенностей ГПА для КС, расположенных в южных регионах РФ.

3. Результаты расчетно-теоретических исследований в виде ранжированных рядов КС, расположенных в южных регионах РФ, по приоритетности установки дополнительных систем охлаждения циклового воздуха ГТУ.

4. Методика определения требуемых параметров дополнительной системы охлаждения циклового воздуха ГТУ на основе АБХМ, позволяющая обеспечить

необходимую эффективность ГПА и корректный подбор оборудования при проектировании (реконструкции) КЦ (КС) для южных регионов РФ.

Методы и методология исследования

В работе использованы следующие основные методы исследования: системный анализ и синтез; математическое моделирование с применением методов и законов термодинамики, гидродинамики, аэродинамики, метода наименьших квадратов, теории вероятностей и математической статистики, обработки экспериментальных зависимостей методами регрессионного анализа; теория планирования многофакторного эксперимента; технико-экономический анализ.

Степень достоверности и апробация результатов диссертации

Достоверность научных положений обоснована применением общепризнанных современных методов и средств научных исследований, в том числе математического аппарата, теории вероятностей и математической статистики, теории планирования эксперимента, обработки данных методами регрессионного анализа, принципов системного подхода и т.д.

Основные положения и научные результаты работы докладывались, обсуждались и получили положительные отзывы на конференциях и семинарах: 73-й Международной молодежной научной конференции «Нефть и газ - 2019», РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, г. Москва, 2019 г.; IX Международной молодежной научной конференции «Наукоемкие технологии в решении проблем нефтегазового комплекса», Башкирский государственный университет, г. Уфа, 2019 г.; VIII Международной молодежной научно-практической конференции «Новые технологии в газовой отрасли: опыт и преемственность», ООО «Газпром ВНИИГАЗ», п. Развилка, МО, 2019 г.; Республиканской научно-технической конференции «Интеграция науки, образования и производства - важнейший фактор в реализации инвестиционных проектов нефтегазовой отрасли», филиал РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина в городе Ташкенте, г. Ташкент, 2019 г.; IV Региональной научно-

технической конференции «Губкинский университет в решении вопросов нефтегазовой отрасли России», РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, г. Москва, 2020 г.; Национальной научно-практической конференции «Нефть и газ: технологии и инновации», Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень,

2021 г.; XXXIX тематическом семинаре «Диагностика оборудования и трубопроводов компрессорных станций», РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, г. Москва, 2021 г.; III Международной научно-технической конференции молодых учёных "Транспорт и хранение углеводородов", Омский государственный технический университет, г. Омск, 2022 г.; X Международной научно-технической конференции «Надёжность и безопасность магистрального трубопроводного транспорта», Полоцкий государственный университет имени Евфросинии Полоцкой", г. Новополоцк, 2022 г.; VI Международной научно-практической конференции «Актуальные проблемы научного знания. Новые технологии ТЭК-2022», Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень,

2022 г.; VII Региональной научно-технической конференции, посвященной 100-летию В.Л. Березина «Губкинский университет в решении вопросов нефтегазовой отрасли России», РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, г. Москва, 2023 г.; 77-й Международной молодежной научной конференции «Нефть и газ - 2023», РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, г. Москва,

2023 г.; XXXXI тематическом семинаре «Диагностика оборудования и трубопроводов компрессорных станций», РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, г. Москва, 2023 г.; XVIII Международной научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт - 2023», Уфимский государственный нефтяной университет, г. Уфа, 2023 г.

Публикации

Основные материалы диссертации опубликованы в 17 печатных работах, в том числе: 11 - в научных рецензируемых изданиях, рекомендованных ВАК РФ; 6 - в других изданиях.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы (121 наименование), 5 приложений, 32 рисунков и 20 таблиц. Общий объем работы - 186 страниц.

ГЛАВА 1. СОСТОЯНИЕ ВОПРОСА

1.1. Анализ эффективности эксплуатации газотурбинных газоперекачивающих агрегатов в условиях высоких температур окружающей среды

Современный транспорт газа развивается в направлении уменьшения энергозатрат с одновременной интенсификацией технологических процессов. Максимально эффективное использование природных энергетических ресурсов и потенциала как энергетического сектора в целом, так и транспорта газа в частности, определяется законодательством РФ как одно из приоритетных направлений государственной политики. Основным документом, определяющим цели и задачи в области энергосбережения и энергоэффективности экономики РФ, является «Энергетическая стратегия России на период до 2035 года», утвержденная Распоряжением Правительства РФ от 09.06.2020 №2 1523-р [1]. Согласно Стратегии, в стране имеется потенциал энергосбережения, составляющий третью часть текущего энергопотребления, что свидетельствует о возможности значительного повышения экономической эффективности проектов в сфере энергетики.

Наряду с максимальной реализацией потенциала энергосбережения и энергоэффективности, первостепенной задачей для ПАО «Газпром» остается обеспечение надежной и бесперебойной поставки природного газа как на внешние, так и на внутренние рынки сбыта. Решение возлагаемых на компанию задач невозможно без эффективной работы Единой системы газоснабжения (ЕСГ).

ПАО «Газпром» принадлежит уникальная, крупнейшая в мире сеть трубопроводов для транспорта газа от районов добычи к местам его потребления. Общая протяженность эксплуатируемых газотранспортными организациями Группы МГ и газопроводов-отводов по состоянию на 31 декабря 2022 г. составила 179,3 тыс. км [2]. К 2040 году прогнозируется расширение ЕСГ страны за счет ввода в эксплуатацию новых объектов и роста общей протяженности МГ на 22-

27 тыс. км, в том числе, за счет расширения ЕСГ на восток страны [1]. Динамика роста газотранспортной системы (ГТС) страны представлена в Таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Динамика роста ГТС России [2, 3, 4, 5]

Год 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Протяженность МГ и газопроводов-отводов Группы на территории России, тыс. км. 172,1 172,6 175,2 176,8 178,2 179,3 180,6

Основным потребляемым энергоресурсом для ПАО «Газпром» является природный газ, на который приходится свыше 91 % от суммарного объема потребления топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) во всех видах деятельности ПАО «Газпром» [5]. Наибольшее количество энергоресурсов (порядка 75,6 %) при реализации технологических процессов добычи, транспорта, хранения, распределения и переработки природного газа расходуется в магистральном транспорте [7, 8]. В 2020 г. объем природного газа, использованный на собственные технологические нужды (СТН) ГТС, составил 32,53 млрд. м3 (в 2019 г. -37,99 млрд. м3) (Рисунок 1.1) [4]. Поэтому приоритетным направлением для ПАО «Газпром» в целях политики реализации потенциала энергосбережения является повышение энергетической эффективности транспортировки газа.

Рисунок 1.1 - Динамика потребления природного газа на СТН ГТС [4]

Основными потребителями природного (топливного) газа на СТН газовой отрасли являются КС, оснащенные газотурбинными ГПА. В настоящее время в ПАО «Газпром» в эксплуатации находится порядка 250 линейных КС, оборудованных более чем 3,7 тыс. ГПА с суммарной установленной мощностью более 46 тыс. МВт. На 87,3 % из них в качестве энергопривода используются ГТУ [9], КПД которых составляет в среднем 28...30 % [10]. На Рисунке 1.2 показана структура потребления природного газа на СТН газотранспортного предприятия.

