Критерии выбора составов топлив при их сжигании в газотурбинных установках с незначительными переделками топливной системы Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

Оригинальная статья / Original article УДК 620.9

DOI: http://dx.doi.orcg/10.21285/1814-3520-2020-2-356-365

Критерии выбора составов топлив при их сжигании в газотурбинных установках с незначительными переделками топливной системы

© Г.Е. Марьин***, Б.М. Осипов**

*АО «Татэнерго», филиал «Казанская ТЭЦ-2», г. Казань, Россия **Казанский государственный энергетический университет, г. Казань, Россия

Резюме/Целью данной работы является исследование критериев выбора составов топлив при их сжигании в газотурбинных установках с незначительными переделками топливной системы. При работе и пусках газотурбинных установок все параметры топлива должны удовлетворять требованиям по качеству. Основным видом топлива для газотурбинных установок, входящих в состав парогазовых установок, является природный газ. Однако газотурбинные установки обладают способностью сжигать широкий спектр газообразных топлив. Свойства каждого топлива могут существенно различаться из -за содержания основных компонентов и примесей в составе, что существенно влияет на состав продуктов сгорания, т.е. на его термодинамические свойства. Очевидно, что это влияние оказывается и на интегральные параметры газотурбинной установки. Серьезным параметром в этом случае является расходная характеристика топливного газа, т.к. система автоматического регулирования может устойчиво работать, выполняя свои функции, в определенном пределе этой расходной характеристики. Существуют специальные методики, например, индекс Воббе, который позволяет с определенной точностью рекомендовать применение того или иного топливного газа для данной газовой турбины без перенастройки системы автоматического регулирования. В данной работе в качестве исследуемой турбины выбрана газотурбинная установка GE PG111 6FA. Для исследования влияния топлива на характеристики турбины создана математическая модель. Для исключения повреждений камеры сгорания и тракта горячих газов необходимо выполнять требования по конденсации влаги и углеводородов в топливном газе, поэтому представлены зависимости конденсации углеводородов и влаги в топливном газе. Показано влияние значений индекса Воббе на работоспособность топливных систем газовой турбины, где допустимо использовать топливный газ, удовлетворяющий индексу Воббе. В работе рассмотрено 4 топливных газа, но только газ Степановского месторождения удовлетворяет требованиям индекса Воббе, его можно использовать взамен исходного без модернизации и переделки топливной системы.

Ключевые слова: парогазовая установка, газотурбинная установка, топливный газ, состав топлива, индекс Воб-бе, углеводороды

Информация о статье: Дата поступления 09 января 2020 г.; дата принятия к печати 03 марта 2020 г.; дата он-лайн-размещения 30 апреля 2020 г.

Для цитирования: Марьин Г.Е., Осипов Б.М. Критерии выбора составов топлив при их сжигании в газотурбинных установках с незначительными переделками топливной системы. Вестник Иркутского государственного технического университета. 2020. Т. 24. № 2. С. 356-365. https://doi.org/10.21285/1814-3520-2020-2-356-365

Choice criteria in the composition of fuel applied in gas turbine installations with minor fuel system modifications

Georgiy E. Marin, Boris M. Osipov

Tatenergo JSC Branch of Kazan TPP-2, Kazan, Russia, Kazan State Power Engineering University, Kazan, Russia

Abstract: The present study is aimed at determining criteria for selecting the optimal composition of fuel applied in gas turbine installations while avoiding major alterations of the fuel system. During operation and commissioning of gas turbine units, all fuel parameters must meet quality re-quirements. Although the primary fuel used in gas turbine units included in combined-cycle plants is natural gas, it is possible to apply a wide range of gaseous fuels. Due to the content of the main components and impurities, the thermodynamic properties of each fuel can vary significantly, af-fecting the composition of the combustion products, as well as the integral parameters of the gas turbine installation. In this connection, since the automatic control system must reliably perform its functions within a certain limit of this characteristic, the

ВЕСТНИК ИРКУТСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА 2020;24(2):3Б6-36Б

flow rate of the fuel gas comprises a critical parameter. The Wobbe index is applicable in technical approaches for approving the use of a particular fuel gas for a given gas turbine with a certain accuracy and without reconfiguring the automatic control system. In the present study, a GE PG111 6FA gas turbine unit was used. A mathematical model was created to study the effect of fuel variant on turbine performance. In order to eliminate damage of the combustion chamber and hot gas path, it is necessary to fulfil the requirements for condensation of moisture and hydrocarbons in the fuel gas. Therefore, conden-sation dependences for hydrocarbons and moisture in the fuel gas are also presented. In cases of acceptable application of fuel gases satisfying the Wobbe index, the effect of these values on the performance of gas turbine fuel systems is shown. Out of four types of gas fuels considered in the study, only the gas obtained from the Ste-panovskoye field met the requirements of the Wobbe index, allowing its substitution for the originally-intended fuel without necessitating alterations to the fuel system.

