Как и дизельный или бензиновый двигатель, газовая турбина - это двигатель внутреннего сгорания с рабочим циклом впуск-сжатие-сгорание (расширение)-выпуск. Но, существенно отличается основное движение. Рабочий орган газовой турбины вращается, а в поршневом двигателе движется возвратно-поступательно.
Принцип работы газовой турбины показан на рисунке ниже. Сначала, воздух сжимается компрессором, затем сжатый воздух подается в камеру сгорания. Здесь, топливо, непрерывно сгорая, производит газы с высокой температурой и давлением. Из камеры сгорания газ, расширяясь в турбине, давит на лопатки и вращает ротор турбины (вал с крыльчатками в виде дисков, несущих рабочие лопатки), который в свою очередь опять вращает вал компрессора. Оставшаяся энергия снимается через рабочий вал.
Особенности газовых турбин
Типы газовых турбин по конструкции и назначению
Самый основной тип газовой турбины - создающий тягу реактивной струей, он же самый простой по конструкции.
Этот двигатель подходит для самолетов, летающих на высокой скорости, и используется в сверхзвуковых самолетах и реактивных истребителях.
У этого типа есть отдельная турбина за турбореактивным двигателем, которая вращает большой вентилятор впереди. Этот вентилятор увеличивает поток воздуха и тягу.
Этот тип малошумен и экономичен на дозвуковых скоростях, поэтому газовые турбины именно этого типа используются для двигателей пассажирских самолётов.
Эта газовая турбина выдает мощность как крутящий момент, причем у турбины и компрессора общий вал. Часть полезной мощности турбины идет на вращение вала компрессора, а остальная энергия передается на рабочий вал.
Этот тип используют, когда нужна постоянная скорость вращения, например - как привод генератора.
В этом типе вторая турбина размещается после турбины с газогенератором, и вращательное усилие передается на нее реактивной струей. Эту заднюю турбину называют силовой. Поскольку валы силовой турбины и компрессора не связаны механически, скорость вращения рабочего вала свободно регулируется. Подходит как механический привод с широким диапазоном скоростей вращения.
Этот тип широко используется в винтовых самолетах и вертолетах, а также в таких установках, как приводы насоса/компрессора, главные судовые двигатели, приводы генератора и т.п.
Что такое газовая турбина серии GREEN?
Принцип, которому Kawasaki следует в газотурбинном бизнесе, начиная с разработки в 1972 году нашей первой ГТУ, позволил нам предлагать клиентам все более совершенное оборудование, т.е., более энергоэффективное и экологичное. Идеи, заложенные в наших продуктах, получили высокую оценку мирового рынка и позволили нам накопить референции на более, чем 10 000 турбин (на конец марта 2014 года) в составе резервных генераторов и когенерационных систем.
Газовые турбины Kawasaki всегда имели большой успех, и мы, показывая еще большую нашу приверженность этому принципу, дали им новое название "Газовые турбины GREEN".
Силовыми агрегатами - приводами электрических генераторов для автономных малых тепловых электростанций могут быть дизельные, газопоршневые, микротурбинные и газотурбинные двигатели.
О преимуществах тех или иных генерационных установок и технологий написано большое количество дискуссионных и полемических статей. Как правило, в спорах в загоне, в опале часто остаются либо те либо другие. Попробуем разобраться, почему.
Определяющими критериями выбора силовых агрегатов для строительства автономных электростанций являются вопросы расхода топлива, уровень эксплуатационных затрат, а также срок окупаемости оборудования электростанции.
Важными факторами выбора силовых агрегатов являются простота эксплуатации, уровень технического обслуживания и ремонта, а также место выполнения ремонта силовых агрегатов. Эти вопросы связаны, прежде всего, с расходами и проблемами, которые может иметь впоследствии владелец автономной электростанции.
В данной статье у автора нет корыстной цели расставить приоритеты в пользу поршневой или турбинной технологий. Типы силовых установок электростанций правильнее, оптимальнее всего подбирать непосредственно к проекту, исходя из индивидуальных условий и технического задания заказчика.
При выборе силового оборудования для строительства автономной газовой ТЭЦ желательно консультироваться с независимыми специалистами из инжиниринговых компаний уже осуществляющих строительство электростанций «под ключ». Инжиниринговая компания должна иметь реализованные проекты, на которые можно посмотреть и посетить с экскурсией. Следует учитывать и такой фактор, как слабость и неразвитость рынка генерационного оборудования в России, реальные объемы продаж на котором, в сравнении с развитыми странами, невелики и оставляют желать лучшего – это, прежде всего, отображается на объеме и качестве предложений.
Газопоршневые установки против газотурбинных двигателей - эксплуатационные затраты
Действительно ли, что эксплуатационные затраты на мини–ТЭЦ с поршневыми машинами ниже, чем затраты на эксплуатацию электростанции с газовыми турбинами?
Стоимость капитального ремонта газопоршневого двигателя может составлять 30–350% от первоначальной стоимости самого силового агрегата, а не всей электростанции - при капремонте осуществляется замена поршневой группы. Ремонт газопоршневых установок можно производить на месте без сложного диагностического оборудования один раз в 7-8 лет.
Цена ремонта газотурбинной установки составляет 30–50% от начальных вложений. Как видите, затраты примерно равны. Реальные, честные цены на сами газотурбинные и поршневые агрегаты сопоставимой мощности и качества также схожи.
Капитальный ремонт газотурбинной установки ввиду его сложности на месте не производится. Поставщик должен увезти отработанный блок и привезти сменный газотурбинный блок. Старый блок может быть восстановлен только в заводских условиях.
Всегда следует учитывать соблюдение графика регламентных работ, характер нагрузок и режимы эксплуатации электростанции, вне зависимости от типа установленных силовых агрегатов.
Вопрос, который часто муссируется, о привередливости турбины к условиям эксплуатации, связан с устаревшей информацией сорокалетней давности. Тогда «на земле», в приводе электростанций, использовались авиационные турбины, «снятые с крыла» самолета. Такие турбины с минимальными изменениями приспосабливались к работе в качестве основных силовых агрегатов для электростанций.
Сегодня на современных автономных электростанциях применяются турбины промышленного, индустриального исполнения, рассчитанные на непрерывную работу с различными нагрузками.
Нижний предел минимальной электрической нагрузки, официально заявляемый заводами-производителями для индустриальных турбин, составляет 3–5%, но в таком режиме расход по топливу возрастает на 40%. Максимальная нагрузка газотурбинной установки, в ограниченных временных интервалах может достигать 110-120%.
Современные газопоршневые установки обладают феноменальной экономичностью, базирующейся на высоком уровне электрического КПД. «Проблемы», связанные с работой газопоршневых установок на малых нагрузках, решаются положительно еще на стадии проектирования. Проектирование должно быть качественным.
Cоблюдение рекомендованного заводом-изготовителем режима эксплуатации продлит жизнь деталям двигателя, сэкономив таким образом деньги владельцу автономной электростанции. Иногда, чтобы вывести газопоршневые машины в номинальный режим при частичных нагрузках, в проект тепловой схемы станции включаются один-два электрических котла, которые и позволяют обеспечить желаемые 50% нагрузки.
Для электростанций на базе газопоршневых установок и газовых турбин важным является соблюдение правила N+1 - количество действующих агрегатов плюс еще один - для резерва. “N+1” - это удобное, рациональное для эксплуатирующего персонала количество установок. Это обусловлено тем, что для силовых установок любых типов и видов надо проводить регламентные и ремонтные работы.
Предприятию, подключенному к сети, можно смонтировать только одну установку и пользоваться собственной электроэнергией по себестоимости, а во время техобслуживания питаться от общей электросети, платя по счетчику. Это дешевле, чем «+1», но, к сожалению, не всегда выполнимо. Связано это, как правило, с отсутствием электросети вообще, либо с неимоверной дороговизной технических условий на само подключение.
Недобросовестные дилеры газопоршневых установок и газовых турбин до продажи оборудования покупателю, как правило, предоставляют только проспекты - коммерческую литературу общего плана и крайне редко - точные сведения о полных эксплуатационных расходах и производимых технических регламентах.
На мощных газопоршневых установках масло менять не требуется. При постоянной работе оно просто вырабатывается, не успевая стареть. Масло на таких установках постоянно доливается. Подобные режимы эксплуатации предусмотрены особой конструкцией мощных газопоршневых двигателей и рекомендованы заводом-изготовителем.