Рисунок 1.2 - Потребление природного газа на СТН газотранспортного

предприятия

Очевидно, что подобные масштабы энергопотребления делают стратегически важной задачу энергосбережения, поскольку даже незначительное повышение эффективности технологических процессов транспорта газа в таких условиях способно привести к ощутимому энергосберегающему и экономическому эффекту. Это обстоятельство формирует значительный потенциал внедрения инновационных решений и технологий по экономии газа на КС, оснащенных газотурбинными ГПА.

Эффективность работы и технический уровень газотурбинных ГПА оказывают значительное влияние на показатели транспорта газа, т.к. стоимость КС

составляет не менее 25 % общей стоимости газопровода, а расход топливного газа, потребляемого ГТУ ГПА, 5-10 % от транспортируемого газа [11].

Важным условием высокой эффективности ГТУ является соответствие параметров эксплуатации техническим условиям, разработанным заводом-изготовителем. Вместе с тем, при проектировании КС, в большинстве случаев, не учитываются все особенности региона эксплуатации, что приводит к несоответствию выходных характеристик расчетным проектным данным и приводит к необходимости повышения эффективности уже в процессе их эксплуатации.

Основную часть топливно-воздушной смеси для газотурбинных ГПА в системе компримирования КС составляет воздух: при базовой нагрузке турбины 98 % приходится на атмосферный воздух и оставшиеся 2 % - на топливный газ [12, 13]. Вследствие преимущественного содержания воздуха в топливно-воздушной смеси рабочие характеристики турбины очень чувствительны к качественным и теплофизическим характеристикам воздуха. Так, доказано, что от 80 до 95 % возможных мощностных потерь при эксплуатации ГТУ связаны именно с характеристиками воздуха, не соответствующими основным требованиям эксплуатации ГТУ. За последние 20-25 лет с развитием технологий рабочие параметры мощных газотурбинных двигателей повысились, но они стали более чувствительными к загрязнениям ОК и качеству воздуха [14].

ГТУ в целом очень чувствительны к изменению термодинамических параметров цикла, что является специфической особенностью данного типа двигателей. В условиях эксплуатации это проявляется в виде изменения внешних характеристик ГТУ. Среди влияющих факторов со стороны атмосферного воздуха следует, в первую очередь, учитывать температуру, относительную влажность, полное давление и запыленность воздуха [15, 16].

Все выпускаемые ГТУ в соответствии с нормативной документацией проектируются на стандартные станционные условия, включающие следующие параметры атмосферного воздуха: полная температура 15 °С; полное давление

0,1013 МПа; относительная влажность 60 % [17, 18]. Вместе с тем, эксплуатация ГТУ осуществляется при различных климатических условиях, что оказывает значительное влияние на такие характеристики установки, как мощность, КПД, удельный расход теплоты и топливного газа.

В различных регионах РФ в годовом разрезе колебания температуры происходят в широком диапазоне: от +45 °С до - 65 °С, что необходимо учитывать при рассмотрении нерасчетных режимов работы ГТУ [19, 20].

При изменении давления наружного воздуха и его неизменной температуре мощность ГТУ изменяется прямо пропорционально изменению наружного давления [12, 21, 22]. Так как КС располагаются преимущественно в равнинной местности, колебания давления атмосферного воздуха происходят в сравнительно малых диапазонах в пределах КС и от станции к станции, что предопределяет незначительное влияние изменения атмосферного давления на выходные характеристики ГТУ.

Изменение относительной влажности воздуха в диапазоне температур до 35 °С вызывает незначительное изменение КПД ГТУ, не превышающее 0,05 %, что допустимо не учитывать в практических расчетах [23].

Запыленность атмосферного воздуха как фактор влияния на выходные характеристики ГТУ напрямую связана с комплексным воздухоочистительным устройством (КВОУ). Повышенная запыленность воздуха в регионе расположения КС, не учитываемая при проектировании объекта, вызывает быстрое засорение фильтров КВОУ, что создает дополнительное сопротивление в воздушном тракте ГТУ. Повышение сопротивления фильтров КВОУ, в свою очередь, вызывает снижение мощности газотурбинного привода [15, 24].

Таким образом, среди всех режимных и эксплуатационных факторов наиболее сильное влияние на показатели ГТУ оказывает температура наружного воздуха, особенно ее сезонные колебания. Высокая чувствительность ГТУ к изменению температуры наружного воздуха, поступающего на всасывающее устройство ОК, объясняется рядом особенностей конструкции и рабочего процесса

ГТУ. Большинство современных ГТУ имеют постоянные проходные сечения газовой турбины и ОК, что исключает возможность регулирования расхода воздуха при неизменных параметрах рабочего тела ГТУ. Газотурбинные двигатели характеризуются высоким значением соотношения работ сжатия в ОК и расширения на газовой турбине. Так, для современных ГТУ характерны следующие значения отношения работы , затрачиваемой на сжатие в ОК, к полезной работе , производимой при расширении продуктов сгорания на газовой турбине: Х0 = = 0,60^0,65 - в режиме номинальной нагрузки,

Х0 = / ~ 0,80 - на частичной нагрузке [9, 12, 25]. Профессором Н.И. Белоконем было получено расчетное соотношение, позволяющее определить отношение текущей мощности ГТУ (N) к ее номинальному значению (#е0) при

различных соотношениях мощностей ОК и ГТУ Х0 в зависимости от изменения температуры окружающего воздуха [26, 27]. В соответствии с ним характер изменения относительной мощности ГТУ при различных колебаниях температуры наружного воздуха носит следующий характер (Таблица 1.2).

Таблица 1.2 - Влияние температуры окружающего воздуха на изменение относительной мощности ГТУ N / Nо

X 0 г = 35 °с М = +20 °С г = 25 °С д г= +10 °С г = 15 °С дг = 0 °с г = 0 °с дг = -15 °с г = -10°С д г= -25 °С г = -20 °с дг = -35 °с

0,60 0,834 0,915 1 1,134 1,228 1,326

0,65 0,811 0,903 1 1,154 1,262 1,374

0,70 0,780 0,887 1 1,180 1,307 1,439

0,75 0,737 0,965 1 1,216 1,370 1,530

0,80 0,672 0,831 1 1,271 1,464 1,667

Очевидно, что с ростом температуры наблюдается значительное падение текущей мощности газотурбинного привода.

Если температура окружающего воздуха превышает номинальную проектную точку, при установленном объемном расходе воздуха происходит снижение массового расхода воздуха, поставляемого в камеру сгорания ГТУ. Так как мощность газовой турбины пропорциональна массовому расходу воздуха через ОК, происходит ее снижение относительно расчетных номинальных характеристик.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Игнатова Татьяна Владимировна, 2024 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Энергетическая Стратегия Российской Федерации на период до 2035 года [Электронный ресурс]: [распоряжение Правительства Российской Федерации от 9 июня 2020 г. № 1523-р]. - Режим доступа: http://static.government.ru/media/files/w4sigFOiDjGVDYT4IgsApssm6mZRb7wx.pdf-(Дата обращения 06.11.2023).

2. Годовой отчет ПАО «Газпром» за 2022 год [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://www.gazprom.ru/investors/disclosure/reports/2022/ - (Дата обращения 15.11.2023).

3. Годовой отчет ПАО «Газпром» за 2017 год [Электронный ресурс]. - Режим доступа:

https://www.gazprom.rU/f/posts/85/227737/gazprom_annual_report_2017_rus.pdf -(Дата обращения 05.10.2023).

4. Годовой отчет ПАО «Газпром» за 2020 год [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://www.gazprom.ru/f/posts/57/982072/gazprom-annual-report-2020-ru.pdf - (Дата обращения 05.10.2023).

5. Годовой отчет ПАО «Газпром» за 2023 год [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://www.gazprom.ru/f/posts/24/142887/gazprom-annual-report-2023-ru.pdf - (Дата обращения 14.04.2024).