Keywords: combined cycle gas turbine, gas turbine plant, fuel gas, fuel composition, Wobbe index, hydrocarbons

Information about the article: Received January 09, 2020; accepted for publication March 03, 2020; available online April 30, 2020.

For citation: Marin GE, Osipov BM. Choice criteria in the composition of fuel applied in gas turbine installations with minor fuel system modifications. Vestnik Irkutskogo gosudarstvennogo tehnicheskogo universiteta = Proceedings of Irkutsk State Technical University. 2020;24(2):356-365. (In Russ.) https://doi.org/10.21285/1814-3520-2020-2-356-365

1. ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время парогазовые установки являются основным типом оборудования при модернизации оборудования теплоэлектростанций, а также источников новой генерации.

Основным видом топлива для газотурбинных установок (ГТУ), входящих в состав парогазовых установок, является природный газ. Однако газотурбинные установки обладают способностью сжигать широкий спектр газообразных топлив. Свойства каждого топлива могут существенно различаться из-за содержания основных компонентов и примесей в составе.

Основные условия при эксплуатации газовых турбин, которые должны быть выполнены независимо от вида используемого топлива:

1) устойчивость к самовозгоранию;

2) соответствие требованиям выбросов (N0/, СО);

3) устойчивость к микровзрывам;

4) приемлемое динамическое давление при сгорании [1, 2].

Для соответствия таким рабочим требованиям при выборе камеры сгорания газовой турбины учитываются также параметры топлива: состав компонентов, теплотворная способность, уровень загрязнения топлива. До середины 70-х годов прошлого века обычным выбором по причине своей простоты для турбин были диффузионные

камеры сгорания. По мере того, как требования к выбросам становились жестче, диффузионные камеры сгорания модернизировались системами подвода воды или пара для уменьшения температуры и выбросов N0*. Ужесточение требований по выбросам привело к внедрению камер предварительного смешивания «бедной» топливовоздушной смеси. По мере развития технологий и требований более низкого количества выбросов некоторые модели и системы камер сгорания стали подлежать ограничениям по физическим и химическим свойствам используемого топливного газа для эффективного и безопасного сжигания такого топлива. Указанные ограничения постоянно обновляются по мере развития технологий газотурбостроения [3-5].

2. КЛАССИФИКАЦИЯ ТОПЛИВНЫХ ГАЗОВ

Основным видом топлива, используемого в качестве топливного газа (табл. 1) газовых турбин, является природный газ. Теплотворная способность природного газа находится в диапазоне от 29,304 до 109,968 кДж/м3 (7115 до 26700 ккал/м3). Действительная теплотворная способность зависит от содержания в газе углеводородов и инертных газов [6-9].

Природные газы извлекают из подземных месторождений. Эти «сырые» газы могут содержать различные компоненты,

ВЕСТНИК ИРКУТСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА 2020;24(2):3Б6-36Б

такие как азот, углекислый газ, сероводород, песок, вода. Сжиженный природный газ (СПГ) транспортируется и хранится в жидком состоянии. В его составе отсутствуют инертные газы и влага, поэтому он является высококачественным природным газом. Альтернативой может служить сжиженный углеводородный газ (СУГ), но его высокая коммерческая стоимость позволяет использовать данный вид топлива только в качестве резервного.

В настоящее время все большее распространение получает топливо, которое производится при помощи процесса газификации с продувкой кислородом или воздухом, в качестве исходного сырья используются уголь, нефтяной кокс и тяжелые жидкости. У таких топлив теплотворная способность ниже, чем у других топливных газов. Для работы газовой турбины необходима модернизация топливной системы, а также специальные топливные форсунки.

