Электростанции газотурбинные малой мощности: Газотурбинные

Газотурбинные

Принятая аббревиатура	ГПА	МТУ	ГТУ
Мощность единичного агрегата	50 кВт–4 МВт	30 кВт –250 кВт	2,5 МВт–25 МВт
Тип генератора электроэнергии	Машинный, на валу ДВС	Электронный инвертор	Машинный, на валу редуктора
Напряжение на выходе генератора	0,4 кВ; 6 кВ; 10 кВ	0,4 кВ	6 кВ; 10 кВ
Рабочий диапазон нагрузок	50–100 %	0–100 %	5–100 %
Электрический КПД	34–43 %	28–33 %	25–35 %
Приемистость к резким изменениям электрической нагрузки	Низкая	Высокая, за счет наличия аккумуляторов	Низкая
Совокупный КПД в режиме когенерации	до 92 %	до 87 %	до 85 %
Требуемое давление газового топлива	50 мбар (низкое)	5,5 бар (высокое)	12 бар и выше (высокое)
Возможность работы на низкосортном или нестабильном по составу топливе		(с ограничениями)	(с жесткими ограничениями)
Токсичность выхлопных газов, относительная	Высокая	Низкая	Средняя
Ресурс до капитального ремонта	45 000–55 000 моточасов	45 000–60 000 моточасов	30 000 моточасов
Срок службы заявленный	100 000 моточасов	180 000 моточасов	100 000 моточасов
Уровень вибраций агрегата	Высокий	Низкий	Высокий
Межсервисный интервал	2 000 часов	8 000 часов	2 000 часов
Уровень шума агрегата	Высокий	Низкий	Высокий
Удельный вес (тонн на кВт мощности)	Высокий	Низкий	Низкий
Возможность применения на крыше или внутри общественных и производственных зданий
Возможность применения в условиях плотной городской застройки
Удельная стоимость (Руб на кВт мощности), относительная	Низкая	Высокая	Средняя
Главные достоинства	Наименьшая удельная стоимость	Универсальность в отношении нагрузки и топлива	Наивысшая удельная мощность на единицу занимаемой площади
Главные недостатки	Ограничения по диапазону и скорости изменения нагрузки	Наибольшая удельная стоимость	Невозможность использования в городских кварталах

4. 4.2. Стационарные малые электростанции — Энергетика: история, настоящее и будущее

4.4.2. Стационарные малые электростанции

Стационарные малые электростанции

Стационарные МЭС на дизельных и бензиновых двигателях-генераторах широко применялись для электроснабжения малых населенных пунктов СССР в довоенные и первые послевоенные годы.

В последующие годы стационарные МЭС на жидком топливе применялись в качестве аварийно-резервных источников электроснабжения ответственных объектов (атомные электростанции, объекты гражданской обороны, Министерства обороны и др.), а также в качестве автономных источников электропитания отдельных объектов, удаленных от сетей централизованного электроснабжения.

Автоматизированные аварийно-резервные электростанции

В последние годы в связи с широким распространением компьютерной техники, электронных систем охранной сигнализации, робототехники, предъявляющих повышенные требования к надежности электроснабжения, востребованность МЭС как аварийнорезервных источников электроснабжения существенно возросла. Сегодня малые электростанции широко применяют в составе источников бесперебойного электропитания банков, торговых предприятий, офисов, административных и гражданских зданий.

Рис. 4.34. Газотурбинный энергопоезд мощностью 4 МВт на базе газовых турбин ГП НПКГ «Зоря»–«Машпроект»

Такие электростанции автоматически включаются в работу при потере напряжения внешней сети, осуществляют автономное электроснабжение объектов в течение определенного расчетного периода времени, автоматически отключаются при возобновлении внешнего электроснабжения.

Автоматизированные блочно-модульные аварийно-резервные электростанции мощностью от 315 до 630 кВт на базе быстроходных дизелей с 1958 года выпускает ОАО «Звезда», Санкт-Петербург (рис. 4.35). Основные технические характеристики типичной автоматизированной дизель-электростанции ОАО «Звезда» типа АС-500АМС-18: номинальная мощность 500 кВт, удельный расход топлива (по ISO 3046/I-99) – 212+10г/кВт·ч, время пуска с приемом 100%-ной нагрузки – 5 с.

Электростанция размещается в стандартном контейнере.

Рис. 4.35. Автоматизированные дизель-электростанции ОАО «Звезда»

Рис.4.36. Паровинтовая редукционная установка ООО «Ютронь»

К наиболее известным мировым производителям газопоршневых электростанций на жидком и газообразном топливе мощностью 7 кВт–10 МВт, предназначенных для работы в режимах постоянного и аварийно-резервного электроснабжения, относятся такие фирмы, как SDMO (Франция), «Jenbacher» (Австрия), «Wilson» (Велокобритания), «Buderus», «DEUTZ» , «Viessmann», «Bosch Thermotechnik», MAN B&W (Германия), «Вяртсила» (Финляндия), CAT, «Waukesha Engine Division» (США) и др.

Малые электростанции постоянного действия

Большое распространение в мире нашли теплофикационные паротурбогенераторные установки электрической мощностью 4–12 МВт на давление пара 3,5 МПа, широко применяемые на промышленных и коммунальных ТЭЦ с 50-х годов прошлого столетия.