Угар моторного масла составляет 0,25–0,45 грамма на один произведенный киловатт в час. Угар всегда выше при снижении нагрузки. Как правило, в комплект газопоршневого двигателя входит специальный резервуар для непрерывного долива масла, и мини-лаборатория для проверки его качества и определения срока замены.
Соответственно, подлежат замене и масляные фильтры или картриджи в них.
Так как моторное масло все же выгорает, поршневые агрегаты имеют чуть более высокий уровень вредных выбросов в атмосферу, нежели газотурбинные установки. Но так как газ сгорает полностью и является одним из самых чистых видов топлива, то говорить о серьезных загрязнениях атмосферы - только «шашки тупить». Пару старых венгерских автобусов «Икарус» наносят экологии куда более серьезный вред. Для соответствия требованиям по экологии, при использовании поршневых машин, надо строить более высокие дымовые трубы, с учетом уже имеющегося уровня ПДК в окружающей среде.
Отработанное масло газопоршневых установок нельзя просто вылить на землю - оно требует утилизации - это «расходы» для владельцев электростанции. Но на этом можно и заработать - отработанное моторное масло покупают специализированные организации.
Многие из нас используют моторное масло в поршневых двигателях автомобилей. Если двигатель исправен, правильно эксплуатируется и заправляется нормальным топливом, то никаких финансовых катаклизмов, связанных с его расходом, не происходит.
То же самое и на поршневых электростанциях: - расхода моторного масла бояться не нужно, оно вас не разорит, при нормальной эксплуатации современных качественных газопоршневых установок затраты по этой статье составляют всего 2-3 (!) копейки на 1 кВт выработанной электроэнергии.
В современных газотурбинных установках масло используется только в редукторе. Его объем можно считать незначительным. Замена редукторного масла в ГТУ производится в среднем 1 раз в 3-5 лет, а его долив не требуется.
Для проведения сервиса в полном объеме в комплект мощной газопоршневой установки должна входить кран–балка. При помощи кран–балки снимают тяжелые детали поршневых двигателей. Использование кран–балки требует высоких потолков помещения для машинных залов поршневой электростанции. Для ремонта газопоршневых установок малой и средней мощности можно обходиться более простыми подъемными механизмами.
Газопоршневые электростанции при поставке могут комплектоваться различными ремонтными инструментами и приспособлениями. Его наличие предполагает, что даже все ответственные операции можно производить силами квалифицированного персонала на месте. Фактически все ремонтные работы с газовыми турбинами можно проводить либо на заводе-изготовителе, либо при непосредственной помощи заводских специалистов.
Один раз в 3–4 месяца требуется замена свечей зажигания. Замена свечей - это всего 1-2 (!) копейки в себестоимости 1 кВт/ч собственной электроэнергии.
Поршневые агрегаты, в отличие от газотурбинных установок, имеют жидкостное охлаждение, соответственно персоналу автономной электростанции необходимо постоянно следить за уровнем охлаждающей жидкости и осуществлять периодическую замену, а если это вода, то требуется обязательно осуществлять её химическую подготовку.
Вышеперечисленные особенности эксплуатации поршневых агрегатов отсутствуют у газотурбинных установок. В газотурбинных установках не используется такие расходные материалы и компоненты, как:
- моторное масло,
- свечи зажигания,
- масляные фильтры,
- охлаждающая жидкость,
- наборы высоковольтных проводов.
Но ГТУ на месте не отремонтируешь и гораздо больший расход газа невозможно сопоставлять с затратами на эксплуатацию и расходные материалы для поршневых установок.
Что выбрать? Газопоршневые или газотурбинные установки?
Как соотносятся мощность силовых агрегатов электростанций и температура окружающей среды?
При значительном повышении температуры окружающей среды мощность газотурбинной установки падает. Но при понижении температуры электрическая мощность газотурбинной установки наоборот, растет. Параметры электрической мощности, по существующим стандартам ISO, измеряются при t +15 °C.
Иногда важным моментом является и то, что газотурбинная установка способна отдать в 1,5 раза больше бесплатной тепловой энергии, нежели поршневой агрегат аналогичной мощности. При использовании мощной (от 50 МВт) автономной ТЭЦ в коммунальном хозяйстве, например, это может иметь определяющее значение при выборе типа силовых агрегатов, особенно при большом и равномерном потреблении именно тепловой энергии.
Наоборот, там где тепло не требуется в больших количествах, а нужен акцент именно на производстве электрической энергии, будет экономически целесообразнее использование газопоршневых установок.
Высокая температура на выходе газотурбинных установок позволяет использовать в составе электростанции паровую турбину. Это оборудование бывает востребованным, если потребителю необходимо получить максимальное количество электрической энергии при одном и том же объеме потраченного газового топлива, и таким образом достичь высокого электрического КПД - до 59%. Энергокомплекс такой конфигурации сложнее в эксплуатации и стоит он на 30-40% дороже обычного.
Электростанции, имеющие в своей структуре паровые турбины, как правило, рассчитаны на довольно большую мощность - от 50 МВт и выше.
Поговорим о самом главном: газопоршневые установки против газотурбинных силовых агрегатов - КПД
КПД силовой установки более чем актуален - ведь он влияет на расход топлива. Средний удельный расход газового топлива на 1 выработанный кВт/час значительно меньше у газопоршневой установки, причем при любом режиме нагрузки (хотя длительные нагрузки менее 25% противопоказаны для поршневых двигателей).
Электрический КПД поршневых машин составляет 40–44%, а газовых турбин - 23–33% (в парогазовом цикле турбина способна выдать КПД достигающий 59%).
Парогазовый цикл применяется при высокой мощности электростанций - от 50-70 МВт.
Если Вам надо изготовить локомотив, самолет или морское судно, то можно считать одним из определяющих показателей именно коэффициент полезного действия (КПД) силовой установки. Тепло, которое получается в процессе работы двигателя локомотива, самолета (или судна) не используется и выбрасывается в атмосферу.
Но мы строим не локомотив, а электростанцию и при выборе типа силовых агрегатов для автономной электростанции подход несколько иной - здесь необходимо говорить о полноте использования сгораемого топлива - коэффициенте использования топлива (КИТ).
Сгорая, топливо производит основную работу - вращает генератор электростанции. Вся остальная энергия сгорания топлива - это тепло, которое можно и нужно использовать. В этом случае так называемый, «общий КПД», а вернее коэффициент использования топлива (КИТ) электростанции будет порядка 80-90%.
Если потребитель рассчитывает использовать тепловую энергию автономной электростанции в полном объеме, что обычно маловероятно, то коэффициент полезного действия (КПД) автономной электростанции не имеет практического значения.
При снижении нагрузки до 50% электрический КПД газовой турбины снижается.
Кроме того, турбинам требуется высокое входное давление газа, а для этого обязательно устанавливают компрессоры (поршневые) и они также повышают расход топлива.
Сравнение газотурбинных установок и газопоршневых двигателей в составе мини–ТЭЦ показывает, что установка газовых турбин целесообразна на объектах, которые имеют равномерные электрические и тепловые потребности при мощности свыше 30-40 МВт.
Из вышесказанного следует, что электрический КПД силовых агрегатов разных типов имеет прямую проекцию на расход топлива.
Газопоршневые агрегаты расходуют на четверть, а то и на треть меньше топлива, чем газотурбинные установки – это основная статья расходов!
Соответственно, при схожей или равной стоимости самого оборудования более дешёвая электрическая энергия получается на газопоршневых установках. Газ - это основная расходная статья при эксплуатации автономной электростанции!
Газопоршневые установки против газотурбинных двигателей - входное давление газа
Всегда ли необходимо наличие газопровода высокого давления, в случае применения газовых турбин?
Для всех типов современных силовых агрегатов электростанций давление подводимого газа не имеет практического значения, так как в комплекте газотурбинной установки всегда имеется газовый компрессор, входящий в стоимость энергокомплекса.
Компрессор обеспечивает требуемые рабочие характеристики газового топлива по давлению. Современные компрессоры являются чрезвычайно надежными и малообслуживаемыми агрегатами. В мире современных технологий, как для газопоршневых двигателей, так и для газовых турбин важно лишь наличие должного объема газового топлива для обеспечения нормальной работы автономной электростанции.
Однако не следует забывать, что дожимной компрессор также требует немалой энергии, расходных материалов и обслуживания . Парадоксально, но для мощных турбин часто используются именно поршневые компрессоры.
Газопоршневые двигатели против газотурбинных агрегатов - двухтопливные установки
Часто пишут и говорят, что двухтопливные установки могут быть только поршневыми. Правда ли это?