6. Экологический отчет ПАО «Газпром» за 2022 год [Электронный ресурс]. -Режим доступа: https://www.gazprom.ru/f/posts/56/691615/gazprom-environmental-report-2022-ru.pdf - (Дата обращения 12.10.2023).

7. Повышение энергетической эффективности транспортировки газа на примере экспортных коридоров [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://www.gazprom.ru/f/posts/28/021507/export-corridors.pdf - (Дата обращения 04.12.2023).

8. Попова, Т.В. О классификации энергосберегающих технологий компрессорных станций на основе факторного анализа показателей энергетической

эффективности / Т.В. Попова, М.А. Воронцов, В.Ю. Глазунов // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. - 2021. - № 1(121). - С. 99-103.

9. Игнатова, Т.В. К вопросу о повышении эффективности эксплуатации газотурбинных газоперекачивающих агрегатов / Т.В. Игнатова, Б.Л. Житомирский // Науч.-техн. сб. РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина «Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт». - 2021. - № 2. - С. 24-32.

10. Комаров, Е.М. Повышение эффективности газоперекачивающих агрегатов: проблемы и решения / Е.М. Комаров, Ж.М. Кокуева // Вестник Московского государственного технического университета им. Н.Э. Баумана. Серия Машиностроение. - 2019. - № 5(128). - С. 104-118.

11. Саубанов, О.М. Совершенствование удаленной диагностики газоперекачивающих агрегатов на базе штатного оборудования: специальность 2.8.5 «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ»: диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / Саубанов Оскар Маратович. - Уфа, 2022. - 187 с.

12. Поршаков, Б.П. Газоперекачивающие агрегаты с газотурбинным приводом на магистральных газопроводах: Учебное пособие для вузов / Б.П. Поршаков, А.С. Лопатин, С.М. Купцов, К.Х. Шотиди. - М.: Издательство «Недра», 2010. - 245 с.

13. Щуровский, В.А. Газотурбинные газоперекачивающие агрегаты / В.А. Щуровский, Ю.А. Зайцев - М.: Недра, 1994. - 192 с.

14. Маркс, Д. Влияние КВОУ на эксплуатационные характеристики ГТУ / Д. Маркс // Турбины и дизели. - 2014. - № 1. - С. 34-37.

15. К вопросу о повышении эффективности газотурбинных установок, эксплуатируемых на объектах Южного федерального округа / Т.В. Игнатова, Б.Л. Житомирский, Д.Л. Догадин, Т.Ю. Успенская // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. - 2023. - № 6(138). - С. 77-84.

16. Экспериментальное подтверждение эффективности применения абсорбционных холодильных машин на тепловых электростанциях / Т.В. Игнатова, Б.Л. Житомирский, Д.Л. Догадин, Т.Ю. Успенская // Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина. -2023. - № 4(313). - С. 69-84.

17. ГОСТ Р 52200-2004 Установки газотурбинные. Нормальные условия и номинальные показатели. - М.: Госстандарт России, 2004. - [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://docs.cntd.ru/document/1200035178 - (Дата обращения 17.08.2023).

18. СТО Газпром 2-3.5-051-2006 Нормы технического проектирования магистральных газопроводов. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2006. - 196 с.

19. Козаченко, А.Н. Энергетика трубопроводного транспорта газов / А.Н. Козаченко, В.И. Никишин, Б.П. Поршаков. - М.: ГУП Издательство «Нефть и газ», 2001. - 393 с.

20. Носырева, Д.А. Оценка влияния температуры наружного воздуха на эффективность работы ГТУ / Д.А. Носырева // Экономика и бизнес: теория и практика. - 2020. - № 1-2(59). - С. 65-70.

21. Газотурбинные установки на газопроводах / Б.П. Поршаков, А.А. Апостолов, А.Н. Козаченко, В.И. Никишин. - М.: Нефть и газ, 2004. - 215 с.

22. Энергосберегающие технологии при магистральном транспорте природного газа: учебное пособие для студентов образовательных организаций высшего образования, обучающихся по направлению подготовки «Нефтегазовое дело» / Б.П. Поршаков, А.Ф. Калинин, С.М. Купцов [и др.]. - М.: Издательский центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2014. - 408 с.

23. Гринчук, А.С. Влияние параметров циклового воздуха и аэродинамики газового тракта на экономичность ГТУ и ПГУ / А.С. Гринчук // Энергетика. Известия высших учебных заведений и энергетических объединений СНГ. -2009. - № 6. - С. 74-81.

24. Экспериментальное подтверждение эффективности применения абсорбционных холодильных машин на тепловых электростанциях / Т.В. Игнатова, Б.Л. Житомирский, Д.Л. Догадин, Т.Ю. Успенская // Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина. -2023. - № 4(313). - С. 69-84.

25. Попова, Т.В. Повышение эффективности эксплуатации газотурбинных газоперекачивающих агрегатов за счет применения абсорбционных холодильных машин / Т.В. Попова // Трубопроводный транспорт: теория и практика. - 2020. - № 4(76). - С. 44-48.

26. Белоконь, Н.И. Газотурбинные установки на компрессорных станциях магистральных газопроводов / Н.И. Белоконь, Б.П. Поршаков - М.: Недра, 1969. -112 с.

27. Белоконь, Н.И. Термодинамические процессы газотурбинных двигателей / Н.И. Белоконь. - М.: Недра, 1969. - 157 с.

28. Игнатова, Т.В. К вопросу о влиянии температуры окружающего воздуха на эффективность газоперекачивающих агрегатов / Т.В. Игнатова, Б.Л. Житомирский // Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина. - 2022. - № 1(306). - С. 83-91.

29. Игнатова, Т.В. К вопросу о влиянии температуры воздуха на эффективность газотурбинных установок / Т.В. Игнатова, Б.Л. Житомирский // Науч.-техн. сб. РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина «Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт». - 2021. - № 1. - С. 3-11.

30. Погода в Котельниково по месяцам [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://pogoda.365c.ru/russia/kotelnikovo/po_mesyacam - (Дата обращения 20.12.2022).

31. Объекты трубопроводного транспорта: Все объекты трубопроводов на единой карте [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://energybase.ru/compressor-station/index - (Дата обращения 13.01.2023).

32. КС Котельниковская: ООО «Газпром трансгаз Ставрополь» [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://energybase.ru/compressor-station/ks-kotelnikovskaya - (Дата обращения 16.01.2023).

33. Двигатель ДГ-90 техническое описание (Г 90108200 ТО) [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://www.turbinist.ru/29636-dvigatel-dg-90-tehnicheskoe-opisanie-g-90108200-to.html - (Дата обращения 04.02.2023).

34. Попова, Т.В. Традиционные и перспективные способы повышения эффективности эксплуатации газотурбинных газоперекачивающих агрегатов / Т.В. Попова, М.А. Воронцов // Науч.-техн. сб. РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина «Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт». - 2019. - № 1. - С. 87-93.

35. Письменный, В.Л. Методы и способы повышения температуры газа перед турбиной газотурбинного двигателя / В.Л. Письменный // Известия высших учебных заведений. Машиностроение. - 2023. - № 6(759). - С. 108-118.

36. Шапошников, В.В. Повышение эффективности ГТУ и ПГУ путем совершенствования тепловых схем и оптимизации параметров: специальность 05.14.14 «Тепловые электрические станции, их энергетические системы и агрегаты»: диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / Шапошников Валентин Васильевич. - Краснодар, 2016. - 178 с.