Обособленной группой стоят техни-

ческие газы, они образуются в результате химических процессов и могут быть использованы в качестве топливного газа ГТУ, например, хвостовой или нефтезавод-ской газ. Эти газы часто состоят из метана, водорода, угарного газа, этана, пропана, углекислого газа, которые обычно являются побочными продуктами нефтехимического производства. Имея в качестве компонентов водород и угарный газ, данное топливо характеризуется большим пределом воспламеняемости. Доменные газы имеют очень низкую теплотворную способность, поэтому их необходимо смешивать с другим топливным газом, чтобы поднять теплотворную способность. Коксовые газы богаты водородом и метаном, содержат следы тяжелых углеводородов. Данный топливный газ обязательно должен быть очищен от тяжелых углеводородов перед подачей в топливную систему газовой турбины [10-12].

Таблица 1

Классификация топливных газов

Table 1

_Fuel gas classification_

Топливный газ Низшая теплотворная способность, кДж/м3 о (ккал/м3) Теплота сгорания о топлива, кДж/м3 Компонент

Природный газ, сжиженный природный газ 29,78-44,798 (7115-10700) 29,78-44,78 метан

Сжиженный углеводородный газ 85,829-95,877 (20500-22900) 85,81-119,1 пропан, бутан

Газ, полученный в процессе газификации: - продуваемый воздухом; - продуваемый кислородом 3,722-5,652 (889-1350) 7,452-15,072 (1780-3600) 3,72-5,65 7,45-15,06 угарный газ, водород, азот, водяной пар

Технологический газ 11,304-111,787 (2700-26700) 11,3-111,76 метан, водород, угарный газ, этан, этилен, пропан, азот, углекислый газ

ВЕСТНИК ИРКУТСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА 2020;24(2):3Б6-36Б

3. КРИТЕРИИ ОЦЕНКИ ТОПЛИВА

Теплотворная способность является основной и самой важной характеристикой топлива. Теплотворная способность топливного газа может быть определена экспериментально с помощью калориметра, в котором сжигается топливо в присутствии воздуха при постоянном давлении. Продукты остывают до исходной температуры, после чего производится измерение [13-15].

Требование по конденсации углеводородов и влаги топливного газа является важным критерием оценки топлива для ГТУ. Данное требование установлено для того, чтобы гарантировать полное отсутствие жидкости в подаваемом в газовую турбину топливе. Данное требование не зависит от концентрации углеводородов. В зависимости от компонентов газа жидкости, связанных с газом, могут привести к разрушению топливных форсунок. Конденсация влаги недопустима, т.к. ведет к образованию газовых гидратов и сбору конденсата в нижних точках топливной системы.

Требования по конденсации углеводородов описывается зависимостью, показанной на рис. 1.

Чтобы избежать конденсации влаги в исследуемой точке, необходимо учитывать требование по конденсации влаги в

топливе. На рис. 2 представлена зависимость конденсации влаги в топливном газе.

Точка конденсации углеводорода - температура, при которой образуется «первая капля» углеводорода при уменьшении температуры газа при заданном давлении, она аналогична точке конденсации влаги. Данная точка будет определять минимальную допустимую температуру газового топлива, подаваемого в топливную систему газовой турбины. В некоторых случаях точка конденсации углеводородов может быть столь низкой, что требование по конденсации влаги станет иметь решающее значение.

Точка конденсации влаги топливного газа зависит от концентрации влаги и давления газового топлива. Максимальное допустимое содержание влаги ограничива-

о

ют 112 кг/м3, хотя фактическое значение чаще всего значительно меньше.

Индекс воспламеняемости. Топливные газы, содержащие водород, угарный газ, с большим содержанием инертных газов, будут иметь высокое соотношение верхнего и нижнего предела воспламеняемости, т.е. границы воспламеняемости по «богатым» и «бедным» смесям сужаются по сравнению с природным газом, поэтому возможны проблемы поддержания стабильного горения во всем диапазоне работы газовой турбины [16, с. 27-49].

Рис. 1.Требования по конденсации углеводородов Fig. 1. Requirements for hydrocarbon condensation

На графике (см. рис. 1) показаны сопряженные параметры температуры и давления газа, при которых не произойдет конденсация углеводородов.