Это не соответствует действительности. Все известные фирмы-производители газовых турбин имеют в своей гамме двухтопливные агрегаты. Основной особенностью работы двухтопливной установки является ее возможность работы, как на природном газе, так и на дизельном топливе. Благодаря применению в двухтопливной установке двух видов топлива, можно отметить ряд ее преимуществ по сравнению с монотопливными установками:
- при отсутствии природного газа установка автоматически переходит на работу на дизельном топливе;
- во время переходных процессов установка автоматически переходит на работу на дизельном топливе.
При выходе на рабочий режим осуществляется обратный процесс перехода на работу на природном газе и дизельном топливе;
Не стоит забывать и о том факте, что первые турбины изначально проектировались для работы именно на жидком топливе - керосине.
Двухтопливные установки имеют все же ограниченное применение и не нужны для большинства автономных ТЭЦ - для этого есть более простые инженерные решения.
Газопоршневые установки против газотурбинных - количество пусков
Каким может быть количество пусков газопоршневых агрегатов?
Количество пусков: газопоршневой двигатель может запускаться и останавливаться неограниченное число раз, и это не отражается на его моторесурсе. Но частые пуски– остановки газопоршневых агрегатов, с потерей питания собственных нужд, могут повлечь за собой износ наиболее нагруженных узлов (подшипников турбонагнетателей, клапанов и т.д.).
Газотурбинную установку из-за резких изменений термических напряжений, возникающих в наиболее ответственных узлах и деталях горячего тракта ГТУ при быстрых пусках агрегата из холодного состояния, предпочтительнее использовать для постоянной, непрерывной работы.
Газопоршневые двигатели электростанций против газотурбинных установок - ресурс до капитального ремонта
Каким может быть ресурс установки до капитального ремонта?
Ресурс до капитального ремонта составляет у газовой турбины 40000–60000 рабочих часов. При правильной эксплуатации и своевременном проведении регламентных работ у газопоршневого двигателя этот показатель также равен 40000–60000 рабочих часов. Однако бывают иные ситуации, когда капремонт наступает гораздо раньше.
Газопоршневые установки против газотурбинных двигателей - капитальные вложения и цены
Какие потребуются капитальные вложения (инвестиции) в строительство электростанции? Какова стоимость строительства автономного энергокомплекса под ключ?
Как показывают расчёты, капиталовложения (доллар/кВт) в строительство тепловой электростанции с газопоршневыми двигателями приблизительно равны с газотурбинными установками. Финская тепловая электростанция WARTSILA мощностью 9 МВт обойдется заказчику ориентировочно в 14 миллионов евро. Аналогичная газотурбинная тепловая электростанция на базе первоклассных агрегатов полностью «под ключ» будет стоить 15,3 миллионов долларов.
Газопоршневые моторы против газотурбинных установок - экология
Каким образом выполняются требования по экологии?
Надо отметить, что газопоршневые установки уступают газотурбинным агрегатам по уровню выбросов NO x . Так как моторное масло выгорает, поршневые агрегаты имеют уровень вредных выбросов в атмосферу чуть больший, чем у газотурбинных агрегатов.
Но это не критично: в СЭС запрашивается уровень фона по ПДК в месте расположения мини-ТЭЦ, После этого делается расчёт рассеивания с тем, чтобы «добавка» вредных веществ от мини-ТЭЦ добавленная к фону не привела к превышению ПДК. Путём нескольких итераций подбирается минимальная высота дымовой трубы, при которой соблюдаются требования СанПиН. Добавка от станции 16 МВт по выбросам NO x не столь значительна: при высоте дымовой трубы 30 м - 0.2 ПДК, при 50 м - 0.1 ПДК.
Уровень вредных выбросов от большинства современных газотурбинных установок не превышает значение 20-30 ppm и в каких-то проектах это может иметь определенное значение.
Поршневые установки при работе имеют вибрации и низкочастотный шум. Доведение шума до стандартных значений возможно, просто необходимы соответствующие инженерные решения. Помимо расчёта рассеивания при разработке раздела проектной документации «Охрана окружающей среды» делается акустический расчёт и проверяется: удовлетворяют ли выбранные проектные решения и применяемые материалы требованиям СанПиН с точки зрения шума.
Любое оборудование излучает шум в определенном спектре частот. Газотурбинные установки сия чаша не миновала.
Газопоршневые установки против газотурбинных двигателей - выводы
При линейных нагрузках и соблюдении правила N+1 применение газопоршневых двигателей в качестве основного источника энергоснабжения возможно. В составе такой электростанции необходимы резервные агрегаты и емкости для хранения второго вида топлива - дизельного.
В диапазоне мощности до 40-50 МВт использование поршневых моторов на мини–ТЭЦ считается абсолютно оправданным.
В случае использования газопоршневых агрегатов потребителю можно полностью уйти от внешнего электроснабжения, но только при обдуманном и взвешенном подходе.
Поршневые установки так же можно применять и в качестве резервных или аварийных источников электроэнергии.
Некая альтернатива поршневым установкам – газовые микротурбины. Правда цены на микротурбины сильно «кусаются» и составляют ~ $2500–4000 за 1 кВт установленной мощности!
Сравнение газотурбинных установок и газопоршневых двигателей в составе мини–ТЭЦ показывает, что установка газовых турбин возможна на любых объектах, которые имеют электрические нагрузки более 14-15 МВт, но из-за высокого расхода газа турбины рекомендуются для электростанций гораздо большей мощности – 50-70 МВт.
Для многих современных генерационных установок 200.000 моточасов эксплуатации не является критической величиной и при соблюдении графика планового технического обслуживания и поэтапной замены частей турбины, подверженных износу: подшипники, инжекторы, различное вспомогательное оборудование (насосы, вентиляторы) дальнейшая эксплуатация газотурбинной установки остается экономически целесообразной. Качественные газопоршневые установки сегодня так же успешно преодолевают 200.000 моточасов эксплуатации.
Это подтверждается современной практикой эксплуатации газотурбинных/газопоршневых установок во всем мире.
При выборе силовых агрегатов автономной электростанции необходимы консультации специалистов!
Советы специалистов, надзор необходимы и при строительстве автономных электростанций. Для решения задачи нужна инжиниринговая компания с опытом работы и реализованными проектами.
Инжиниринг позволяет компетентно, не предвзято и объективно определиться с выбором основного и вспомогательного оборудования для подбора оптимальной конфигурации - комплектации вашей будущей электростанции.
Квалифицированный инжиниринг позволяет сберечь значительные денежные средства заказчика, а это 10–40% от общей суммы затрат. Инжиниринг от профессионалов в сфере электроэнергетики, позволяет избежать дорогостоящих ошибок в проектировании и в выборе поставщиков оборудования.
Грицына В.П.
В связи с многократным ростом тарифов на электроэнергию в России, на многих предприятиях рассматривается вопросы строительства собственных электростанций малой мощности. В ряде регионов разрабатываются программы строительства малых или мини ТЭЦ, в частности, как замена устаревших котельных. На новой малой ТЭЦ, коэффициент использования топлива на которой достигает 90% при полном использовании тела в производстве и для отопления, стоимость получаемой электроэнергии может быть значительно ниже стоимости электроэнергии, получаемой от энергосистемы.
При рассмотрении проектов сооружения малых ТЭС энергетики и специалисты предприятий ориентируются на показатели, достигнутые в большой энергетике. Постоянное совершенствование газовых турбин (ГТУ) для применения в большой энергетике позволило увеличить их кпд до 36% и более, а применение комбинированного парогазового цикла (ПГУ) увеличило электрический кпд ТЭС до 54 %-57%.
Однако, в малой энергетике нецелесообразно рассматривать возможности применения сложных схем комбинированных циклов ПГУ для производства электроэнергии. Кроме того, газовые турбины в сравнении с газовыми двигателями, как приводы электрогенераторов, существенно проигрывают по кпд и эксплуатационным характеристикам, особенно при малых мощностях (менее 10 МВт). Так как в нашей стране ни газовые турбины, ни газопоршневые двигатели пока не получили широкого распространения в малой стационарной энергетике, то выбор конкретного технического решения представляет существенную проблему.
Эта проблема актуальна и для большой энергетики, т.е. для энергосистем. В современных экономических условиях, при отсутствии средств на строительство крупных электростанций по устаревшим проектам, к которым можно уже отнести и отечественный проект ПГУ 325 МВт, спроектированный 5 лет назад. Энергосистемы и РАО ЕЭС России должны обратить специальное внимание на развитие малой энергетики, на объектах которой могут быть опробованы новые технологии, что позволит начать возрождение отечественных турбостроительных и машиностроительных заводов и в дальнейшем перейти на большие мощности.