37. Шевченко, М.И. Проектирование охлаждаемых деталей ГТД с опережающей верификацией теплогидравлических моделей на примере охлаждаемых лопаток газовой турбины: специальность 05.07.10 «Инновационные технологии в аэрокосмической деятельности»: диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / Шевченко Михаил Игоревич. - Москва, 2017. - 193 с.

38. Matsuzaki, H. Development of advanced gas turbine / H. Matsuzaki, et al. -ASME Paper, 2014. - 294 p.

39. Nada, T. Performance characterization of different configurations of gas turbine engines / Tarek Nada // Propulsion and Power Research. - 2014. - №3. - р. 121132.

40. Повышение эффективности транспорта газа путем применения современных высокоэффективных сменных проточных частей центробежных компрессоров / В.Г. Никитин, И.А. Яценко, А.О. Прокопец [и др.]. // Газовая промышленность. - 2017. - № S1(750). - С. 98-105.

41. Повышение энергетической эффективности магистрального транспорта газа ПАО «Газпром» на основе реализации высокоэффективных технологий утилизации тепловой энергии выхлопных газов газотурбинных установок газоперекачивающих агрегатов / О.Е. Аксютин, А.Г. Ишков, Г.А. Хворов [и др.] // Газовая промышленность. - 2017. - № S1(750). - С. 64-69.

42. Попова, Т.В. Утилизация теплоты выхлопных газов на компрессорных станциях, опыт и перспективы / Т. В. Попова, М. А. Воронцов // Науч.-техн. сб. РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина «Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт». - 2018. -№ 2. - С. 27-33.

43. Купцов, С.М. Модернизация системы отопления поселка компрессорной станции / С.М. Купцов, Т.В. Попова // Науч.-техн. сб. РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина «Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт». - 2018. - №1. - С.77-83.

44. Кривохижа, К.В. Повышение эффективности работы компрессорных станций применением газотурбинных и газопаротурбинных установок с промежуточным охлаждением циклового воздуха: специальность 25.00.19 «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ»: диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / Кривохижа Константин Васильевич. - Тюмень, 2003. - 129 с.

45. Попова, Т.В. Способ совершенствования газотурбинных установок за счет применения системы промежуточного охлаждения циклового воздуха /

Т.В. Попова // Науч.-техн. сб. РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина «Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт». - 2019. - № 2. - С. 59-66.

46. Чугунов, А.Д. Повышение эффективности газотурбинных установок с использованием абсорбционных бромисто-литиевых холодильных машин / А.Д. Чугунов // Научный лидер. - 2022. - № 24 (69). - С. 146-155.

47. Цанев, С.В. К вопросу о карнотизации цикла Брайтона энергетических газотурбинных установок / С.В. Цанев, В.Д. Буров, П.А. Пустовалов // Энергосбережение и водоподготовка. - 2010. - № 6(68). - С. 2-6.

48. Коробицин, Н.А. Анализ некоторых перспективных ГТУ на базе двухвального двигателя / Н. А. Коробицин // Энергетика Татарстана. - 2008. -№ 2(10). - С. 24-27.

49. Вклад газовой отрасли в формирование энергетической модели на основе водорода / О.Е. Аксютин, А.Г. Ишков, К.В. Романов [и др.] // Научно-технический сборник Вести газовой науки. - 2017. - № 5(33). - С. 12-20.

50. Потенциал метано-водородного топлива в условиях перехода к низкоуглеродной экономике / О.Е. Аксютин, А.Г. Ишков, К.В. Романов [и др.] // Газовая промышленность. - 2017. - № S1(750). - С. 82-85.

51. Цхяев, А.Д. Использование АБХМ в системах охлаждения воздуха на входе в компрессор ГТУ / А.Д. Цхяев, Т.Г. Кузьмина // Турбины и дизели. - 2015. - № 5. - С. 10-13.

52. Агюл, Х. Системы охлаждения воздуха на входе в газотурбинные установки / Х. Агюл, Н. Шахин // Турбины и дизели. - 2011. - № 2. - С. 8-11.

53. Калинин, А.Ф. Расчет, регулирование и оптимизация режимов работы газоперекачивающих агрегатов /А.Ф. Калинин. - М.: МПА-Пресс, 2011. - 264 с.

54. Roumeliotis, I Evaluation of water injection effect on compressor and engine performance and operability / Ioannis Roumeliotis, Konstantinos Mathioudakis // Applied Energy. - 2010. - № 4(87). - p. 1207-1216.

55. Богдан, А.Р. Повышение экономичности ГТУ путем охлаждения циклового воздуха на входе в КВОУ / А.Р. Богдан, В.И. Быличкин, В.Д. Буров // Турбины и дизели. - 2020. - № 5(92). - С. 20-24.

56. Повышение мощности ГТУ за счет охлаждения циклового воздуха / А.Р. Богдан, К.И. Леликов, В.И. Быличкин, Д.В. Седов // Турбины и дизели. -2019. - № 5(86). - С. 22-25.

57. Беркович, А.Л. Впрыск нагретой воды в компрессор газотурбинной установки / А.Л. Беркович, В.Г. Полищук // Научно-технические ведомости Санкт-Петербургского государственного политехнического университета. - 2011. - № 3. - С. 35-38.

58. Калинин, А.Ф. Оценка эффективности впрыска воды в поток циклового воздуха на входе осевого компрессора газотурбинной установки / А.Ф. Калинин, Т.В. Попова // Науч.-техн. сб. РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина «Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт». - 2019. - № 1. - С. 35-42.

59. Газовая турбина ЬМ6000 ОБ [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://ccpowerplant.ru/gazovaya-turbina-lm6000-ge/ - (Дата обращения 14.10.2023).

60. Михайлов, В.Е. Создание высокоэффективных воздухозаборных трактов для энергетических газотурбинных и парогазовых установок: специальность 05.04.12 «Турбомашины и комбинированные турбоустановки»: диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук / Михайлов Владимир Евгеньевич. - Санкт-Петербург, 2009. - 377 с.

61. Применение испарительных панелей для системы охлаждения входного воздуха газотурбинного привода / А.В. Минячихин, И.И. Петухов, Ф.Г. Сорогин, Р.Ю. Турна // Авиационно-космическая техника и технология. - 2006. - № 7(33). -С. 21-24.

62. Современные технические решения по снятию сезонных ограничений тепловых электростанций как инструмент повышения надежности и эффективности работы энергосистемы в летний период / В.А. Зубакин,

Ф.Ю. Опадчий, Д.Л. Догадин, Т.Ю. Успенская // Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина. - 2019. -№ 1(294). - С. 120-129.

63. Михайлов, В.Е. Проблемы создания современных комплексных воздухоочистительных устройств энергетических ГТУ в России и способы их решения / В.Е. Михайлов, Л.А. Хоменок, В.В. Шерапов // Теплоэнергетика. -2016. - № 8. - С. 3-9.

64. Прохлада для турбин: Генерацию можно сделать эффективнее и дешевле, если охладить [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://www.kommersant.ru/doc/4391866 - (Дата обращения 24.11.2023).

65. Повышение энергетической эффективности магистрального транспорта газа ПАО «Газпром» на основе реализации высокоэффективных технологий утилизации тепловой энергии выхлопных газов газотурбинных установок газоперекачивающих агрегатов / О.Е. Аксютин, А.Г. Ишков, Г.А. Хворов [и др.] // Газовая промышленность. - 2017. - № 81(750). - С. 64-69.

66. Попова, Т.В. Перспективы использования систем охлаждения циклового воздуха газотурбинных установок на базе абсорбционных холодильных машин в составе компрессорных станций / Т.В. Попова, М.А. Воронцов // Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина. -2019. -№ 3(296). - С. 139-150.