Апроксимальная зависимость выражена в следующем виде:

Концентрация примесей в топливном газе - одна из составляющих, которую также необходимо учитывать. Поскольку не существует простого способа измерить концентрацию примесей, то значение этой величины должно быть вычислено:

TK0JPsaJ = 0,00009(PsaJ --0,0005(Pea3a )2+0,0б3?Ргаза + +2,9803 - 0,000004(Ргаза)4,

(1)

где Тконд - требование конденсации для углеводородов в исследуемой точке; Ргаза -давление газа на входе в топливную систему газовой турбины.

На графике (см. рис. 2) показаны сопряженные параметры температуры и давления газа, при которых не произойдет конденсации влаги. Для стабильной работы необходимо подавать в топливную систему газ с параметрами выше точки конденсации.

Апроксимальная зависимость выражена в следующем виде:

Тгаза(Ргаза) = 0,00007(Pza3J+ +0,0029(Ргаза/+0,034б(Ргаза )2 +0,3918Р a +5,4149.

(2)

W = G xW + G xW

npuH в в mon mi

(3)

где Gв - расход воздуха, кг/с; Wв - концентрация примесей в воздухе, кг/м3; Gтоп -расход топлива, кг/с; Wтоп - концентрация примесей в топливе, кг/м .

Если же турбина со впрыском пара или воды в проточной части, то данное уравнение примет вид:

W = G xW + G

прин в в то

xW + G xW ,

топ пара пара5

(4)

где Gnapa - расход пара, кг/с; Wnapa - концентрация примесеи в паре, кг/м .

W = G xW + G

npuH в в m

+ Geodbi x ^^воды '

xW

(5)

где Gводы - расход воды, кг/с; Wводы - кони о

центрация примесей в воде, кг/м3.

Рис. 2. Зависимость конденсации влаги в топливном газе Fig. 2. Dependence of moisture condensation in fuel gas

x

x

ВЕСТНИК ИРКУТСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА 2020;24(2):3Б6-36Б

Индекс Воббе. Газовые турбины могут работать на разных топливных газах, имеющих очень большой разброс в числовом значении теплотворной способности, но конкретная топливная система может работать в определенной узкой области значений. Изменение состава газа приводит к изменению теплотворной способности, что ведет к необходимости изменения количества форсунок, их типа, температуры и давления подаваемого в топливную систему газа.

Степень взаимозаменяемости газообразных видов топлива для топливной системы газовой турбины измеряется индексом Воббе (Шн, МДж/м3) [17-19].

Данный показатель является относительной мерой энергии, инжектируемый в камеру сгорания газ с фиксированным давлением высчитывается при использовании значения низшей теплотворной способности топлива, удельной плотности относительно воздуха и температуры топлива. Для идеального топлива индекс Воббе рассчитывается:

W =■

H

Рг

' 28,96

где Ни - низшая теплотворная способность: - молекулярная масса газового топлива; Тг - температура газового топлива.

Если учитывать удельную плотность газа, то индекс Воббе примет вид

W =

H

1

где Рг - плотность газа, Рв - плотность воздуха.

3. РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

Для проведения исследований влияния топливного газа на работу газовой турбины была создана математическая модель газовой турбины GE PG111 6FA в АС ГРЭТ1 [20]. В связи с тем, что данная газовая турбина работает в составе энергоблока ПГУ-110МВт, необходимо поддерживать постоянную мощность и температуру на выходе с ГТУ при базовой нагрузке. Значения основных параметров ГТУ при работе на стандартном топливе:

1) температура на входе в двигатель 288,15 К (15°С);

2) давление на входе в двигатель 0,1013 МПа;

3) суммарный расход воздуха на входе в двигатель 210 кг/с;

4) мощность 77000 кВт;

5) КПД 35,73%;

6) температура на выходе из двигателя 874 К (600,85°С).

Тепловой расчет газотурбинного двигателя производится на топливном газе разных месторождений. Состав топливного газа представлен в табл. 2, в результате расчетов получены основные характеристики ГТУ, представленные в табл. 3.

В табл. 4 представлены полученные значения и отклонения индекса Воббе.

Допустимый диапазон изменения индекса Воббе задается так, чтобы гарантировать правильную работу топливной системы в эксплуатации турбины. При использовании нескольких видов газообразного топлива, например, основного и резервного, необходимо учитывать отклонение индекса Воббе. Допустимый диапазон изменения значений индекса Воббе ±5%, что позволяет работать газовой турбине в допустимых пределах изменения выбросов и динамики горения, расхода топливного газа, при большем отклонении турбина не будет работать в оптимальном режиме.