В последнее десятилетие за рубежом построены крупные дизельные или газомоторные ТЭС мощностью 100-200 Мвт . Электрический кпд дизельных или газомоторных электростанций (ДТЭС) достигает 47%, что превышает показатели ГТУ (36%-37%), однако уступает показателям ПГУ (51%-57%). Электростанции ПГУ включают большую номенклатуру оборудования: газовую турбину, паровой котел-утилизатор, паровую турбину, конденсатор, систему водоподготовки (плюс еще дожимной компрессор, если сжигается природный газ низкого или среднего давления. Дизель-генераторы могут работать на тяжелом топливе, которое в 2 раза дешевле, чем газотурбинное топливо и могут работать на газе низкого давления без применения дожимных компрессоров. По оценке фирмы S.E.M.T. PIELSTICK , полные затраты в течение 15 лет на эксплуатацию дизельного энергоблока мощностью 20 МВт в 2 раза меньше, чем для газотурбинной ТЭС той же мощности при использовании жидкого топлива обеими энергоустановками.
Перспективным Российским производителем дизельных энергоблоков до 22 МВт является Брянский машиностроительный завод, который предлагает заказчикам энергоблоки с повышенным кпд до 50% для работы, как на тяжелом топливе с вязкостью до 700 сСт при 50 С и содержанием серы до 5%, так и для работы на газообразном топливе.
Вариант крупной дизельной ТЭС может оказаться предпочтительнее, чем газотурбинная энергоустановка.
В малой энергетике при мощностях агрегатов менее 10 Мвт преимущества современных дизель-генераторов проявляются еще в большей мере.
Рассмотрим три варианта ТЭС с газотурбинными установками и газопоршневыми двигателями.
Коэффициент использования топлива у первых двух вариантов электростанций (при различном электрическом кпд) за счет теплоснабжения могут достигать 80%-94%, как в случае применения газовых турбин, так и для моторного привода.
Экономичность всех вариантов электростанций зависит от надежности и экономичности прежде всего "первой ступени" -привода электрогенератора.
Энтузиасты применения малых газовых турбин агитируют за их широкое применение, отмечая более высокую удельную мощность. Например, в [ 1 ] сообщается, что Elliot Energy Systems (в 1998-1999 г.) cоздает распределительную сеть из 240 дистрибьюторов в Северной Америке с обеспечением инжиниринговой и сервисной поддержки для продажи "микро"-газовых турбин. Энергосистема заказала изготовление 45 кВт турбины, которая должна была быть готова к поставкам в августе 1998 г. Там же указывалось, что электрический кпд турбины достигает 17%, и отмечается, что надежность газовых турбин выше, чем у дизель-генераторов.
Это утверждение верно с точностью наоборот!
Если взглянуть на табл. 1. то мы увидим, что в таком широком диапазоне от сотен кВт до десятков Мвт, кпд моторного привода на 13%-17% выше. Обозначенный ресурс моторного привода фирмы "Вяртсиля" означает гарантированный ресурс до полного капитального ремонта. Ресурс новых газовых турбин, -это расчетный ресурс, подтвержденный испытаниями, но не статистикой работы в реальной эксплуатации. По многочисленным источникам ресурс газовых турбин составляет 30-60 тыс. часов с уменьшением при уменьшении мощности. Ресурс дизелей зарубежного производства составляет 40-100 тысяч часов и более.
Табл.1
Основные технические параметры приводов электрогенераторов
Г-газотурбинная энергоустановка, Д-газопоршневая генераторная установка Вяртсиля.
Д - дизель из каталога Газпрома
*Минимальная величина требуемого давления топливного газа=48 ата!!
Эксплуатационные характеристики
Электрический кпд (и мощность)
электрогенератора с приводом от газового двигателя по данным фирмы Вяртсиля при снижении нагрузки со 100% до 50% кпд меняется слабо.
КПД газового двигателем практически не изменяется до 25 оС.
Мощность газовой турбины равномерно падает от -30 оС до +30 оС.
При температурах выше 40 оС уменьшение мощности газовой турбины (от номинала) составляет 20%.
Время запуска
газового двигателя с 0 до 100% нагрузки составляет менее минуты и экстренно за 20 секунд . Для запуска газовой турбины требуется около 9 мин .
Давление подачи газа
для газовой турбины должно быть 16-20 бар.
Давление газа в сети для газового двигателя может быть 4 бар (абс) и даже 1,15 бар для двигателя 175 SG.
Капитальные затраты
на ТЭЦ мощностью около 1 Мвт, по оценке специалистов "Вяртсиля" составляют для газотурбинной $1400/ kВт и $900/кВт для газопоршневой ЭУ.
Применение комбинированного цикла
на малых ТЭЦ, путем установки дополнительно паровой турбины нецелесообразно, так как увеличивает вдвое количество тепломеханического оборудования, площадь машзала и количество обслуживающего персонала при увеличении мощности только в 1.5 раза.
При снижении мощности ПГУ с 325 Мвт до 22 Мвт по данным завода НПП "Машпроект" (Украина, г. Николаев) парадный кпд энергоустановки снижается с 51,5 %до 43,6%.
КПД дизельэнергоблока (на газовом топливе) мощностью 20-10 Мвт составляет 43,3 %. Отметим, что в летнее время на ТЭЦ с дизельным агрегатом горячее водоснабжение может обеспечиваться от системы охлаждения двигателя.
Расчеты по конкурентоспособности электростанций, базирующихся на газовых двигателях показали, что себестоимость электроэнергии на малых (1-1,5 Мвт) электростанциях составляет приблизительно 4,5 цента/ кВт.ч), а на крупных 32-40 Мвт с газовыми двигателями станциях 3,8 цента США/кВт.ч.
Согласно аналогичному методу расчета электроэнергия конденсационной АЭС стоит примерно 5,5 центов США /кВт.ч. , а угольной КЭС примерно 5,9 центов. США/кВт.ч. По сравнению с угольной КЭС станция с газовыми двигателями вырабатывает электроэнергию на 30% дешевле.
Стоимость электроэнергии, производимой микротурбинами, по другим данным оценивается в пределах от $0,06 до $0,10/ кВт.ч
Ожидаемая цена за полнокомплектный газотурбинный генератор 75 кВт (США) составляет $40,000, что соответствует удельной стоимость для более крупных (более 1000 кВт) энергоустановок. Большим преимуществом энергоблоков с газовыми турбинами являются меньшие габариты, в 3 и более раз меньший вес.
Отметим, что удельная стоимость электрогенераторных установок российского производства на базе автомобильных двигателей мощностью 50-150 КВт может оказаться в несколько раз меньше, чем упомянутые турбоблоки (США), учитывая серийность производства двигателей и меньшую стоимость материалов.
Приведем мнение датских специалистов , оценивающих свой опыт внедрения малых энергоустановок.
"Инвестиции в завершенную, построенную под ключ ТЭЦ, работающую на природном газе, мощностью 0,5-40 Мвт составляют 6,5-4,5 млн. датских крон на 1 МВт (1 крона была примерно равна 1 рублю летом 1998 г.). ТЭЦ комбинированного цикла мощностью ниже 50 Мвт достигнет электрического кпд= 40-44 %.
Эксплуатационные расходы на смазочные масла, техническое обслуживание и содержание персонала на ТЭЦ достигают 0,02 дат кроны за 1 кВт.ч, производимого на газовых турбинах. На ТЭЦ с газовыми двигателями эксплуатационные расходы составляют около 0,06 дат. крон на 1 кВт.ч. При текущих ценах на электроэнергию в Дании высокая производительность газовых двигателей более, чем компенсирует их более высокие эксплуатационные расходы.
Датские специалисты считают, что большинство ТЭЦ мощностью ниже 10 Мвт в ближайшие годы будут оснащены газовыми двигателями".
Выводы
Приведенные оценки, казалось бы, однозначно показывают преимущества моторного привода при малых мощностях энергоустановок.
Однако, в настоящее время мощность предлагаемого моторного привода российского производства на природном газе не превышает мощность 800 кВт-1500 кВт (завод РУМО, Н-Новгород и Коломенский машзавод), а турбоприводы большей мощности могут предложить несколько заводов.
Два завода в России: з-д им. Климова (С-Петербург) и Пермские Моторы готовы поставлять полнокомплектные энергоблоки мини-ТЭЦ с котлами-утилизаторами.