67. Дзино, А.А. Абсорбционные холодильные машины: Учебно-методическое пособие / А.А. Дзино, О.С. Малинина - СПБ.: Университет ИТМО, 2016. - 39 с.

68. Холодильные машины: Учебник для студентов вузов специальности «Техника и физика низких температур» / А.В. Бараненко, Н.Н. Бухарин, В.И. Пекарев, Л.С. Тимофеевский; под общ. ред. Л.С. Тимофеевского. - СПб.: Политехника, 2006. - 944 с.

69. Термодинамика и теплопередача в технологических процессах нефтяной и газовой промышленности / А.Ф. Калинин, С.М. Купцов, А.С. Лопатин,

K.X. Шотиди. - M.: Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) имени ИМ. Губкина, 2016. - 264 с.

70. Бальзамов, Д.С Перспективные технологии для предприятий энергетической отрасли / Д.С Бальзамов, Б.Ф. Тимершин // Вести в электроэнергетике. - 2017. - № 5(91). - C. 38-40.

71. Охлаждение воздуха для ГТУ: Охлаждение воздуха для ГПУ и ГТУ. Повышение эффективности ГТУ [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://abxm-thermax.ru/primenenie/oxlazhdenie-vozduxa-dlya-gpu-i-gtu/ - (Дата обращения 04.03.2022).

72. Balzamov, D.S. Overview of advanced technologies for generating companies / D.S. Balzamov, B.F Timershin // Modern Science. - 2017 - № 2. - p. 26-29.

73. Mikrogasturbinen als Wegbereiter der dezentralen Waerme und Stromversorgung / Anders Malmquist, Ola Aglen, Edgar Keller, Marco Suter // ABB Technik. - 2000. - № 3. - p. 23-30.

74. Тригенерационная установка на базе микрогазовой турбины и абсорбционной машины. На примере ТЭЦ г. Штайер Австрия) [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://www.c-o-k.ru/articles/trigeneracionnaya-ustanovka-na-baze-mikrogazovoy-turbiny-i-absorbcionnoy-mashiny-na-primere-tec-g-shtaer-avstriya - (Дата обращения 10.03.2023).

75. Охлаждение циклового воздуха компрессора на ПГУ-110 (г. Aстрахань) с применением абсорбционных бромисто-литиевых холодильных машин (AEXM) / Д.Л. Догадин, A. Б. Aнохин, Г.Г. Латыпов, И.Н. ^ыкин // Газотурбинные технологии. - 2014. - № 7(126). - C. 8-12.

76. Радченко, A.K Mетодология технико-экономического обоснования эффективности применения тригенерации в газотурбинных установках / A.K Радченко, A.C. Mорозова // Газотурбинные технологии. - 2013. - № 3. - C. 4245.

77. Кузьмина, Т.Г. О повышении мощности и КПД ГТД в теплое время года за счет охлаждения циклового воздуха / Т.Г. Кузьмина, Е.С. Тесля // Газотурбинные технологии. - 2008. - № 1(62). - С. 16-18.

78. Об итогах реализации проекта охлаждения циклового воздуха компрессора ГТУ ПГУ- 110 с применением АБХМ / Д.Ю. Матюнин, Т.Ю. Полуэктова, А.Б. Анохин, И.Н. Крыкин // Газотурбинные технологии. - 2015. - № 8. - С. 12-16.

79. Галимова, Л.В. Комплексный анализ абсорбционной бромистолитиевой холодильной машины в составе энергосистемы ПГУ-110 и АБХМ / Л.В. Галимова, Д.З. Байрамов // Вестник Дагестанского государственного технического университета. Технические науки. - 2021. - Т. 48, № 1. - С. 18-27.

80. Применение абсорбционных бромистолитиевых холодильных машин в производственном цикле электрических станций / Д.Л. Догадин, А.Б. Анохин, Г.Г. Латыпов, И.Н. Крыкин // Электрические станции. - 2014. - № 10(999). - С. 4046.

81. Пат. на полез. модель №2 119393 Российская Федерация, МПК Б01К17/06, Б25Б27/02. Тепловая электрическая станция с абсорбционной бромисто-литиевой холодильной машиной: № 2012108642/06: заявл.07.03.2012: опубл. 20.08.2012 / Д.Л. Догадин, И.Н. Крыкин, Г.Г. Латыпов; заявитель ОАО «Нефтяная компания «ЛУКОЙЛ». - 14 с.

82. Пат. на полез. модель № 119394 Российская Федерация, МПК Б01К17/06, Б25Б27/02. Тепловая электрическая станция с абсорбционной бромисто-литиевой холодильной машиной: № 2012108643/06: заявл. 07.03.2012: опубл. 20.08.2012 / .Л. Догадин, И.Н. Крыкин, Г.Г. Латыпов; заявитель ОАО «Нефтяная компания «ЛУКОЙЛ». - 14 с.

83. Пат. на полез. модель №2 127818 Российская Федерация, МПК Б01К17/00. Тепловая электрическая станция с абсорбционной бромисто-литиевой холодильной машиной, работающей в режиме теплового насоса: №2 2012150770/06:

заявл. 28.11.2012: опубл. 10.05.2013 / Д.Л. Догадин; заявитель ОАО «Нефтяная компания «ЛУКОЙЛ». - 16 с.

84. Объекты Shuangliang Eco-Energy в мире [Электронный ресурс]. -Режим доступа: https://est-rus.ru/obektyi-shuangliang-eco-energy/ - (Дата обращения 21.03.2023).

85. СНиП 23-01-99 «Строительная климатология». - М.: Стройиздат, 2000. -

57 с.

86. Игнатова, Т.В. Методика определения температуры воздуха на входном патрубке осевого компрессора газотурбинной установки / Т.В. Игнатова, Б.Л. Житомирский // Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина. - 2024. - № 1(314). - С. 81-97.

87. Дзитоев, М.С. К вопросу испарительного охлаждения компрессора / М.С. Дзитоев, Ю.В. Татаренко, А.В. Молостов // Вестник Международной академии холода. - 2021. - № 2. - С. 21-27.

88. Галанцев, Н.К. Современные конструкции КВОУ для газотурбинных установок / Н.К. Галанцев // Турбины и дизели. - 2014. - № 4. - С. 46-49.

89. ГОСТ Р 55168-2012. Тракты воздухозаборные стационарных газотурбинных установок. Общие технические требования. - М.: Стандартинформ, 2014. - 12 с.

90. Лурье, М.В. Математическое моделирование процессов трубопроводного транспорта нефти, нефтепродуктов и газа / М.В. Лурье. - М.: Изд. центр РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2012. - 456 с.

91. Вайсман, Н.М. Механика жидкости и газа. Гидравлика: учебное пособие / Н.М. Вайсман, В.А. Голиков, А.А. Жарковский. - СПб.: Издательство Политехнического университета, 2016. - 222 с.

92. Баштовой, В. Г. Одномерные течения жидкостей и газов: учебно-методическое пособие для студентов специальности 1 -43 01 06 «Энергоэффективные технологии и энергетический менеджмент» / В.Г. Баштовой, А.Г Рекс. - Минск: БНТУ, 2021 - 75 с.

93. Моделирование и оптимизация системы воздухоподготовки газоперекачивающего агрегата / В.К. Тян, Р.Ю. Абушаев, Т.Е. Артеева [и др.] // Вестник Самарского государственного технического университета. Серия: Технические науки. - 2018. - № 3(59). - С.72-82.