в

1Осипов Б.М., Титов А.В. Автоматизированная система газодинамических расчетов энергетических турбомашин: учеб. пособ. Казань: Изд-во КГЭУ, 2012. 277 с.

Таблица2

Состав топливного газа

Table 2

Fuel gas composition_

Содержание компонента, % Формула Топливный газ КТЭЦ-2* Месторождение

Степановское Заполярное Крапивинское

Метан СН4 94,44 95,100 87,895 58,015

Этан С2Н6 3,16 2,300 5,260 9,270

Пропан С3Н8 1,09 0,700 2,130 13,300

Изобутан С4Н10 0,464 1,200 1,270 12,410

Кислород О2 0,005 0,025 0,025 0,025

Азот N2 0,625 0,475 2,440 4,890

Диоксид углерода CO2 0,216 0,200 0,980 2,090

*Казанская ТЭЦ-2

Таблица 3

Основные характеристики газотурбинных установок

Table 3

Main charact eristics of gas turbine plants

Компонент Топливный газ КТЭЦ-2 Месторождение

Степановское Заполярное Крапивинское

Температура на входе в двигатель, К 288,15 288,15 288,15 288,15

Давление на входе в двигатель, МПа 0,1013 0,1013 0,1013 0,1013

КПД, % 35,73 35,15 33,6 31,6

Мощность, кВт 77000 77000 77000 77000

Суммарный расход воздуха на входе в двигатель, кг/ч (кг/с) 756000 (210) 767520 (213,2) 744840 (206,9) 735120 (204,2)

Суммарный часовой расход топлива, кг/ч 16687,8 17701,1 20940,33 37754,26

ВЕСТНИК ИРКУТСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА 2020;24(2):3Б6-36Б

Таблица 4

Значения индекса Воббе

Table 4

Wobbe index values

Параметр Топливный газ КТЭЦ-2 М есторождение

Степановское Заполярное Крапивинское

Индекс Воббе, МДж/м3 49,70 49,65 51,9 67,9

Отклонения в значениях индекса Воббе, % 0 1,006 8,451 26,804

4. ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. При работе и пусках газотурбинных установок все параметры топлива должны удовлетворять требованиям по качеству.

2.Топливный газ должен быть подготовлен (очищен) перед использованием в качестве топлива газовой турбины.

3. Для исключения повреждений камеры сгорания и тракта горячих газов

1. Бакланов А.В., Неумоин С.П., Маркушин А.Н. Оценка возможных режимов работы ГТУ НК-16СТ при использовании в качестве топлива попутного нефтяного газа // Газовая промышленность. 2017. Т. 752. № 5. C. 80-86.

2. De Vries H., Mokhov A.V., Levinsky H.B. The impact of natural gas/hydrogen mixtures on the performance of end-use equipment: Interchangeability analysis for domestic appliances // Applied Energy. 2017. Vol. 208. Р. 1007-1019. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2017.09.049

3. Менделеев Д.И., Галицкий Ю.Я., Марьин Г.Е., Федотов А.Ю. Особенности работы ПГУ-220 Казанской ТЭЦ-2 по заданному графику // Электроэнергетика глазами молодежи - 2018: материалы IX Меж-дунар. молодежной науч.-техн. конф. (г. Казань, 1-5 октября 2018 г.). Казань: Изд-во КГЭУ, 2018. Т. 3. С. 307-310.

4. Cho H.M., He Bang-Quan. Combustion and emission characteristics of a lean burn natural gas engine // International Journal of Automotive Technology. 2008. Vol. 9. No. 4. P. 415-422. https://doi.org/10.1007/s12239-008-0050-5

5. Lokini P., Roshan D.K., Kushari A. Influence of Swirl and Primary Zone Airflow Rate on the Emissions and Performance of a Liquid-Fueled Gas Turbine Combus-tor // Journal of Energy Resources Technology. 2019. Vol. 141. Issue 6. P. 062009.https://doi.org/ 10.1115/1.4042410

6. Marin G.E., Mendeleev D.I., Akhmetshin A.R. Analysis of Changes in the Thermophysical Parameters of

необходимо выполнять требования по конденсации влаги и углеводородов в топливном газе.

4. Допустимо использовать топливный газ, удовлетворяющий индексу Воббе. В работе рассмотрено 4 топливных газа, но только газ Степановского месторождения удовлетворяет требованиям индекса Воб-бе, его можно использовать взамен исходного топлива без модернизации и переделки топливной системы.