В последние годы во всем мире устойчиво расширяется также сфера применения теплофикационных электростанций малой мощности на базе редукционных паротурбинных установок, теплофикационных установок на основе газотурбинных, парогазовых и газопоршневых установок.

Редукционные паротурбинные установки

Номинальное рабочее давление пара промышленных котлов, многие из которых предназначены для отпуска пара давлением 0,12–0,5 МПа, составляет от 1,3 до 4 МПа, исходя из соображений обеспечения минимальной металлоемкости. Для уменьшения рабочего давления пара до давления отпуска потребителям традиционно применяют редукционно-охладительные установки (РОУ), работа которых сопряжена с существенными термодинамическими потерями.

В последние годы многими предприятиями СНГ освоен выпуск теплофикационных паротурбинных агрегатов на давление пара 1,3–2,4 МПа единичной мощностью 0,15–4 МВт, позволяющих частично устранить термодинамические потери дросселирования и получить электрическую энергию, достаточную для покрытия собственных нужд котельных.

ООО «Ютронь» (г. Смоленск, Россия) налажен выпуск паровинтовых блочно-модульных электростанций единичной мощностью 0,15–1 МВт, рассчитанных на установку в паровых котельных давлением 1,3 МПа (рис. 4.36). Турбины могут изготавливаться как с промежуточным отбором пара, так и без него и использоваться при начальном давлении до 2,4 МПа и температуре 300°С с увеличением мощности на 25%.

Серийно выпускают блочно-модульные паротурбинные редукционные установки для промышленных котельных единичной мощностью 0,5–4 МВт на базе конденсационных паровых турбин и турбин с противодавлением с теплофикационным отбором пара ОАО «Калужский турбинный завод», г. Калуга, Россия (рис.4.37), ОАО «Турбоатом», г. Харьков, Украина, ОАО «Пролетарский завод», г. СанктПетербург, Россия (рис. 4.38).

Блочно-модульный турбогенератор включает в себя паровую турбину, редуктор, электрогенератор, систему регулирования и автоматики, масляную систему, силовую раму. Сравнительно малые габариты позволяют устанавливать его на небольших площадках и низком фундаменте, при этом легко могут быть использованы свободные площади в котельной. Наиболее подходящими типами котлов для таких электростанций являются котлы типов ДКВР и ДЕ производительностью от 5 до 30 т/ч. Мощность, вырабатываемая на базе редуцируемого давления пара, тем больше, чем ниже давление пара после турбоагрегата.

Рис. 4.37. Блочный паротурбогенератор Калужского турбинного завода

Рис. 4.38. Блочный паротурбогенератор ПТГ-1,1 ОАО «Пролетарский завод»

Газотурбинные и парогазовые электростанции малой мощности

Стационарные газотурбинные электростанции малой мощности изготавливают многие предприятия СНГ. Разнообразные типоразмерные ряды газотурбинных электростанций различных типов разработаны, в частности, предприятием «Зоря»–«Машпроект». На базе стандартного ряда судовых газотурбинных двигателей здесь освоен выпуск когенерационных, газопаровых и парогазовых электростанций электрической мощностью от 2,75 до 45,8 МВт (см. подразделы 3.8, 4.3).

Рис. 4.39. Газопоршневая мини-ТЭЦ электрической мощностью 800 кВт ОАО «ВДМ»

Газотурбинные электростанции в России выпускают предприятия «Авиадвигатель» и ОАО «Пермский моторный завод», разработавших 4 типоразмерных ряда энергетических ГТУ 2,65–25 МВт с к. п.д. соответственно 21,8–39%. Типоразмерный ряд ГТУ мощностью 0,66–16 МВт с к.п.д. 27–32% разработан ОАО «Рыбинские моторы». Перспективные разработки ГТУ электростанций проводят НПО «Люлька-Сатурн» (г. Москва), «Самарское КБ машиностроения» и ОАО «Моторостроитель», ОАО «Пролетарский завод» (Санкт-Петербург), «Мотор» (г. Уфа) и др.

Малые электростанции на основе двигателей внутреннего сгорания

Стационарные дизель-генераторные установки, работающие на жидком топливе, выпускаются многочисленными предприятиями России и Украины, представляющими широкую номенклатуру дизельных электростанций, пригодных для использования в качестве автономного источника электрической и тепловой энергии в условиях отсутствия централизованного электроснабженния и газоснабжения. В последние годы многие из них перешли на выпуск газовых когенерационных электростанций.

Рис. 4.40. Газопоршневая мини-ТЭЦ электрической мощностью 500 кВт ОАО «Первомайскдизельмаш»

Таблица 4.4 Основные характеристики когенерационных электростанций на базе ДВС

Тип установки	Электрическая мощность, кВт	Тепловая мощность, кВт	Электрический к. п.д., %
ДвГА-500 ОАО «Первомайскдизельмаш»	500	800	30,9
TBG616V16K «DEUTZ», Германия	678	857	37,7
JMS 312 GS-N.L. «Jenbacher Energie AG», Австрия	580	789	37,7
JMS 312 GS-N.L. «Jenbacher Energie AG», Австрия	143	206	36

Газопоршневые двигатели на природном газе с утилизацией тепла выхлопных газов, тепла охлаждения цилиндров, маслосистемы и турбонагнетателя выпускаются ОАО «Первомайскдизельмаш», (г. Первомайск, Украина), ОАО «Волжский дизель им. Маминых» (г.Балаково, Россия), ОАО «БМЗ» (г.Брянск, Россия). ОАО «Первомайскдизельмаш» освоил выпуск когенерационных блочно-модульных газопоршневых электростанций мощностью 500 и 630 кВт, а ОАО «Волжский дизель им. Маминых» (ОАО «ВДМ» ) выпускает газопоршневые мини-ТЭЦ мощностью 500, 630 и 800 кВт (рис. 4.39, 4.40).