94. СТО Газпром 2-2.1-226-2008. Стандарт организации. Технические требования к воздухоочистительным устройствам газоперекачивающих агрегатов. - М.: ОАО «Газпром», 2008. - 22 с.

95. СТО Газпром 2-3.5-138-2007 Типовые технические требования к газотурбинным ГПА и их системам. - М.: ОАО «Газпром», 2007. - 35 с.

96. Григорьян, Ф.Е. Расчет и проектирование глушителей шума энергоустановок / Ф.Е. Григорьян, Е.А. Перцовский. - Л.: Энергия, 1980. - 120 с.

97. Михайлов, В.Е. Создание высокоэффективных воздухозаборных трактов для энергетических газотурбинных и парогазовых установок: специальность 05.04.12 «Турбомашины и комбинированные турбоустановки»: диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук / Михайлов Владимир Евгеньевич. - Санкт-Петербург, 2009. - 377 с.

98. Идельчик, И.Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям / И.Е. Идельчик. - М.: Машиностроение, 1992. - 672 с.

99. СП 42-101-2003 Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб. - М.: ЗАО «Полимергаз», 2003. - 114 с.

100. Игнатова, Т.В. Использование кожухотрубных теплообменных аппаратов для повышения эффективности газотурбинных установок / Т.В. Игнатова, Б.Л. Житомирский, М.А. Воронцов // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. - 2022. - № 3(129). - С. 45-50.

101. АВОК Справочное пособие 1-2004 Влажный воздух [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://www.rfclimat.ru/tech/avok_wet_air.pdf - (Дата обращения 13.01.2024).

102. Новые типы теплообменных аппаратов для нефтегазового комплекса / Т.В. Попова, Ю.М. Тран, Е.Я. Кениг, А.С. Лопатин // Энергосберегающие технологии и техническая диагностика. - 2016. - № 1. - С. 55-61.

103. Энергия холода. Каталог оборудования [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https: //abxm-thermax.ru/wp-content/uploads/2020/10/catalog-web-2 .pdf -(Дата обращения 07.02.2024).

104. Житомирский, Б.Л. Оценка эффективности применения газоперекачивающих агрегатов при поставках природного газа в регионы России / Б.Л. Житомирский, Т.В. Игнатова, Д.М. Ляпичев // Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина. - 2023. -№ 1(310). - С. 122-133.

105. Хворов, Г.А. Методика сравнения показателей энергоэффективности в транспорте газа при приведении к одинаковым условиям / Г.А. Хворов // Газовая промышленность. - 2015. - № 3. - С. 36-39.

106. Житомирский, Б.Л. К вопросу об оценке эффективности применения газоперекачивающих агрегатов / Б.Л. Житомирский, Т.В. Игнатова, Д.М. Ляпичев // Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина. - 2022. - № 4(309). - С. 104-116.

107. Житомирский, Б.Л. К вопросу о надежности газоперекачивающих агрегатов, отработавших назначенный ресурс / Б.Л. Житомирский, Т.В. Игнатова, Д.М. Ляпичев // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. -2023. - № 1 (133). - С. 46-50.

108. Терентьев, А.Н. Надежность газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом / А.Н. Терентьев, З.С. Седых, В.Г. Дубинский. - М.: Издательство «Недра», 1979. - 207 с.

109. Техническая эксплуатация газотурбинных компрессорных станций на магистральных газопроводах / В.Г. Дубинский, Б.Л. Житомирский, А.С. Лопатин, В.А. Михаленко. - М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2019. - 331 с.

110. Фрейман, К.В. Система диагностического обслуживания газоперекачивающих агрегатов на газопроводах: специальность 25.00.19 «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ»: диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / Фрейман Константин Викторович. - Москва, 2014. - 177 с.

111. Двигатель ДГ90Л2 агрегата ГПА-Ц-16С (техническое описание Г90108000 ТО) [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://www.turbinist.ru731848-to-dvigatelya-dg90-zorya-mashproekt.html - (Дата обращения 23.12.2023).

112. Свердлов, А.Б. Анализ надежности и отказов механической части газоперекачивающих агрегатов / А.Б. Свердлов // Газовая промышленность. -2014. - № 12(715). - С. 55-58.

113. Ванчин, А.Г. Технико-экономическая оценка работы газотранспортного узла / А.Г. Ванчин // Нефтегазовое дело. - 2012. - № 5. - С. 124-139.

114. Энергоэффективные технико-технологические решения в транспорте газа / С. Ю. Сальников, В.А. Щуровский, З.Т. Галиуллин, В.В. Зюзьков // Наука и техника в газовой промышленности. - 2011. - № 1(45). - С. 19-32.

115. На компрессорной станции Котельниковского ЛПУМГ начались работы по внедрения инновационной системы охлаждения воздуха [Электронный ресурс]. - Режим доступа: _https://volgograd-tr.gazprom.ru/press/news/2022/06/459/ -(Дата обращения 06.03.2024).

116. Методические подходы к натурным испытаниям воздухоочистительных устройств для газоперекачивающих агрегатов / А.В. Завгороднев, Р.В. Голдовский, Д.М. Ляпичев, Д.И. Сивков // Газовая промышленность. - 2021. - № 8(820). -С. 152-157.

117. Адлер, Ю.П. Планирование эксперимента при поиске оптимальных условий / Ю.П. Адлер, Е.В. Маркова, Ю.В. Грановский. - М.: Наука, 1976. - 139 с.

118. Джонсон, Н. Статистика и планирование эксперимента в технике и науке: методы планирования эксперимента / Н. Джонсон, Ф. Лион. - М.: Мир, 1981. - 520 с.

119. Любимова, О.Н. Построение и проверка регрессионных моделей при обработке результатов факторных экспериментов: для студентов, обучающихся по направлению «Прикладная механика» / О.Н. Любимова, В.В. Сиськов. - ФГАОУ ВО «ДВФУ», 2017. - 36 с.

120. Энергосберегающие технологии транспорта газа в примерах и задачах / А.Ф. Калинин, Р.Д. Мингалеева, Д.П. Никулина, Т.В. Попова. - М.: Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2018. - 156 с.

121. Р Газпром 2-3.5-438-2010 «Расчет теплотехнических, газодинамических и экологических параметром газоперекачивающих агрегатов на переменных режимах». - М.: ОАО «Газпром», 2010. - 70 с.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

СОСТАВ ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩЕГО ПАРКА КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ ЮЖНЫХ РЕГИОНОВ РОССИИ С УКАЗАНИЕМ ТЕМПЕРАТУРНОГО РЕЖИМА ЭКСПЛУАТАЦИИ В ТЕПЛЫЙ ПЕРИОД ГОДА

Таблица А.1 - Технические характеристики газоперекачивающего парка КС ООО «Газпром трансгаз Волгоград» с указанием

температурного режима воздуха в летний период

№ Наименование КС Групповой тип ГПА Количество ГПА Тип ГТУ (ЭД) Номинальная мощность ГТУ, МВт Температура воздуха, °С

Обеспеч. 0,98 Ср. макс. наиболее теплого месяца Абс. макс.