ий список

the Gas Turbine Unit Working Fluid Depending on the Fuel Gas Composition //International Multi-Conference on Industrial Engineering and Modern Technologies (FarEastCon) (Vladivostok, 1-4 October 2019). Vladivostok: IEEE, 2019. P. 1-4. https://doi.org/10.1109/FarEastCon.2019.8934021

7. Pujihatma P., Hadi S.P., Sarjiya, Rohmat T.A. Combined heat and power - multi-objective optimization with an associated petroleum and wet gas utilization constraint // Journal of Natural Gas Science and Engineering. 2018. Vol. 54. P. 25-36. https://doi.org/10.1016/j.jngse.2018.03.025

8. Сорока Б.С., Воробьев Н.В. Эффективность использования газового топлива и окислительной смеси при их увлажнении // Энергетика. Известия высших учебных заведений и энергетических объединений СНГ. 2019. Т. 62. № 6. Р. 547-564. https://doi.org/10.21122/1029-7448-2019-62-6-547-564

9. Сорока Б.С. Влияние климатических факторов на теплотехнические характеристики, энергетическую эффективность и оценка экологических последствий сжигания газового топлива // Альтернативная энергетика и экология. 2017. № 4-6. С. 116-129. https://doi.org/10.15518/isjaee.2017.04-06.116-129

10. Mehrpanahi А., Payganeh G.H. Multi-Objective Optimization of IGV Position in a Heavy-duty Gas Turbine on Part-Load Performance // Applied Thermal Engineering. 2017. Vol. 125. P. 1478-1489. https://doi.org/10.1016/j.applthermaleng.2017.07.091

11. Lukai Zheng, Cronly J., Ubogu E., Ahmed I., Yang Zhang, Khandelwal B. Experimental Investigation

ВЕСТНИК ИРКУТСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА 2020;24(2):3Б6-36Б

on Alternative Fuel Combustion Performance Using a Gas Turbine Combustor // Applied Energy. 2019. Vol. 238. P. 1530-1542. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2019.01.175

12. Lukai Zheng, Chenxing Ling, Ubogu E.A., Cronly J., Ahmed I., Yang Zhang, et al. Effects of Alternative Fuel Properties on Particulate Produced in a Gas Turbine Combustor // Energy Fuels. 2018. Vol. 32. No. 9. P. 9883-9897. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.8b01442

13. EsclapezL., Ma P.C., Mayhew E., Rui Xu, Stouffer S., Tonghun Lee, et al. Fuel effects on lean blow-out in a realistic gas turbine combustor // Combustion and Flame. 2017. Vol. 181. P. 82-99. https://doi.org/10.1016/j.combustflame.2017.02.035

14. Батрамеев В.А., Илясов Л.В. Математическая модель сигнала анализатора низшей объемной теплоты сгорания газообразных топлив // Вестник Тверского государственного технического университета, 2011. №. 19. С. 79-83.

15. Батрамеев В.А., Варламов А.П., Илясов Л.В. Лабораторный анализатор низшей объемной теплоты сгорания газов // Технологии нефти и газа. 2012. № 2. С. 61-64.

16. Madhlopa A. Principles of Solar Gas Turbines for Electricity Generation // Green Energy and Technology. New York: Springer, 2018. 217 р.

17. Jinlong Liu,Dumitrescu C.E. Numerical Investigation of Methane Number and Wobbe Index Effects in Lean-Burn Natural Gas Spark-Ignition Combustion // Energy Fuels. 2019. Vol. 33. No. 5. P. 4564-4574. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.8b04463

18. Shaker M., Sundfor E., Farine G., Slater C., Farine P.A., Briand D. Design and Optimization of a Low Power and Fast Response Viscometer Used for Determination of the Natural Gas Wobbe Index // IEEE Sensors Journal. 2019. Vol. 19. No. 23. P. 10999-11006. https://doi.org/10.1109/jsen.2019.2928479

19. Roy P.S., Ryu Ch., Chan Seung Park. Predicting Wobbe Index and methane number of a renewable natural gas by the measurement of simple physical properties // Fuel. 2018. Vol. 224. P. 121-127. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2018.03.074

20. Титов А.В., Осипов Б.М. Инструментальная среда для исследования газотурбинных установок на математических моделях // Вестник Казанского государственного энергетического университета. 2017. № 4 (36). С. 17-21.