По показателям эффективности, уровню автоматизации и эксплуатационным характеристикам отечественные установки несколько уступают изделиям ведущих мировых производителей (табл.4.4).

В последние годы моторостроительные заводы СНГ осушествляют лицензионный выпуск мини-ТЭЦ ведущих мировых производителей данной техники. В частности, ОАО «ВДМ» приступило к выпуску электростанций на базе двигателей «Jenbacher» (Австрия) и «Waukesha» (США), ОАО «БМЗ» – к выпуску мини-ТЭЦ на базе двигателей фирм MAN (Германия) и «Вяртсиля» (Финляндия), ОАО «Первомайскдизельмаш» – к производству мини-ТЭЦ мощностью 57 кВт–6 МВт фирмы MAN.

Рис. 4.41. Газовая электростанция фирмы «Jenbacher»

Наибольшее практическое применение в Украине нашли когенерационные электростанции фирмы «Jenbacher».

Газовые электростанции «Jenbacher» мощностью от 250 кВт до 3 МВт (рис. 4.41) характеризуются не только высоким электрическим к.п.д. (до 39%) и коэффициентом использования теплоты (85–90%), но и возможностью работы на широком спектре видов газообразного топлива (природный газ, пропан, факельный газ, метан сточных вод, биогаз, метан мусорных свалок, шахтный метан, коксовый газ, попутный газ, генераторные газы), что определяет их широкое применение в нефте-, газо-, угледобывающих компаниях, на нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводах, в металлургической промышленности, на животноводческих комплексах и др. Среди наиболее известных реализованных проектов на базе таких установок следует отметить мини-ТЭЦ на шахтном метане, установленную на электростанции шахты им. Засядько (Украина) проектной электрической мощностью 36 МВт и тепловой – 35 Гкал/ч.

Энергия пермских турбин — Энергетика и промышленность России — № 14 (106) июль 2008 года — WWW.EPRUSSIA.RU

Газета «Энергетика и промышленность России» | № 14 (106) июль 2008 года

Ее участниками стали более полутора тысяч российских и зарубежных компаний из сорока стран мира – России, Казахстана, Белоруссии, Австрии, Мексики, Великобритании, Канады, Японии, Швеции и других. В рамках национальных экспозиций были представлены компании Германии, Норвегии, Финляндии, Франции, Чехии, Китая. Российскую нефтегазовую отрасль представляли «Газпром», «Роснефть», «Транснефть», другие компании.

«Земные дела» пермских моторостроителей

Принимал участие в выставке «Нефтегаз-2008» и Пермский моторостроительный комплекс, представивший здесь макеты газотурбинной установки ГТУ-6П, газотурбинных электростанций ГТЭС-16, ГТЭС «Урал-4000», ГТЭС «Урал-6000».

Разработку газовых турбин промышленного назначения Пермский моторостроительный комплекс начал осваивать в начале 1990‑х годов. Сегодня он является серийным производителем семейства газовых турбин мощностью 2,5; 4; 6; 12; 16 и 25 МВт.

В различные регионы России поставлено уже более 470 пермских газотурбинных установок (ГТУ) и электростанций. Основными заказчиками пермских ГТУ являются ОАО «Газпром», независимые производители газа (ОАО «Новатек», ОАО «Нортгаз»), нефтяные компании (ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», ОАО «Сургутнефтегаз», ООО «РН-Юганскнефтегаз»), предприятия сферы ЖКХ, территориальные генерирующие компании (ОАО «ТГК-9»), промышленные предприятия (ЗАО «Сибур-Химпром», ОАО «Сильвинит» и другие.)

Как сказал во время презентации на выставке генеральный конструктор ОАО «Авиадвигатель»
Александр Иноземцев, все началось в 1994 году, когда для «Газпрома» была поставлена первая газовая турбина. Сегодня суммарная наработка пермских газотурбинных установок составила более 6 миллионов часов.

Семейство машин малой мощности представляют газовые турбины мощностью от 2,5 до 6 МВт, созданные на базе авиационного двигателя Д-30. Основная его особенность – высочайшая надежность, высокий ресурс и низкая стоимость затрат на эксплуатацию. Самое главное то, что все установки имеют экологические сертификаты, продолжает А. Иноземцев:
– Надо сказать, для газовых турбин самое больное место – выбросы окислов азота, которые истончают озоновый слой земли. Поэтому стоит задача создать машины с минимальным выбросом окислов азота. Наличие экологических сертификатов говорит о том, что нам это удалось.

Что касается семейства более мощных машин – от 12 до 30 МВт с моделированием до 180 – они созданы на базе современного авиационного двигателя ПС-90А. Главное достоинство этих машин – очень высокий КПД.