В случае организации регионального сервисного центра вопросы техобслуживания и ремонта малых турбин турбин могут решаться путем замены турбины на резервную за 2-4 часа и ее дальнейшим ремонтом в заводских условиях техцентра.
КПД газовых турбин в настоящее время может быть повышен на 20-30 %
путем применения энергетического впрыска пара в газовую турбину (цикл STIG или парогазовый цикл в одной турбине). Это техническое решение в предыдущие годы было проверено в полномасштабных натурных испытаниях энергетической установки "Водолей" в г. Николаеве (Украина) НПП "Машпроект" и ПО "Заря", что позволило увеличить мощность турбоагрегата с 16 до 25 Мвт а кпд был увеличен с 32,8 %до 41,8%.
Ничего не мешает перенести этот опыт на меньшие мощности и реализовать, таким образом, ПГУ в серийной поставке. В этом случае электрический кпд сравнивается с кпд дизелей, а удельная мощность возрастает настолько, что капитальные затраты могут быть на 50% ниже, чем на ТЭЦ с газомоторным приводом, что весьма привлекательно.
Данное рассмотрение проведено с целью показать: что при рассмотрении вариантов строительства электростанций в России, а тем более направлений создания программы строительства энергоустановок, необходимо рассматривать не отдельные варианты, которые могут предлагать проектные организации, а широкий перечень вопросов с учетом возможностей и интересов отечественных и региональных производителей оборудования.
Литература
1. Power Value, Vol.2, No.4, July/August 1998 , USA, Ventura, CA.
The Small Turbine Marketplace
Stan Price, Northwest Energy Efficiency Council, Seattle, Washington and Portland, Oregon
2. Новые направления энергопроизводства Финляндии
АСКО ВУОРИНЕН, доц. техн. наук, АО Вяртсила NSD Corporation, "ЭНЕРГЕТИК" -11.1997. стр.22
3. Централизованное теплоснабжение. Исследование и разработка технологии в Дании. Министерство энергетики. Управление энергетики,1993 г.
4. DIESEL POWER PLANTS. S.E.M.T. PIELSTICK. Проспект выставки POWERTEK 2000, 14-17 марта 2000 г.
5. Электростанции и электроагрегаты, рекомендованные к применению на объектах ОАО "ГАЗПРОМ". КАТАЛОГ. Москва 1999 г.
6. Дизельная электрическая станция. Проспект ОАО "Брянский машиностроительный завод". 1999г. Проспект выставки POWERTEK 2000/
7. НК-900Э Блочно-модульная теплоэлектростанция. ОАО Самарский научно-технический комплекс им. Н.Д. Кузнецова. Проспект выставки POWERTEK 2000
Газовая турбина, как тепловой двигатель, объединяет характерные особенности паровой турбины и двигателя внутреннего сгорания, в котором энергия топлива при его горении превращается непосредственно в механическую работу. Рабочим телом газовых турбин, работающих по открытому циклу, являются продукты сгорания топлива, а рабочим телом газовых турбин, работающих по закрытому циклу,- чистый воздух или газ, непрерывно циркулирующий в системе. На судах применяют газотурбинные установки (ГТУ), работающие по открытому циклу, со сгоранием топлива при постоянном давлении (р = const) и ГТУ, работающие по закрытому циклу.
В настоящее время судовые ГТУ выполняют двух типов: 1) турбокомпрессорные и 2) со свободно-поршневыми генераторами газа (СПГГ).
Схема простейшей турбокомирессорной газотурбинной установки, работающей при постоянном давлении сгорания топлива представлена на рис. 101. Компрессор 9 засасывает чистый атмосферный воздух, сжимает его до высокого давления и подает по воздухопроводу 3 в камеру сгорания 2, куда одновременно через форсунку 1 поступает топливо. Топливо, смешиваясь с воздухом, образует рабочую смесь, которая сгорает при р = const. Образовавшиеся продукты сгорания охлаждаются воздухом и направляются в проточную часть турбины. В неподвижных лопатках 4 продукты сгорания расширяются и с большой скоростью поступают на рабочие лопатки 5, где происходит преобразование кинетической энергии газового потока в механическую работу вращения вала. По патрубку 6 отработавшие газы уходят из турбины. Газовая турбина приводит во вращение компрессор 9 и через редуктор 7 гребной винт 8. Для запуска установки используется пусковой двигатель 10, который раскручивает компрессор до минимальной частоты вращения.
На этом же рисунке изображен теоретический цикл рассмотренной ГТУ в координатах р - ? и S - Т: AВ - процесс сжатия воздуха в компрессоре; ВС-сгорание топлива при постоянном давлении в камере сгорания; СД- расширение газа в турбине, ДА - отвод тепла от отработавших газов.
Для повышения экономичности работы ГТУ применяют регенеративный подогрев воздуха, поступающего в камеру сгорания, либо ступенчатое сгорание топлива в нескольких последовательных камерах сгорания, которые обслуживают отдельные турбины. Из-за конструктивной сложности ступенчатое сгорание применяют редко. С целью повышения эффективного к. п. д. установки наряду с регенерацией используют двухступенчатое сжатие воздуха, при этом между компрессорами включают промежуточный охладитель воздуха, что сокращает потребную мощность компрессора высокого давления.
На рис. 102 дана схема простейшей газотурбинной установки со сгоранием топлива при р = const и регенерацией тепла. Воздух, сжатый в компрессоре 1 , проходит через регенератор 2 в камеру сгорания 3 , где подогревается за счет тепла отработавших газов, покидающих турбину 4 со сравнительно высокой температурой. Действительный цикл этой установки показан на диаграмме S-Т (рис. 103): процесс сжатия воздуха в компрессоре 1 - 2 ; нагрев воздуха в регенераторе, сопровождаемый падением давления от р 2 до р 4 2 - 3; подвод тепла в процессе сгорания топлива 3 - 4; действительный процесс расширения газа в турбинах 4-5 ; охлаждение газов в регенераторе, сопровождаемое потерей давления р 5 -р 1 5-6; выпуск газов- отвод тепла 6-1 . Количество тепла, полученное воздухом в регенераторе, изображается площадью 2"-2-3-3", а количество тепла, отданного отходящими газами в регенераторе, площадью 6"-6-5-5". Эти площади равны между собой.
В ГТУ закрытого цикла отработавшее рабочее тело не поступает в атмосферу, а после предварительного охлаждения вновь направляется в компрессор. Следовательно, в цикле циркулирует рабочее тело, не загрязненное продуктами сгорания. Это улучшает условия работы проточных частей турбин в результате чего повышается надежность работы установки и увеличивается ее моторесурс. Продукты сгорания не смешиваются с рабочим телом и поэтому для сжигания пригодно топливо любого вида.
На рис. 104 показана принципиальная схема всережимной судовой ГТУ закрытого цикла. Воздух после предварительного охлаждения в воздухоохладителе 4 поступает в компрессор 5 , который приводится во вращение турбиной высокого давления 7 . Из компрессора воздух направляется в регенератор 3 , а затем в воздухонагреватель 6, выполняющий ту же роль, что и камера сгорания в установках открытого типа. Из воздухонагревателя рабочий воздух при температуре 700° С поступает в турбину высокого давления 7 , которая вращает компрессор, а затем в турбину низкого давления 2 , которая через редуктор 1 приводит в действие винт регулируемого шага. Пусковой электродвигатель 8 предназначен для запуска установки в работу. К недостаткам ГТУ закрытого цикла следует отнести громоздкость теплообменников.
Особый интерес представляют ГТУ закрытого цикла с ядерным реактором. В этих установках в качестве рабочего тела газовых турбин (теплоносителя) применяют гелий, азот, углекислый газ. Эти газы не активируются в ядерном реакторе. Нагретый в реакторе до высокой температуры газ непосредственно направляется на работу в газовую турбину.
Основными достоинствами газовых турбин по сравнению с паровыми являются: малые вес и габариты, так как отсутствуют котельная и конденсационная установка со вспомогательными механизмами и устройствами; быстрый пуск в ход и развитие полной мощности в течение 10-15 мин\ весьма малый расход охлаждающей воды; простота обслуживания.
Основные преимущества газовых турбин по сравнению с двигателями внутреннего сгорания являются: отсутствие кривошипно-шатунного механизма и связанных с ним инерционных сил; малые вес и габариты при больших мощностях (ГТУ по весу легче в 2- 2,5 раза и по длине короче в 1,5-2 раза, чем дизели); возможность работы на низкосортном топливе; меньшие эксплуатационные расходы. Недостатки газовых турбин следующие: небольшой срок службы при высоких температурах газа (так, при температуре газа 1173° К срок службы 500-1000 ч); меньшая, чем у дизелей, экономичность; значительная шумность при работе.