1 «Антиповка» КЦ 1 ГТК-10 6 ГТК-10 10 32 29,8 42

КЦ 2 СТД-4000-2 12 СТД-4000 (ЭД) 4

КЦ 3 ГТК-10И 5 МБ-31421 10

КЦ 4 ГТК-10И 7 МБ-31421 10

2 «Бубновская» КЦ 1 ГПА-Ц-6,3 7 НК-12СТ 6,3 32 29,8 42

КЦ 2 ГПА-16 Волга 6 НК-16-18СТД 16

3 «В олгоградская» ГПА-16 Урал 5 ПС-90ГП-2 16 32 30,5 43

4 «Жирновская» ГПА-Ц-16С 5 ДГ-90Л2.1 16 32 29,3 43

5 «Калач» КЦ 1 ГТК-10 6 ГТК-10 10 29 27,0 41

КЦ 2 ГПА-Ц-6,3 6 НК-12СТ 6,3

КЦ 3 ГПА-16У 5 ПС-90ГП-2 16

6 «Калининская» КЦ 1 ГТК-10И 5 МБ-31421 10 32 30,5 43

КЦ 2 ГТК-10И 7 МБ-31421 10

7 «Котельниковская» ГПА-Ц-16С 5 ДГ-90Л2.1 16 32 30,7 42

8 «Ольховская» ГПА-Ц-16С 5 ДГ-90Л2 16 32 29,8 42

Продолжение таблицы А. 1

№ Наименование КС Групповой тип ГПА Количество ГПА Тип ГТУ (ЭД) Номинальная мощность ГТУ, МВт Температура воздуха, °С

Обеспеч. 0,98 Ср. макс. наиболее теплого месяца Абс. макс.

9 «Палласовка» КЦ 1 ГТК-10 6 ГТК-10 10 32 30,5 43

КЦ 2 СТД-4000-2 12 СТД-4000 (ЭД) 4

КЦ 3 ГТК-10И 5 МБ-31421 10

КЦ 4 ГТК-10И 7 МБ-31421 10

10 «Писаревка» КЦ 1 ГПА-Ц-6,3 6 НК-12СТ 6,3 29 27,0 41

КЦ 2 ГТК-10 8 ГТК-10 10

КЦ 3 ГПА-16 Волга 7 НК-16-18СТД 16

11 «Сохрановка» КЦ 1 ГТК-10И 5 МБ-31421 10 32 30,5 43

КЦ 2 ГТК-10И 7 МБ-31421 10

12 «Усть-Бузулук» ГТК-10 6 ГТК-10 10 32 29,3 43

13 «Фролово» КЦ 1 ГТК-10 6 ГТК-10 10 32 30,5 43

КЦ 2 СТД-4000-2 10 СТД-4000 (ЭД) 4

КЦ 3 ГТК-10И 5 МБ-31421 10

КЦ 4 ГТК-10И 7 МБ-31421 10

Таблица А.2 - Технические характеристики газоперекачивающего парка КС ООО «Газпром трансгаз Махачкала» с указанием температурного режима воздуха в летний период

Температура воздуха, °С

№ Наименование КС Групповой тип ГПА Количество ГПА Тип ГТУ (ЭД) Номинальная мощность ГТУ, МВт Обеспеч. 0,98 Ср. макс. наиболее теплого месяца Абс. макс.

1 «Избербаш» ГПА-Ц-6,3 6 НК-12СТ 6,3 30 29,5 39

2 «Кизилюрт» СТД-4000-2 10 СТД-4000 (ЭД) 4 29 29,4 39

Таблица А.3 - Технические характеристики газоперекачивающего парка КС ООО «Газпром трансгаз Краснодар» с указанием температурного режима воздуха в летний период

Температура воздуха, °С

№ Наименование КС Групповой тип ГПА Количество ГПА Тип ГТУ (ЭД) Номинальная мощность ГТУ, МВт Обеспеч. 0,98 Ср. макс. наиболее теплого месяца Абс. макс.

1 «Березанская» ГПА-Ц-6,3 4 НК-14СТ 6,3 32 31,3 42

2 «Егорлык» ГПА-Ц-6,3 7 НК-12СТ 6,3 31 29,1 40

3 «Казачья» ГПА-Ц-25НК/РМ.С 4 ПС-90ГП-25 25 32 31,3 42

4 «Каменск-Шахтинская» ГПА-16 Урал 5 ПС-90ГП-2 16 31 29,1 40

5 «Кореновская» ГПА-Ц-25НК/РМ.С 5 ПС-90ГП-1 (2) 25 32 31,3 42

6 «Краснодарская» ГПА-12 Урал 3 ПС-90ГП-1 12 32 31,3 42

ГПА-16 Урал 2 ПС-90ГП-1 16

7 «Кубанская» ГПА-12 Урал 4 ПС-90ГП-1 12 32 31,3 42

8 «Кущевская» ГПА-Ц-6,3 8 НК-12СТ 6,3 31 29,1 40

9 «Майкопская» ГПА-4РМ 4 ГТД-4РМ 4 31 30,1 41

10 «Октябрьская» ГПА-Ц-6,3 11 8 НК-12СТ 6,3 31 29,1 40

3 НК-14СТ

11 «Русская» ГПА-32 «Ладога» 7 МБ 5002Е 32 32 31,3 42

12 «Шахтинская» ГПА-Ц-25НК/РМ.С 5 ПС-90ГП-25 25 31 29,1 40

Таблица А.4 - Технические характеристики газоперекачивающего парка КС ООО «Газпром трансгаз Ставрополь» с

указанием температурного режима воздуха в летний период

Температура воздуха, °С

№ Наименование КС Групповой тип ГПА Количество ГПА Тип ГТУ (ЭД) Номинальная мощность ГТУ, МВт Обеспеч. 0,98 Ср. макс. наиболее теплого Абс. макс.

месяца

1 «Артезиан» ГПУ-10 7 ДР-59Л 10 33 32,1 43

2 «Георгиевская» КЦ 1 ГПА-Ц-6,3 6 НК-12СТ 6,3 26 25,2 37

КЦ 2 ГПА-10Р/РМ 4 ПС-90ГП-3 10

3 «Замьяны» КЦ 1 ГПУ-10 7 ДР-59Л 10 33 32,4 41

КЦ 2 ГПА-Ц-4 2 Д-336-2-4 4

4 «Зензели» ГПУ-10 7 ДР-59Л 10 33 32,4 41

5 «Изобильная» ГПА-Ц-6,3 7 НК-12СТ 6,3 30 29,1 40

КЦ 1 СТД-4000-2 5 СТМ-4000-2 (ЭД) 4

6 «Моздок» КЦ 2 5 СТД-4000-23УХЛ4 (ЭД) 28 27,3 38

КЦ 3 ЭГПА-Ц-6,3 6 СТДП-6300-2БУХЛ4 (ЭД) 6,3

7 «Невинномысская» КЦ 1 ГПА-10Р/РМ 3 ПС-90ГП-3 10 32 30,3 41

КЦ 2 ГПА-Ц-6,3 7 НК-12СТ 6,3

8 «Привольная» ГПА-Ц-6,3 7 НК-12СТ 6,3 30 29,1 40

9 «Сальская» ГПА-16 Урал 5 ПС-90ГП-2 16 32 31,3 42

10 «Ставропольская» ГПА-12 Урал 5 ПС-90ГП-1 12 30 29,1 40

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

ЕДИНЫЙ КРИТЕРИЙ ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГАЗОТУРБИННЫХ ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ АГРЕГАТОВ ДЛЯ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ ЮЖНОГО ФЕДЕРАЛЬНОГО ОКРУГА РОССИИ

1

0,9

Рисунок Б.1 - Ранжированный ряд КС по степени необходимости установки дополнительных систем охлаждения циклового воздуха ГТУ для ООО «Газпром

трансгаз Волгоград»

1,0

0.9

Рисунок Б.2 - Ранжированный ряд КС по степени необходимости установки дополнительных систем охлаждения циклового воздуха ГТУ для ООО «Газпром

трансгаз Краснодар»