«Лего» для энергетиков

По словам А. Иноземцева, «мы создали такие конструкции, которые могут собираться практически как «Лего»: они легко и просто монтируются, подгоняются на производстве. Это главное наше достоинство: от момента отгрузки клиенту до запуска конструкции проходит минимальное количество времени. Потому что не требуется подгонки, сварки, резки и прочего. На нашем языке это называется «высокая степень заводской готовности».

Совместно с Pratt & Whitney пермяками создается 16 МВт-ная машина. Ее монтаж в ближайшее время завершается в Перми на одной из ТЭЦ. Кроме того, есть еще несколько контрактов. Еще одно направление – создание ГТУ мощностью 25 МВт. Это наиболее мощная машина, созданная на базе ПС-90А по заказу «Газпрома». В настоящее время такая электростанция монтируется в Уфе. Сегодня в Перми построен стенд, на котором испытываются уже собранные электростанции. И такие стенды, которые позволяют собрать, подключить, испытать машины, имеют лишь несколько фирм в мире.

Газотурбинные установки и электростанции, созданные в Пермском моторостроительном комплексе, приобретают не только предприятия нефтегазового комплекса. Они используются также и в жилищно-коммунальном хозяйстве. К примеру, в Москве, на знаменитой Рублевке, запускается электростанция мощностью 18 МВт.

Один из известных проектов – поставка трех электростанций мощностью 4 МВт на Сахалин-2. Более того, они начали свое победное шествие и за рубежом – в Италии. Также планируется широкое освоение рынка Восточной Европы – Венгрии, Болгарии, Сербии, Хорватии, Румынии. Заключен договор на поставку двух электростанций мощностью 25 МВт для Болгарии. Заканчиваются переговоры о строительстве двух электростанций в Венгрии – для обеспечения энергией нового бумажного комбината. Есть и другие соглашения, о которых пока говорить еще рано. Естественно, данные проекты нужно не просто запустить – необходимо обеспечить их эксплуатацию, техническую поддержку, сервис на высоком европейском уровне.

Перспективные проекты

– Наши возможности сегодня таковы, что одновременно мы можем вести монтаж установок на девяти объектах. Любому клиенту способны оказывать широкий диапазон услуг – от инжиниринговых до строительства «под ключ».

Следующее направление деятельности – поставка газотурбинных установок для перекачки газа. Это направление развивается прежде всего благодаря «Газпрому», и не только. В серийное производство на базе двигателя ПС-90А запущены ГТУ мощностью от 10 до 25 МВт. Наиболее популярная и массовая продукция, с высоким КПД, – ГТУ-16. Основной потребитель – «Газпром».

И наконец, апофеозом сотрудничества пермских моторостроителей с «Газпромом» можно назвать ГТУ-25. По словам Иноземцева, у этой машины большое будущее и серьезные перспективы. Впрочем, «Газпрому» требуются уже более мощные установки. И сейчас подписано соглашение о создании ГТУ мощностью 34 МВт с развитием до 40 МВт. Основой для них станет двигатель, созданный в свое время для истребителей МиГ-31.

Еще одно направление – создание мобильных компрессорных станций, также по заказу «Газпрома». Их назначение – откачка из аварийного газопровода остатков газа, чтобы можно было произвести ремонтные работы.

А. Иноземцев также заострил внимание журналистов на том, что в Перми сегодня создается семейство двигателей поколения, которые начиная с 2015‑2016 годов будут использоваться на пассажирских и транспортных самолетах и которые будут успешно конкурировать с «Боингами». В создании двигателей принимают участие не только пермяки – все предприятия, входящие в двигателестроительную корпорацию. На базе этого двигателя будут создаваться газовые турбины, которые, кроме компактности и экономичности, будут отличаться и очень высоким КПД.

Как показала прошедшая выставка «Нефтегаз-2008», да и предыдущие выставки тоже, продукция Пермского моторостроительного комплекса вызывает неизменный интерес посетителей и потенциальных партнеров. И это не случайно – пермские моторостроители создают высокотехнологичную, качественную, востребованную на нефтегазовом рынке технику.

МНЕНИЯ

Юрий Чистов, главный инженер Ивановского филиала ОАО «ТГК-6» (эксплуатируется две ГТЭС «Урал-6000» номинальной мощностью 6 МВт, Иваново):
– Мы уже четыре года работаем с продукцией пермских моторостроителей (у нас стоят их «шестерки»), и сложностей в нашем сотрудничестве нет – все решается четко, оперативно. С пермяками приятно работать: это технически очень грамотные специалисты, у них круглосуточная служба поддержки. По первому звонку приезжали ремонтные бригады, выявляют причины, если нужно – заменяют что‑то, ремонтируют… У них очень правильный и профессиональный подход к делу. Благодаря этому подходу и качеству самой продукции мы безболезненно проходили периоды опытно-промышленной эксплуатации, без особых вопросов ведем рабочую эксплуатацию техники. Я бы оценил пермских двигателестроителей прежде всего как добросовестных партнеров.

Игорь Афанасьев, начальник Службы перспективного развития и инвестиций ОАО «Башкирэнерго» (эксплуатируется ГТЭС «Урал-2500Р» в поселке Шигили и две ГТЭС «Урал-4000» в городе Агидель, Башкирия):
– У башкирских энергетиков с Пермским моторостроительным комплексом установились хорошие деловые отношения. Их газотурбинные установки удовлетворяют нас как по надежности, так и по сервису. Нам импонирует, с какой оперативностью пермские изготовители реагируют на наши пожелания, устраняют замечания. На пермском предприятии сложилась очень хорошая, высококвалифицированная команда. Важной особенностью работы «Пермских моторов» я считаю тот факт, что, прежде чем предлагать свои турбины энергетикам, они тщательно отработали эти технологии. Все «детские болезни» были выявлены заранее и устранены. Нас полностью устраивает сотрудничество с «Пермскими моторами» и их продукция.