В настоящее время газовые турбины применяют в качестве главных двигателей морских транспортных судов. В отдельных случаях газовые турбины малой мощности применяют в качестве привода насосов, аварийных электрогенераторов, вспомогательных наддувочных компрессоров и др. Особый интерес представляют газовые турбины как главные двигатели для судов с подводными крыльями и судов на воздушной подушке.
Разработка новых типов ГТУ, растущие темпы спроса на газ по сравнению с другими видами топлива, масштабные планы промышленных потребителей по созданию собственных мощностей обуславливают растущий интерес к газотурбинному строительству.
Р ынок малой генерации имеет большие перспективы развития. Эксперты прогнозируют увеличение спроса на распределенную энергетику с 8% (на текущий момент) до 20% (к 2020 году). Подобная тенденция объясняется сравнительно низким тарифом на электроэнергию (в 2-3 раза ниже, чем тариф на э/энергию от централизованной сети). Кроме этого, по словам Максима Загорнова, члена генерального совета «Деловой России», президента Ассоциации малой энергетики Урала, директора группы компаний «МКС», малая генерация надежнее сетевой: в случае аварии на внешней сети снабжение электроэнергией не прекращается. Дополнительное преимущество децентрализованной энергетики - скорость ввода в эксплуатацию: 8-10 месяцев в отличие от 2-3 лет создания и присоединения сетевых линий.
Сопредседатель комитета «Деловой России» по энергетике Денис Черепанов утверждает, что за собственной генерацией будущее. По словам первого заместителя председателя комитета Государственной Думы по энергетике Сергея Есякова, в случае распределенной энергетики в цепочке «энергия - потребитель» решающим звеном является именно потребитель, а не энергетика. При собственной генерации электроэнергии потребитель заявляет необходимые мощности, комплектации и даже вид топлива, экономя, при этом, на цене киловатта полученной энергии. Кроме прочего, эксперты считают, что можно получить дополнительную экономию, если реализовать работу энергоустановки в режиме когенерации: утилизированная тепловая энергия пойдет на отопление. Тогда срок окупаемости генерирующей энергоустановки значительно снизится.
Наиболее активно развивающимся направлением распределенной энергетики является строительство газотурбинных электростанций малой мощности. Газотурбинные электростанции предназначены для эксплуатации в любых климатических условиях в качестве основного или резервного источника электроэнергии и тепла для объектов производственного и бытового назначения. Использование таких электростанций в отдаленных районах позволяет получить значительную экономию средств за счет исключения издержек на строительство и эксплуатацию протяженных линий электропередач, а в центральных районах - повысить надежность электрического и теплового снабжения как отдельных предприятий и организаций, так и территорий в целом. Рассмотрим некоторые газовые турбины и газотурбинные установки, которые предлагают для строительства газотурбинных электростанций на рынке России известные производители.
General Electric
Решения GE на основе аэропроизводных турбин отличаются высокой надежностью и подходят для применения в целом ряде отраслей: от нефтегазой промышленности до ЖКХ. В частности, в малой генерации активно используются газотурбинные установки GE семейства LM2500 мощностью от 21 до 33 МВт и КПД до 39%. LM2500 применяют в качестве механического привода и привода электрогенератора, они работают на электростанциях в простом, комбинированном цикле, режиме когенерации, морских платформах и трубопроводах.
За последние 40 лет турбины GE данной серии являются наиболее продаваемыми в своем классе. Всего в мире установлено более 2000 турбин данной модели с общей наработкой более 75 миллионов часов.
Основные характеристики турбин LM2500: легковесная и компактная конструкция для быстрого монтажа и простоты обслуживания; выход на полную мощность с момента запуска за 10 минут; высокие показатели КПД (в простом цикле), надежности и доступности в своем классе; возможность использования двухтопливных камер сгорания для дистиллята и природного газа; возможность использования в качестве топлива керосина, пропана, коксового газа, этанола и СПГ; низкий уровень выбросов NOx с использованием камер сгорания DLE или SAC; коэффициент надежности - более 99%; коэффициент готовности - более 98%; выбросы NOx - 15 ppm (модификация DLE).
Для обеспечения клиентов надежной поддержкой на всем протяжении жизненного цикла генерирующего оборудования GE открыла специализированный Центр энергетических технологий в Калуге. Он предлагает заказчикам современные решения для обслуживания, инспекции и ремонта газовых турбин. На предприятии внедрена система менеджмента качества в соответствии со стандартом ISO 9001.
Kawasaki Heavy Industries
Японская компания Kawasaki Heavy Industries, Ltd. (KHI) - многопрофильная машиностроительная компания. Важное место в ее производственной программе занимают газовые турбины.
В 1943 году Kawasaki создала первый в Японии газотурбинный двигатель и в настоящее время является одним из признанных мировых лидеров в производстве ГТУ малой и средней мощности, накопив референции по более, чем 11 000 установок.
Имея в приоритете экологичность и эффективность, компания достигла больших успехов в развитии газотурбинных технологий и активно ведет перспективные разработки, в том числе, в области новых источников энергии в качестве альтернативы ископаемому топливу.
Имея в активе хорошие наработки в криогенных технологиях, технологиях производства, хранения и транспортировки сжиженных газов, Kawasaki ведет активные исследования и ОКР в области применения водорода как топлива.
В частности, уже сейчас компания имеет опытные образцы турбин, использующих водород как добавку к метановому топливу. В перспективе ожидаются турбины, для которых, намного более калорийный и абсолютно экологически безопасный, водород заменит углеводороды.
ГТУ Kawasaki серий GPB спроектированы для работы в базовой нагрузке, включая как параллельные, так и изолированные схемы взаимодействия с сетью, при этом основу мощностного ряда составляют машины от 1,7 до 30 МВт.
В модельном ряду есть турбины, использующие для подавления вредных выбросов инжекцию пара, и применяющие доработанную инженерами компанию технологию DLE.
Электрический КПД, в зависимости от цикла генерации и мощности, соответственно, от 26,9% у GPB17 и GPB17D (турбины M1A-17 и M1A-17D) до 40,1% у GPB300D (турбина L30A). Электрическая мощность - от 1700 до 30 120 кВт; тепловая мощность - от 13 400 до 8970 кДж/кВтч; температура выхлопных газов - от 521 до 470°С; расход выхлопных газов - от 29,1 до 319,4 тыс. м3/ч; NOx (при 15% О2) - 9/15 ppm для газовых турбин M1А-17D, М7А-03D, 25 ppm - для турбины M7A-02D и 15 ppm для турбин L20A и L30A.
По эффективности ГТУ Kawasaki, каждая в своем классе, являются либо мировым лидером, либо одним из лидеров. Общая тепловая эффективность энергоблоков в когенерационных конфигурациях достигает 86-87%. Ряд ГТУ компания выпускает в двухтопливном (природный газ и жидкое топливо) исполнении с автоматическим переключением. У российских потребителей в настоящий момент наиболее востребованы три модели ГТУ - GPB17D, GPB80D и GPB180D.
Газовые турбины Kawasaki отличают: высокая надежность и большой ресурс; компактный дизайн, что особенно привлекательно при замене оборудования существующих генерирующих мощностей; удобство обслуживания за счет разрезной конструкции корпуса, съемных горелок, оптимально расположенных инспекционных отверстий и др., что упрощает осмотр и техобслуживание, в том числе силами персонала пользователя;
Экологичность и экономичность. Камеры сгорания турбин Kawasaki спроектированы с применением самых передовых методов, что позволило оптимизировать процесс горения и достичь лучших показателей эффективности турбины, а также уменьшить содержание NOx и других вредных веществ в выхлопе. Экологические показатели улучшены также за счет применения доработанной технологии сухого подавления выбросов (DLE);
Возможность использования широкого спектра топлив. Могут применяться природный газ, керосин, дизельное топливо, легкие мазуты типа «А», а также попутный нефтяной газ;
Надежное послепродажное обслуживание. Высокий уровень обслуживания, включая бесплатную систему онлайн-мониторинга (TechnoNet) с предоставлением отчетов и прогнозов, техническую поддержку силами высококвалифицированного персонала, а также замену по трейд-ин газотурбинного двигателя в ходе капитального ремонта (простой ГТУ сокращается до 2-3 недель) и т.д.