References

1. Baklanov AV, Neumoin SP, Markushin AN. Assessment of Possible Operating Regimes of a Gas Turbine Plant HK-16CT When Using Associated Petroleum Gas as Fuel. Gazovaya promyshlennost' = Gas Industry Magazine. 2017;752(5):80-86. (In Russ.)

2. De Vries H, Mokhov AV, Levinsky HB. The Impact of Natural Gas/Hydrogen Mixtures on the Performance of End-Use Equipment: Interchangeability Analysis for Domestic Appliances. Applied Energy. 2017;208:1007-1019. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2017.09.0493

3. Mendeleev DI, Galickij YuYa, Marin GE, Fedotov AYu. Operation Features of Kazan CHPP-2 CCGT-220 according to a Given Schedule. In: Elektroenergetika glazami molodezhi - 2018: materialy IX Mezhdunarod-noj molodezhnoj nauchno-tekhnicheskoj konferencii = Electric Power Engineering through the Eyes of Youth -2018: Materials of IX International Youth Scientific and Technical Conference. 1-5 October 2018, Kazan. Kazan State Power Engineering University; 2018, vol. 3, p. 307-310. (In Russ.)

4. Cho HM, He Bang-Quan. Combustion and Emission Characteristics of a Lean Burn Natural Gas Engine. International Journal of Automotive Technology. 2008;9(4):415-422. https://doi.org/10.1007/s12239-008-0050-5

5. Lokini P, Roshan DK, Kushari A. 5. Lokini P, Roshan DK, Kushari A. Influence of Swirl and Primary Zone Airflow Rate on the Emissions and Performance of a Liquid-Fueled Gas Turbine Combustor. Journal of Energy Resources Technology. 2019;141(6):062009. https://doi.org/10.1115/1.4042410

6. Marin GE, Mendeleev DI, Akhmetshin AR. Analysis of Changes in the Thermophysical Parameters of the

Gas Turbine Unit Working Fluid Depending on the Fuel Gas Composition. In: International Multi-Conference on Industrial Engineering and Modern Technologies (FarEastCon). 1-4 October 2019, Vladivostok. Vladivostok: IEEE; 2019, p. 1-4. https://doi.org/10.1109/FarEastCon.2019.8934021

7. Pujihatma P, Hadi SP, Sarjiya, Rohmat TA. Combined Heat and Power - Multi-objective Optimization with an Associated Petroleum and Wet Gas Utilization Constraint. Journal of Natural Gas Science and Engineering. 2018;54:25-36. https://doi.org/10.1016/jJngse.2018.03.025

8. Soroka BS, Vorobyov NV. Efficiency of the Use of Humidified Gas Fuel and Oxidizing Mixture. Izvestia vysshih uchebnyh zavedenij i energeticheskih ob'edinennij SNG. Energetika = ENERGETIKA. Proceedings of CIS higher education institutions and power engineering associations. 2019;62(6):547-564. (In Russ.) https://doi.org/10.21122/1029-7448-2019-62-6-547-564

9. Soroka BS. Soroka B.S. Climate Factors Influence over Heat Engineering Characteristics, Energy Efficiency and Evaluation of Environmental Consequences of Gas Fuel Combustion. Al'temativnaya energetika i ekologiya = Alternative Energy and Ecology. 2017;4-6:116-129. (In Russ.) https://doi.org/10.15518/isjaee.2017.04-06.116-129

10. Mehrpanahi A, Payganeh GH. Multi-Objective Optimization of IGV Position in a Heavy-duty Gas Turbine on Part-Load Performance. Applied Thermal Engineering. 2017;125:1478-1489. https://doi.org/10.1016Zj.applthermaleng.2017.07.091

11. Lukai Zheng, Cronly J, Ubogu E, Ahmed I, Yang

ВЕСТНИК ИРКУТСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА 2020;24(2):3Б6-36Б

Zhang, Khandelwal B. Experimental Investigation on Alternative Fuel Combustion Performance Using a Gas Turbine Combustor. Applied Energy. 2019;238:1530-1542. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2019.01.175

12. Lukai Zheng, Chenxing Ling, Ubogu EA, Cronly J, Ahmed I, Yang Zhang, et al. Effects of Alternative Fuel Properties on Particulate Produced in a Gas Turbine Combustor. Energy Fuels. 2018;32:9:9883-9897. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.8b01442