Владимир Ваулин, главный инженер ОАО «Сильвинит» (эксплуатируется две ГТЭС «Урал-6000» номинальной мощностью 6 МВт в составе ГТУ-ТЭЦ, Соликамск):
– В нашей практике были случаи, когда из‑за аварийных ситуаций во внешней энергосистеме подразделения нашего предприятия оказывались обесточенными. Поэтому было принято решение о реализации инвестиционного проекта под названием «Собственная генерация». В рамках этого проекта ОАО «Сильвинит» запустило собственную электростанцию, оснащенную двумя газотурбинными установками производства Пермского моторостроительного комплекса. Почему выбрали местного производителя оборудования? Когда мы узнали, что «Пермские моторы» производят турбины энергетического назначения, мы, конечно, поинтересовались, что это такое и как эта техника работает, побывали на предприятиях, на которых были запущены эти станции. Оказалось, что ОАО «Авиадвигатель» может обеспечить строительство объекта в короткие сроки и дешевле, чем зарубежные производители оборудования. Для сравнения: наши коллеги с другого промышленного предприятия, ориентированные на «Siemens», занимаются строительством своей ТЭС более 4 лет, мы уложились за два года.

В общем, при выборе оборудования для электростанции на соликамском предприятии сделали ставку на отечественного производителя. Из множества предложений были выбраны газотурбинные установки пермского производства. Значительную роль в этом сыграло соотношение цена – качество: оборудование в полтора раза дешевле зарубежных аналогов, а качество соответствует мировым стандартам. Плюс территориальная близость, и, соответственно, сокращается время и стоимость последующего обслуживания. Кроме того, специалисты «Пермских моторов» провели обследование, составили технико-экономическое обоснование…

Генератор для энергетического комплекса «Сильвинит» приобрел у лысьвенского «Привода», а котлы-утилизаторы – в Подольске. Единственным исключением стала автоматика, которой оснащена электростанция: она скомплектована на элементной базе фирмы «Siemens». Собственные энергетические мощности необходимы прежде всего для повышения надежности энергоснабжения, а также для снижения затрат на закупку электроэнергии. Запуск электростанции стал важным этапом реализации нашей стратегии повышения эффективности всей энергетической системы предприятия. Так, на «Сильвините» с вводом в эксплуатацию собственной электростанции будет обеспечено 60 процентов потребностей Первого рудоуправления (СКРУ-1) по электрической энергии (они составляют186‑190 кВт -ч в год) и 100 процентов в тепловой энергии. При загрузке в базовом режиме, когда вырабатываемый пар идет в технологию, мы будем вырабатывать 107 миллионов кВт - ч в год. От принятия решения до реализации проекта прошло два года. Это очень хороший результат по нынешним меркам.

СПРАВКА

Пермские моторостроители обеспечивают энергией крупные предприятия промышленности и ЖКХ. Газотурбинные электростанции (ГТЭС) – одно из перспективных направлений бизнеса Пермского моторостроительного комплекса. ГТЭС единичной мощностью от 2,5 до 25 МВт предназначены для производства и обеспечения электроэнергией промышленных и бытовых потребителей.

По состоянию на 1 июня 2008 года на различных объектах в России и за рубежом эксплуатируется около 190 пермских газотурбинных электростанций.

Сегодня ПМК ведет работу по вводу в эксплуатацию ГТЭС различных мощностей на объектах ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», ОАО «Газпром», ОАО «ТГК-9» и др.

Один из объектов – газотурбинная электростанция ГТЭС-16ПА единичной мощностью 16 МВт для ОАО «Территориальная генерирующая компания № 9». Электростанция поставлена в рамках реконструкции ТЭЦ-13, которая осуществляет централизованное теплоснабжение микрорайона Гайва г. Перми. Сегодня работы на этом объекте по монтажу завершены.

Продолжаются работы и по монтажу газотурбинных установок в рамках проекта «Сахалин-2». Сегодня отгружены все три газотурбинные электростанции ГТЭС «Урал-4000» единичной мощностью 4 МВт. По одной из ГТЭС монтаж уже закончен, по двум оставшимся завершение монтажа ожидается до конца 2008 года.

Завершаются работы по вводу в эксплуатацию шести газотурбинных установок ГТУ-12ПГ-2 в составе энергоблоков ЭГЭС-12С на Вать-Еганском нефтяном месторождении ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» (район г. Когалым, Ханты-Мансийский АО). Введенная в эксплуатацию электростанция станет самым крупным объектом собственной генерации ЛУКОЙЛа.

Сегодня Пермский моторостроительный комплекс формирует портфель заказов на ГТУ на 2009 год. Заказчиками выступают ОАО «Газпром», нефтяные и промышленные компании, предприятия сферы ЖКХ.