В сентябре 2011 г. Kawasaki представила новейшую систему камеры сгорания, позволившую опустить уровень выбросов NOx до менее чем 10 ppm для газотурбинного двигателя M7A-03, что даже ниже, чем требуют нынешние нормативы. Один из подходов компании к проектированию состоит в том, чтобы создавать новую технику, отвечающую не только современным, но и будущим, более жестким, требованиям к экологическим показателям.
В высокоэффективной ГТУ GPB50D класса 5 МВт с турбиной Kawasaki M5A-01D применены новейшие апробированные технологии. Высокая эффективность установки делает ее оптимальной для электро- и когенерации. Также компактный дизайн GPB50D особенно выгоден при модернизации существующих предприятий. Номинальный электрический КПД 31,9% - лучший в мире среди установок класса 5 МВт.
Турбина M1A-17D за счет применения камеры сгорания оригинальной конструкции с сухим подавлением выбросов (DLE) имеет отличные для своего класса показатели экологичности (NOx < 15 ppm) и эффективности.
Сверхнизкий показатель массы турбины (1470 кг), минимальный в классе, обусловлен широким применением композитных материалов и керамики, из которых изготовлены, например, лопатки рабочего колеса. Керамика более устойчива к работе при повышенных температурах, менее склонна к загрязнению, чем металлы. ГТУ имеет электрический КПД близкий к 27%.
В России к настоящему времени Kawasaki Heavy Industries, Ltd. в сотрудничестве с российскими компаниями реализовала ряд успешных проектов:
Мини-ТЭС «Центральная» во Владивостоке
По заказу АО «Дальневосточной энергетической управляющей компании» (АО «ДВЭУК») для ТЭС «Центральная» поставлено 5 ГТУ GPB70D (M7A-02D). Станция обеспечивает электроэнергией и теплом потребителей центральной части застройки острова Русский и кампус Дальневосточного федерального университета. ТЭС «Центральная» - первый энергообъект в России с турбинами Kawasaki.
Мини-ТЭС «Океанариум» во Владивостоке
Этот проект также осуществлен ОАО «ДВЭУК» для энергоснабжения расположенного на острове научно-образовательного комплекса «Приморский океанариум». Поставлено две ГТУ GPB70D.
ГТУ производства Kawasaki в ПАО «Газпром»
Российский партнер Kawasaki, ООО «МПП Энерготехника», на основе газовой турбины M1A-17D выпускает контейнерную электростанцию «Корвет 1,7К» для установки на открытых площадках с диапазоном температур окружающего воздуха от -60 до + 40 °С.
В рамках договора о сотрудничестве разработаны и на производственных мощностях «МПП «Энерготехника» собраны пять ЭГТЭС КОРВЕТ-1,7К. Зоны ответственности компаний в данном проекте распределялись следующим образом: Kawasaki поставляет газотурбинный двигатель M1A-17D и системы управления турбиной, Siemens AG - высоковольтный генератор. ООО «МПП «Энерготехника» производит блок-контейнер, выхлопное и воздухозаборное устройство, систему управления энергоблоком (в том числе систему возбуждения ШУВГм), электротехническое оборудование - основное и вспомогательное, комплектует все системы, осуществляет сборку и поставку комплектной электростанции, а также - реализацию АСУ ТП.
ЭГТЭС Корвет-1,7К прошла межведомственные испытания и рекомендована для применения на объектах ПАО «Газпром». Газотурбинный энергоблок разработан ООО «МПП «Энерготехника» по техническому заданию ПАО «Газпром» в рамках Программы научно-технического сотрудничества ПАО «Газпром» и Агентства природных ресурсов и энергетики Японии.
Турбина для ПГУ 10 МВт в НИУ МЭИ
Kawasaki Heavy Industries Ltd., изготовила и поставила комплектную газотурбинную установку GPB80D номинальной мощностью 7,8 MВт для Национального Исследовательского Университета «МЭИ», расположенного в Москве. ТЭЦ МЭИ является учебно-практической и, вырабатывая электричество и тепло в промышленных масштабах, обеспечивает ими сам Московский энергетический институт и поставляет их в коммунальные сети г. Москвы.
Расширение географии проектов
Компания Kawasaki, обращая внимание на преимущества развития местной энергетики в направлении распределенной генерации, предложила начать реализацию проектов с применением газотурбинных установок минимальной мощности.
Mitsubishi Hitachi Power Systems
Модельный ряд турбин Н-25 представлен в диапазоне мощности 28-41 МВт. Полный комплекс работ по производству турбины, включая НИОКР и центр удаленного мониторинга, осуществляется на заводе в г. Хитачи, Япония, компанией MHPS (Mitsubishi Hitachi Power Systems Ltd.). Ее образование приходится на февраль 2014 г. благодаря слиянию генерирующих секторов признанных лидеров машиностроения Mitsubishi Heavy Industries Ltd. и Hitachi Ltd.
Модели H-25 нашли широкое применение по всему миру для работы как в простом цикле благодаря высокому КПД (34-37%), так и в комбинированном цикле в конфигурации 1×1 и 2×1 с КПД 51-53%. Имея высокие температурные показатели выхлопных газов, ГТУ также успешно зарекомендовала себя для работы в режиме когенерации с суммарным КПД станции более 80%.
Многолетние компетенции в производстве газовых турбин широкого диапазона мощностей и продуманный дизайн одновальной индустриальной турбины отличают Н-25 высокой надежностью с коэффициентом готовности оборудования более 99%. Суммарное время наработки модели превысило 6,3 млн ч за второе полугодие 2016 г. Современная ГТУ выполнена с горизонтальным осевым разъемом, что обеспечивает удобство ее обслуживания, а также возможность замены частей горячего тракта по месту эксплуатации.
Противоточная трубчато-кольцевая камера сгорания обеспечивает стабильное горение на различных видах топлива, таких как природный газ, дизельное топливо, сжиженный нефтяной газ, уходящие топочные газы, коксовый газ и пр. Камера может быть выполнена в варианте с диффузионным режимом горения, а также сухой низкоэмиссионной предварительного смешивания газовоздушной смеси (DLN). Газотурбинный двигатель H-25 представляет собой 17-ступенчатый осевой компрессор, соединенный с трехступенчатой активной турбиной.
Примером надежной эксплуатации ГТУ Н-25 на объектах малой генерации в России является работа в составе когенерационного блока для собственных нужд завода АО «Аммоний» в г. Менделеевске, Республика Татарстан. Когенерационный блок обеспечивает производственную площадку электроэнергией 24 МВт и паром 50 т/ч (390°С / 43 кг/см3). В ноябре 2017 г. на площадке была успешно проведена первая инспекция системы сгорания турбины, подтвердившая надежную работу узлов и агрегатов машины в условиях высоких температур.
В нефтегазовом секторе ГТУ Н-25 были применены для работы площадки объединенного берегового технологического комплекса (ОБТК) Сахалин II компании «Сахалин Энерджи Инвестмент Компани, Лтд.» ОБТК расположен в 600 км к северу от Южно-Сахалинска в районе выхода на берег морского газопровода и является одним из наиболее важных объектов компании, отвечающим за подготовку газа и конденсата для последующей передачи по трубопроводу на терминал отгрузки нефти и завод по производству СПГ. В состав технологического комплекса входят четыре газовые турбины Н-25, находящиеся в промышленной эксплуатации с 2008 г. Когенерационный блок на базе ГТУ Н-25 максимально интегрирован в комплексную энергосистему ОБТК, в частности, тепло выхлопных газов турбины используется для подогрева сырой нефти для нужд нефтепереработки.
Промышленные генераторные газотурбинные установки «Сименс» (далее ГТУ) помогут справиться с трудностями динамично развивающегося рынка распределенной генерации. ГТУ единичной номинальной мощностью от 4 до 66 МВт полностью отвечают высоким требованиям в области промышленной комбинированной выработки энергии, в плане эффективности станции (до 90%), надежности эксплуатации, гибкости обслуживания и экологической безопасности, обеспечивая низкие затраты при полном сроке эксплуатации и высокую отдачу от инвестиций. Опыт компании «Сименс» в области строительства промышленных ГТУ и строительства ТЭС на их базе, насчитывает более чем 100 лет.