Рисунок Б.3 - Ранжированный ряд КС по степени необходимости установки дополнительных систем охлаждения циклового воздуха ГТУ для ООО «Газпром

трансгаз Ставрополь»

ПРИЛОЖЕНИЕ В

ПЕРЕЧЕНЬ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ПРИБОРОВ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЙ ПРОВЕРКИ НА

ПГУ-110 АСТРАХАНСКОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Таблица В.1 - Перечень приборов, используемых при проведении экспериментальной проверки на ПГУ-110 Астраханской

электростанции

№ п/ п Наименование измеряемого параметра Первичный измерительный преобразователь Промежуточный преобразователь Контроллер, программно-технический комплекс (ПТК) Обозначение измеряемого параметра, единица измерения Место установки первичного измерительного преобразователя Место установки промежуточного преобразователя Место установки контроллера, ПТК

1 САУ ПГУ Температура атмосферного воздуха Преобразователь температуры и влажности измерительный «Роса-10» Модуль аналогового ввода GE Fanuc 1С200ЛЬ0240 Программно-логический контроллер GE Fanuc PACSystems RX3i Тв', °С (Тн.в., Ькнд ) Главный корпус ПГУ, рядом с ГТУ-1, отметка 0 Главный корпус, шкаф ввода-вывода Главный корпус, ПНКУ, шкаф контроллеров

2 Влажность атмосферного воздуха Преобразователь температуры и влажности измерительный «Роса-10» Модуль аналогового ввода GE Fanuc 1С200ЛЬв240 Программно-логический контроллер GE Fanuc PACSystems RX3i ф, % Главный корпус ПГУ, рядом с ГТУ-1, отметка 0. Главный корпус, шкаф ввода-вывода Главный корпус, ПНКУ ,шкаф контроллеров

3 САУ ГТУ-1 Температура воздуха на входе в компрессор ГТУ-1 ЬМ6000РБ-ЗРЯЮТ Платиновый резистивный датчик температуры, двухэлементный, 100 Ом при 0 °С Модуль ввода Ва1аЮгШ 8СМ7Б47 Контроллер Woodward MicroNet Plus Тв", °С Установлен на входе в КНД ГТУ-1 Главный корпус, ПНКУ, шкаф TCP САУ ГТУ-1 Главный корпус, ПНКУ, шкаф TCP САУ ГТУ-1

Продолжение таблицы В. 1

№ п/ п Наименование измеряемого параметра Первичный измерительный преобразователь Промежуточный преобразователь Контроллер, программно-технический комплекс (ПТК) Обозначение измеряемого параметра, единица измерения Место установки первичного измерительного преобразователя Место установки промежуточного преобразователя Место установки контроллера, ПТК

4 САУ ПГУ Температура воздуха на входе в компрессор ГТУ-2 ЬМ6000РБ-ЗРЯЮТ Платиновый резистивный датчик температуры, двухэлементный, 100 Ом при 0 °С Модуль ввода Ба1а10гШ БСМ7Б47 Контроллер MicroNet Plus № 54635-13 Тв'', °С Установлен на входе в КНД ГТУ-2 Главный корпус, ПНКУ, шкаф TCP САУ ГТУ-2 Главный корпус, ПНКУ, шкаф TCP САУ ГТУ-2

5 АИИС КУЭ Мощность ГТУ-1 ЬМ6000РБ-БРЯЮТ Трансформаторы Тока ТЛП-10-1 Трансформаторы напряжения ЗН0Л-0.6 Счетчик электроэнергии Устройство сбора и передачи данных (УСПД) ЯТи-325 Информационно- вычислительный комплекс ИВК АИИС КУЭ ^гту, МВт КГВ-1 Секция 11ВАА-11 КГВ-1 Секция 11ВАА-15 ПНКУ Шкаф учета электроэнергии - -

6 АИИС КУЭ Мощность ГТУ-2 ЬМ6000РБ-БРЯЮТ Трансформаторы Тока ТЛП-10-1 Трансформаторы напряжения ЗН0Л-0.6 Счетчик электроэнергии Устройство сбора и передачи данных (УСПД) ЯТи-325 Информационно- вычислительный комплекс ИВК АИИС КУЭ ^гту, МВт КГВ-2 Секция 12ВАА-13 КГВ-2 Секция 12ВАА-12 ПНКУ Шкаф учета электроэнергии - -

7 АИИС КУЭ Мощность ПТ-3 К-23 Трансформаторы Тока ТЛП-10-1 Трансформаторы напряжения ЗН0Л-0.6 Счетчик электроэнергии Рег№ 31857-06 Устройство сбора и передачи данных (УСПД) ЯТИ-325 Информационно- вычислительный комплекс ИВК АИИС КУЭ - КГВ-3 Секция 10ВАА-12 КГВ-3 Секция 10ВАА-11 ПНКУ Шкаф учета электроэнергии

ПРИЛОЖЕНИЕ Г

ИНТЕГРАЦИЯ ДОПОЛНИТЕЛЬНОЙ СИСТЕМЫ ОХЛАЖДЕНИЯ ЦИКЛОВОГО ВОЗДУХА ГТУ НА ОСНОВЕ АБХМ В СУЩЕСТВУЮЩУЮ КОНСТРУКЦИЮ КВОУ (НА ПРИМЕРЕ

АСТРАХАНСКОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ)

СНИег СЫИег 1гЫ

Рисунок Г.1 - Подключение КВОУ к дополнительной системе охлаждения циклового воздуха ГТУ на основе АБХМ (на

примере Астраханской электростанции)

'11 1

8 в Ы 1 !| У В в

_ —1 _ -

0 в И № 1 N В 0

-

;: 1 II

13130 у

Рисунок Г.2

- Подключение КВОУ к дополнительной системе охлаждения циклового воздуха ГТУ на основе АБХМ (на

примере Астраханской электростанции

ПРИЛОЖЕНИЕ Д АБХМ ДЛЯ ДОПОЛНИТЕЛЬНОЙ СИСТЕМЫ ОХЛАЖДЕНИЯ ЦИКЛОВОГО ВОЗДУХА ГПА-Ц-16С КС «КОТЕЛЬНИКОВСКАЯ»

Таблица Д.1 - Характеристики АБХМ УХ450-310 для создания дополнительной системы охлаждения циклового воздуха ГТУ ГПА-Ц-16С КС «Котельниковская»

№ п/п Наименование показателя Значение Единица измерения

1 Холодопроизводительность (с возможностью регулирования 20.. .100 %) 3 100 кВт

Охлаждаемая вода

2 Температура вход/выход 10/5 °С

3 Расход 533,2 м3/ч

4 Перепад давления 8,5 мШО

5 Диаметр соединения (БК) 300 мм

Охлаждающая вода

6 Температура вход/выход 27/34 °С

7 Расход 644 м3/ч

8 Перепад давления 9,5 мШО

9 Диаметр соединения (БК) 300 мм

Источник тепла для работы АБХМ - выхлопные газы ГТУ

10 Температура 450 °С

11 Расход 25 546 кг/ч

12 Перепад давления 180 ммШО

13 Диаметр входного соединения (БК) 600 мм

Диаметр выходного соединения (БК) 600 мм

Электрическая мощность, исключая насосы оборотной воды градирни и циркуляционные насосы нагрузки (3ф-380В-50Гц)

14 Электрический ток 26,9 А

15 Электрическая мощность 7,9 кВт

Массогабаритные показатели

16 Длина 6 100 мм

17 Ширина 4 200 мм

18 Высота 3 100 мм

19 Вес при эксплуатации 45 т

20 Вес при транспортировке 35,8 т