Газовая сверхдержава не умеет строить газовые электростанции

Строящиеся в Крыму энергоблоки остаются без турбин

Сроки ввода Севастопольской ТЭС, вероятно, откладываются. Фото с сайта www.sevastopol. gov.ru

Россия не способна самостоятельно производить современные газовые турбины большой мощности. Создавать собственную технологию власти не захотели. А попытка импорта технологий через совместные предприятия себя не оправдала. Об этом говорит опыт строительства крымских электростанций, для которых сейчас нет газовых турбин из-за действующих антироссийских санкций. В российском правительстве уже признали, что запуск крымских электростанций откладывается.

Пока российский Крым потребляет электроэнергии на две трети больше, чем производит самостоятельно. Несмотря на действующий энергомост, проблема дефицита электроэнергии сохраняется. Решить ее предполагалось с помощью строительства новых электростанций. Однако их перспективы до сих пор остаются неясными. Причина в том, что производить современные газовые турбины в России не умеют. А привезти иностранные невозможно из-за антироссийских санкций.

По итогам первого квартала потребление электроэнергии в крымской энергосистеме составило 2,1 млрд кВт-ч. Электростанции полуострова за тот же период выработали всего 714,4 млн кВт-ч. Разница мощностей компенсировалась за счет перетока электроэнергии с Кубани. В итоге за три месяца 2017 года суммарный переток электроэнергии в энергосистему Крыма и Севастополя составил 1,4 млрд кВт-ч.

Госпрограмма предполагает строительство двух электростанций. Севастопольская ПГУ-ТЭС строится в Балаклавском районе Севастополя. Первая очередь – парогазовая установка мощностью 235 МВт – должна заработать к сентябрю 2017 года. Второй энергоблок той же мощности планировалось запустить в марте 2018-го. Близ Симферополя строится Симферопольская ПГУ-ТЭС, ее мощность и сроки ввода совпадают с мощностью и сроками запуска станции в Севастополе.

Однако сегодня уже понятно, что заявленные планы реализованы не будут. В среду, выступая на правительственном часе в Совете Федерации (СФ), глава Минэнерго Александр Новак признал, что запуск электростанций задерживается «на несколько месяцев». Заметим, в марте министр уже подтверждал возможность переноса строительства. «Сейчас есть сдвижка вправо. На несколько месяцев, я думаю», – признавал он.

Очевидно, «сдвижку вправо» можно объяснить проблемами, с которыми столкнулись власти в попытке поставить в Крым необходимое для запуска электростанций оборудование. А именно газовых турбин высокой мощности. Как считается, единственный завод в России, выпускающий необходимые турбины, – совместное предприятие немецкого Siemens и российских «Силовых машин», в котором доля немецкого акционера составляет 65%. К слову, совместное предприятие существует с 2011 года, а завод по производству и сервису газовых турбин был введен в 2015 году.

Siemens из-за действия антироссийских санкций отказывается от поставок газовых турбин в Крым. Так, санкции ЕС запрещают европейским частным лицам и компаниям предоставлять энергетические технологии и оборудование в Крым, который был присоединен к России в 2014 году.

И как сообщают в правительстве, работа по поискам необходимого оборудования продолжается. «Работа идет, несмотря на проблемы с поставками оборудования от западной компании. Идет работа по покупке другого оборудования», – рассказал Новак в СФ. «Мы рассматриваем разные варианты. Оборудование третьих стран. В том числе российское оборудование… А также то оборудование, которое находится на территории РФ, которое было завезено еще до принятия соответствующих ограничений», – пояснил он.

Отметим, ранее обсуждалось несколько схем, по которым необходимые газовые турбины могли бы попасть в Крым. Так, ранее отвечающий за строительство электростанций на полуострове «Технопромэкспорт» приобрел у совместного предприятия Siemens и «Силовых машин» четыре турбины по 187 МВт каждая. В СМИ тогда не исключали, что искомое оборудование в итоге может быть поставлено в Крым. Однако Siemens и «Технопромэкспорт» такую возможность отрицали, подчеркивая, что турбины предназначены для строительства электростанции на Таманском полуострове. 

Под «оборудованием третьих стран», о которых говорит Новак, возможно, следует понимать закупки газовых турбин у Ирана. По крайней мере ранее РФ не исключала такого варианта. В феврале со стороны российского подрядчика звучали заверения в том, что «к концу года турбины будут установлены». При этом сама же РФ участвует в запуске новой электростанции «Сирик» в Иране, строительство которой стартовало тогда же, в феврале.

Правда, источники агентства Reuters сомневались, что турбины из Ирана могут быть поставлены раньше 2018 года. «Контракт на поставку газовой турбины с Ираном должен быть подписан в ближайшее время, хотя Москва и Тегеран до сих пор не договорились о цене», – сообщало СМИ.

Возникает вопрос: а как так получается, что Иран потенциально может отправить РФ необходимое оборудование, в то время как сама Россия, участвуя в строительстве электростанций за рубежом, для своих внутренних нужд разработать нужные газовые турбины не в состоянии? Что касается Ирана, то ответ довольно прост: не исключено, что в РФ в итоге могут поставлять иранские турбины компании Mapna, произведенные опять-таки по лицензии Siemens.

Siemens, конечно же, не единственная компания в РФ, чей бизнес связан со сборкой и производством газотурбинных установок. Однако немецкая компания – признанный в стране лидер по производству турбин высокой мощности. Даже если бы кто-то мог конкурировать с компанией в России по типу производимого оборудования, сложно поверить, что они решились бы на поставки в Крым. К примеру, другой производитель газотурбинных установок, «Русские газовые турбины», также является совместным предприятием с долей иностранного капитала. General Electric владеет долей в 50%, тогда как «Интер РАО» и ОДК – по 25%.