ГТУ «Сименс» мощностью от 4 до 66 МВт используются небольшими энергокомпаниями, независимыми производителями электроэнергии (например, промышленными предприятиями), а также в нефтегазовой отрасли. Применение технологий распределенной генерации электроэнергии с комбинированной выработкой тепловой энергии, позволяет отказаться от инвестирования в многокилометровые линии электропередач, минимизировав расстояние между источником энергии и объектом, ее потребляющим, достичь серьезной экономии средств, покрыв отопление промышленных предприятий и объектов инфраструктуры за счет утилизации тепла. Стандартная Мини-ТЭС на базе ГТУ «Сименс» может быть построена в любом месте, где есть доступ к источнику топлива, или оперативного его подвода.
SGT-300 - промышленная ГТУ с номинальной электрической мощностью 7,9 МВт (см. табл. 1), сочетает простую надежную конструкцию и новейшие технологии.
Таблица 1. Характеристики SGT-300 для механического привода и производства энергии
|
Производство энергии |
Мехпривод |
||
|---|---|---|---|
|
7,9 МВт |
8 МВт |
9 МВт |
|
|
Мощность в ИСО |
|||
|
Природный газ/жидкое топливо/двух топливная и другие топлива по запросу; Автоматическая смена топлива с главного на резервное, на любой нагрузке |
|||
|
Уд. расход тепла |
11,773 кДж/кВтч |
10,265 кДж/кВтч |
10,104 кДж/кВтч |
|
Скорость силовой турбины |
5,750 - 12,075 об/мин |
5,750 - 12,075 об/мин |
|
|
Степень сжатия |
|||
|
Расход выхлопных газов |
|||
|
Температура выхлопных газов |
542 °C (1,008 °F) |
491 °C (916 °F) |
512 °C (954 °F) |
|
NO X выбросы Газ топливо с системой DLE |
|||
1) Электрическая 2) На валу
Рис. 1. Конструкция газогенератора SGT-300
Для промышленной генерации энергии применяется одновальный вариант ГТУ SGT-300 (см. рис. 1). Она идеально подходит для комбинированного производства тепловой и электрической энергии (ТЭС). ГТУ SGT-300 является промышленной ГТУ, изначально спроектированной для генерации и обладает следующими эксплуатационными преимуществами для эксплуатирующих организаций:
Электрический КПД - 31%, что в среднем выше на 2-3% КПД ГТУ меньшей мощности, благодаря более высокому значению КПД достигается экономический эффект на экономии топливного газа;
Газогенератор укомплектован низкоэмиссионной сухой камерой сгорания по технологии DLE, что позволяет достичь уровня выбросов NOx и CO, более чем в 2,5 раза ниже установленных нормативными документами;
ГТУ имеет хорошие динамические характеристики благодаря одновальной конструкции и обеспечивает устойчивую работу генератора при колебаниях нагрузки внешней присоединенной сети;
Промышленная конструкция ГТУ обеспечивает длительный межремонтный ресурс эксплуатации и является оптимальной с точки зрения организации сервисных работ, которые проводятся на месте эксплуатации;
Существенное снижение пятна застройки, точно также, как и инвестиционных затрат, включающих приобретение общестанционного механического и электрического оборудования, его монтаж и пусконаладку, при применении решения на базе SGT-300 (рис. 2).
Рис. 2. Массогабаритные характеристики блока SGT-300
Общая наработка установленного парка SGT-300 составляет более 6 млн ч, с наработкой лидерного ГТУ 151 тыс. ч. Коэффициент готовности/доступности - 97,3%, коэффициент надежности - 98,2%.
Компания OPRA (Нидерланды) - ведущий поставщик энергетических систем на основе газовых турбин. OPRA разрабатывает, производит и продает современные газотурбинные двигатели мощностью около 2 МВт. Ключевым направлением деятельности компании является производство электроэнергии для нефтегазовой промышленности.
Надежный двигатель OPRA OP16 обеспечивает более высокую производительность при меньшей себестоимости и большем сроке службы, чем какая-либо другая турбина этого класса. Двигатель работает на нескольких видах жидкого и газобразного топлива. Существует модификация камеры сгорания с пониженным содержанием загрязняющих веществ в выхлопе. Энергоустановка OPRA OP16 1,5-2,0 МВт будет надежным помощником в суровых условиях эксплуатации.
Газовые турбины OPRA являются совершенным оборудованием для генерации электроэнергии в автономных электрических и когенерационных системах малой энергетики. Разработка конструкции турбины велась более десяти лет. Результатом стало создание простого, надежного и эффективного газотурбинного двигателя, включая модель с низкими выбросами вредных веществ.
Отличительной особенностью технологии преобразования химической энергии в электрическую в OP16 является запатентованная система управления подготовкой и подачей топливной смеси COFAR, которая обеспечивает режимы горения с минимальным образованием окислов азота и углерода, а также минимум несгоревших остатков топлива. Оригинальной является также запатентованная геометрия радиальной турбины и в целом консольная конструкция сменяемого картриджа, включающего вал, подшипники, центробежный компрессор и турбину.
Специалистами компаний «ОПРА» и «МЭС Инжиниринг» разработана концепция создания уникального единого технического комплекса мусоропереработки. Из 55-60 млн т всех ТБО, образующихся в России за год, пятая часть - 11,7 млн т - приходится на столичный регион (3,8 млн т - Московская область, 7,9 млн т - Москва). При этом за МКАД из Москвы вывозится 6,6 млн т бытовых отходов. Таким образом, в Подмосковье оседает более 10 млн т мусора. С 2013 г. в Московской области из 39 мусорных полигонов закрыты 22. Заменить их должны 13 мусоросортировочных комплексов, которые будут введены в 2018-2019 гг., а также четыре мусоросжигательных завода. Такая же ситуация происходит и в большинстве других регионов. Однако, не всегда строительство крупных мусороперерабатывающих заводов является выгодным, поэтому проблема мусоропереработки очень актуальна.
Разработанная концепция единого технического комплекса объединяет полностью радиальные установки ОПРА, обладающие высокой надежностью и эффективностью, с системой газификации/пиролиза компании «МЭС», которая позволяет обеспечить эффективное превращение различных видов отходов (включая ТБО, нефтешламы, загрязненную землю, биологические и медицинские отходы, отходы деревообработки, шпалы и т.д.) в отличное топливо для выработки тепла и электроэнергии. В результате продолжительного сотрудничества спроектирован и находится в стадии реализации стандартизированный комплекс переработки отходов производительностью 48 т/сут. (рис. 3).
Рис. 3. Общая планировка стандартного комплекса переработки отходов мощностью 48 т/сут.
В состав комплекса включается установка газификации МЭС с площадкой хранения отходов, две ГТУ ОПРА суммарной электрической мощностью 3,7 МВт и тепловой мощностью 9 МВт, а также различные вспомогательные и защитные системы.
Реализация подобного комплекса позволяет на площади 2 га получить возможность для автономного энерго- и теплоснабжения различных производственных и коммунальных объектов, решив при этом вопрос утилизации различных видов бытовых отходов.
Отличия разработанного комплекса от существующих технологий вытекают из уникального сочетания предлагаемых технологий. Малые (2 т/ч) объемы потребляемых отходов, наряду с малой требуемой площадью участка позволяют размещать данный комплекс непосредственно вблизи от небольших поселений, промышленных предприятий и т.п., значительно сэкономив средства на постоянную перевозку отходов к местам их утилизации. Полная автономность комплекса позволяет развернуть его практически в любой точке. Использование разработанного типового проекта, модульных конструкций и максимальная степень заводской готовности оборудования дает возможность максимально сократить сроки строительства до 1-1,5 лет. Применение новых технологий обеспечивает высочайшую экологичность комплекса. Установка газификации «МЭС» вырабатывает одновременно газовую и жидкую фракции топлива, а за счет двухтопливности ГТУ ОПРА они применяются одновременно, что повышает топливную гибкость и надежность энергоснабжения. Низкая требовательность ГТУ ОПРА к качеству топлива повышает надежность всей системы. Установка МЭС позволяет использовать отходы с влажностью до 85%, следовательно, не требуется сушка отходов, что повышает КПД всего комплекса. Высокая температура выхлопных газов ГТУ ОПРА позволяет обеспечивать надежное теплоснабжение горячей водой или паром (до 11 тонн пара в час при 12 бар). Проект является типовым и масштабируемым, что позволяет обеспечить утилизацию любого количества отходов.
Проведенные расчеты показывают, что стоимость выработки электроэнергии будет составлять от 0,01 до 0,03 евро за 1 кВтч, что показывает высокую экономическую эффективность проекта. Таким образом, компания «ОПРА» в очередной раз подтвердила свою направленность на расширение линейки применяемого топлива и повышение топливной гибкости, а также ориентацию на максимальное применение «зеленых» технологий в своем развитии.