13. Esclapez L, Ma PC, Mayhew E, Rui Xu, Stouffer S, Tonghun Lee, et al. Fuel Effects on Lean Blow-Out in a Realistic Gas Turbine Combustor. Combustion and Flame. 2017;181:82-99. https://doi.org/10.1016/j.combustflame.2017.02.035

14. Batrameev VA, Ilyasov LV. Mathematical model of the gas low heat value analyzer sygnal. Vestnik Tver-skogo gosudarstvennogo tekhnicheskogo universiteta = Vestnik of the Tver State Technical University. 2011;19:79-83. (In Russ.)

15. Batrameyev VA, Varlamov AP, Ilyasov LV. A Laboratory Analyzer of Gases Low Volumetric Combustion Heat. Tekhnologii nefti i gaza = Oil and Gas Technologies. 2012;79(2):61 -64. (In Russ.)

Критерии авторства

Марьин Г.Е., Осипов Б.М. заявляют о равном участии в получении и оформлении научных результатов и в равной мере несут ответственность за плагиат.

Конфликт интересов

Авторы заявляют об отсутствии конфликта интересов.

Все авторы прочитали и одобрили окончательный вариант рукописи.

СВЕДЕНИЯ ОБ АВТОРАХ

Марьин Георгий Евгеньевич,

старший машинист энергоблоков цеха парогазовых установок, АО «Татэнерго», филиал «Казанская ТЭЦ-2», 420021, г. Казань, ул. Салимжанова, 1, Россия; старший преподаватель кафедры энергетического машиностроения,

Казанский государственный энергетический университет,

420066, г. Казань, ул. Красносельская, 51, Россия; Н e-mail: george64199@mail.ru

Осипов Борис Михайлович,

кандидат технических наук, профессор, профессор кафедры энергетического машиностроения,

Казанский государственный энергетический университет,

420066, г. Казань, ул. Красносельская, 51, Россия; e-mail:obm0099@ya.ru

16. Madhlopa A. Principles of Solar Gas Turbines for Electricity Generation. In: Green Energy and Technology. New York: Springer; 2018, 217 p.

17. Jinlong Liu, Dumitrescu C.E. Numerical Investigation of Methane Number and Wobbe Index Effects in Lean-Burn Natural Gas Spark-Ignition Combustion. Energy Fuels. 2019;33(5):4564-4574. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.8b04463

18. Shaker M, Sundfor E, Farine G, Slater C, Farine PA, Briand D. Design and Optimization of a Low Power and Fast Response Viscometer Used for Determination of the Natural Gas Wobbe Index. IEEE Sensors Journal. 2019;19(23):10999-11006. https://doi.org/10.1109/jsen.2019.2928479

19. Roy PS, Ryu Ch, Chan Seung Park. Predicting Wobbe Index and Methane Number of a Renewable Natural Gas by the Measurement of Simple Physical Properties. Fuel. 2018;224:121-127. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2018.03.074

20. Titov AV, Osipov BM. Instrumental Medium for Gas Turbine Research on Mathematical Models. Vestnik Kazanskogo gosudarstvennogo energeticheskogo uni-versiteta. 2017;4;17-21. (In Russ.)

Authorship criteria

Marin G.E., Osipov B.M. declare equal participation in obtaining and formalization of scientific results and bear equal responsibility for plagiarism.

Conflict of interests

The authors declare that there is no conflict of interests regarding the publication of this article.

The final manuscript has been read and approved by all the co-authors.

INFORMATION ABOUT THE AUTHORS

Georgiy E. Marin,

Senior Control Room Operator of the Combined Cycle Plant of

Tatenergo JSC Branch of Kazan TPP-2,

1 Salimzhanov St., Kazan 420021, Russia;

Senior Lecturer of the Department

of Power Engineering,

Kazan State Power Engineering University,

51 Krasnoselskaya St., Kazan 420066, Russia;

H e-mail: george64199@mail.ru

Boris M. Osipov,

Cand. Sci. (Eng.), Professor, Professor of the Department of Power Engineering, Kazan State Power Engineering University, 51 Krasnoselskaya St., Kazan 420066, Russia; e-mail: obm0099@ya.ru

ВЕСТНИК ИРКУТСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА 2020;24(2):3Б6-36Б