В Минпромторге фактически прямо подтверждают, что в РФ пока что преобладает производство газовых турбин малой мощности. «В части технологий производства газовых турбин можно отметить, что отечественные энергомашиностроительные предприятия имеют компетенции мирового уровня в области производства газотурбинных установок малой мощности (от 2 до 25 МВт), а также локализованных по лицензии ведущих мировых производителей (от 16 до 32 МВт)», – рассказали «НГ» в пресс-службе министерства.

Пока неясно, как дальше будет развиваться история с электростанциями в Крыму, но очевидно одно: она в очередной раз показывает печальное положение дел в России с инженерными кадрами, собственным промышленным производством и машиностроением. «Проблему крымских электростанций нельзя назвать форс-мажором. Она связана со слабостью системы государственного стратегического планирования. Реализуя программу импортозамещения и понимая возможные технологические затруднения на фоне международных санкций, правительство и ответственные ведомства должны были спрогнозировать проблему и обеспечить поставки газотурбин для крымских электростанций», – уверен доцент Российского экономического университета им. Плеханова Максим Соколов.

История с Крымом еще раз показывает, насколько важна самодостаточность в ключевых технологиях и компетенциях, продолжает директор Центра энергетического аудита Академии народного хозяйства и госслужбы Леонид Примак. «В новой России в 90-е годы прошел стремительный процесс деградации производственных мощностей и используемых технологий электрогенерации. Поэтому прямое использование наработок того же Siemens было неизбежно. На первом этапе это было выгодно. Мы получили доступ к высокоэффективным технологиям, например, там же парогазовым турбинам, которые имели гораздо более высокий КПД по сравнению с «нашими» паровыми», – рассказывает он.

Однако работая с иностранными компаниями Россия не стремилась развивать собственные технологии. «В результате, после объявления санкций, мы получили системную проблему, она касается многих областей производства и машиностроения. Поскольку нужно либо полностью интегрироваться в мировую экономику, либо, если мы делаем заявку на независимую внешнеполитическую позицию по ряду геополитических вопросов, активно развивать собственное производство, становиться независимыми. Это, вообще говоря, стало отчетливо понятно еще пару лет назад. Но пока мало что было сделано в этом направлении», – указывает первый вице-президент Российского союза инженеров Иван Андриевский.

Вместе с тем нельзя сказать, что Россия совсем уж технологически отсталая страна. По тем же газовым турбинам – Россия может производить турбины большей мощности, но их КПД заведомо ниже, рассказывает старший научный сотрудник Центра инновационной экономики и промышленной политики Института экономики РАН Иван Капитонов.

«Нельзя утверждать, что в России полностью отсутствуют возможности производства необходимых установок. Успешно работают такие крупные предприятия, как Калужский и Уральский турбинный заводы, НПО «Сатурн», Ленинградский металлический завод, Пермский моторостроительный комплекс», – перечисляет Соколов, уточняя, что до Siemens и General Electric нашим энергомашиностроительным предприятиям пока далеко.

«По газовым турбинам средней мощности в настоящее время Минпромторг поддерживает создание отечественной (газовой турбины) ГТД-110М», – сообщают в ведомстве Дениса Мантурова, подчеркивая, что она «будет полностью удовлетворять современным требованиям энергетических компаний». Отметим, разработкой ГТД-110М занимается НПО «Сатурн». Ожидается, что опытно-промышленный образец ГТД-110М будет создан к четвертому кварталу 2017 года.

Комментарии для элемента не найдены.

Перспективные разработки

Предприятий, выпускающих газовые турбины, в нашей стране не более десяти. Производителей наземного оборудование на базе газовых турбин и того меньше. Среди них ЗАО «Невский завод», ОАО «Сатурн – Газовые турбины» и ОАО «Пермский моторный завод» (входят в ОДК корпорации Ростех).

В России сформировались все условия для бурного развития рынка газовых турбин наземного применения, считают аналитики EnergyLand.info. Необходимость распределенной генерации, основанной не на дизельном топливе, а на более чистых источниках, всё актуальнее. Сомнений же в эффективности парогазовых установок почти не осталось.

Однако предприятий, выпускающих газовые турбины, в нашей стране не более десяти. Производителей наземного оборудование на базе газовых турбин и того меньше.

В Советском Союзе ставка делалась на уголь, нефть и другие теплотворные источники. Поэтому первые газовые турбины были выпущены лишь в 1950-е годы. И в первую очередь применительно к авиационному строительству.

В 1990-е годы началась разработка энергетических газовых турбин на основе двигателей, созданных НПО «Сатурн» для самолетов.

Сегодня выпуском наземного энергооборудования на базе двигателей НПО «Сатурн» занимается ОАО «Сатурн – Газовые турбины». «Пермский моторный завод» освоил выпуск газотурбинных электростанций на базе разработок ОАО «Авиадвигатель».

При этом номинальная мощность серийной продукции этих предприятий в среднем не превышает 25 МВт. Есть несколько машин единичной мощностью 110 МВт на базе разработок НПО «Сатурн», но на сегодняшний день продолжается их доводка.

Турбины большой мощности поставляются в основном зарубежными компаниями. Российские предприятия стремятся вступать в кооперацию с мировыми лидерами.

Однако далеко не все мировые лидеры заинтересованы в организации производства газовых турбин в России. Одной из причин является нестабильный спрос на продукцию. А он, в свою очередь, во многом зависит от уровня энергопотребления. С 2010 года энергопотребление в России стабильно росло. Но вскоре, по оценкам экспертов, может наступить стагнация. И увеличение спроса в 2013-2014 годах составит лишь около 1% в год или даже меньше.

По мнению Дмитрия Соловьева, заместителя главного конструктора ОАО «Сатурн – Газовые турбины», сходные причины удерживают и российские компании от освоения производства газовых турбин большой мощности. «Для производства мощных газотурбинных установок (ГТУ) необходимо специальное оборудование, станки больших диаметров, установки для сварки в вакууме, имеющие камеры порядка 5 на 5 м, – говорит он. – Чтобы создать такое производство, необходимо быть уверенным в рынке сбыта. А для этого в стране должна быть долгосрочная программа по развитию энергетики, возможно, тогда предприятия начнут вкладывать средства в модернизацию базы».

 

Тем не менее, отсутствие предсказуемых перспектив не означает отсутствие спроса вообще. Спрос, безусловно, есть. Как на турбины мощностью больше 150 МВт, так и на небольшие ГТУ, требующие меньше капитальных затрат, но вполне справляющиеся с вопросами повышения энергоэффективности и окупаемости.

Рост рынка сбыта может быть обусловлен развитием региональной энергетики и вводом генерирующих объектов средних мощностей. А газовые турбины мощностью 4, 8, 16, 25 МВт – сегмент, в котором в основном и работают российские производители, уже почувствовавшие на себе рыночную тенденцию.

В развитых странах когенерационные установки малой мощности – обычное дело. В России их число пока существенно ниже. Основной сложностью для компаний, поставляющих турбины малой мощности, остается недостаточная платежеспособность потенциальных клиентов.

Еще один, традиционный сегмент рынка газовых турбин – объекты генерации на нефтегазовых месторождениях и магистральных газопроводах. Газотурбинные электростанции позволяют эффективно утилизировать попутный нефтяной газ, решая не только проблему энергообеспечения, но и рационального использования углеводородных ресурсов.

По наблюдениям специалистов ОАО «Сатурн – Газовые турбины», в докризисных 2006–2008 годах был всплеск интереса нефтяников к отечественным ГТУ. Сегодня этот спрос находится на стабильном уровне.

Современные тренды в совершенствовании газовых турбин во многом связаны с инновациями для нефтянки. Но не только. Задачи, стоящие перед производителями:
– повышение КПД,
– снижение количества узлов в турбине,
– увеличение надежности,
– сокращение объемов техобслуживания,
– уменьшение продолжительности простоев во время диагностики технического состояния.

Перечисленное может решить проблему дороговизны сервисного обслуживания.

Кроме того, создатели турбин стремятся добиться от них неприхотливости к используемому газу и возможности работы на жидком топливе

А на Западе беспокоятся также о том, чтобы вне зависимости от состава газа турбина имела хорошие экологические характеристики.
 
Очень важное – перспективное – направление совершенствования ГТУ связано с возобновляемыми источниками энергии (ВИЭ) и перспективами внедрения «умных сетей». Изначально газовые турбины создавались как оборудование, обеспечивающее выдачу постоянной мощности. Однако введение в энергосистему ВИЭ автоматически требует гибкости от других объектов генерации. Такая гибкость позволяет обеспечить стабильный уровень мощности в сети при недостаточной выработке энергии ВИЭ, к примеру, в безветренные или пасмурные дни.

Соответственно, турбина для интеллектуальной энергосистемы должна легко адаптироваться к изменениям в сети и быть рассчитана на регулярные пуски и остановки без потери ресурса. В случае с традиционными газовыми турбинами это невозможно.

За рубежом определенные успехи в этом направлении уже достигнуты. К примеру, новая газовая турбина FlexEfficiency способна снижать мощность с 750 МВт до 100 МВт и затем набирать исходные показатели за 13 минут, а при использовании с солнечными электростанциями будет иметь эффективность до 71%.

Тем не менее, в обозримом будущем наиболее распространенным способом использования газовых турбин все же останется их привычное сочетание с паровыми турбинами в составе парогазовых установок. В нашей стране рынок подобных объектов когенерации отнюдь не полон и ждёт насыщения.

Объединенная двигателестроительная корпорация (ОДК) – компания, включающая более 85% активов российской газотурбинной техники. Интегрированная структура, производящая двигатели для военной и гражданской авиации, космические программы, установки различной мощности для производства электрической и тепловой энергии, газоперекачивающие и корабельные газотурбинные агрегаты. В общей сложности в ОДК работают более 70 тыс. человек. Руководит компанией Владислав Евгеньевич Масалов.

 

Электростанции на биомассе | Ассоциация «НП Совет рынка»

Полезные разделы

Электростанции на биомассе

Электростанции на биомассе

Электростанции на биомассе — Использование биомассы, для получения энергии, являлось единственным способом, к примеру, получения тепла, вплоть до конца 17 века. Однако и сегодня, биомасса, в основном в виде дров, довольно широко применяется в России, особенно в сельских районах. Использование биомассы, между тем, является довольно перспективным процессом. Подсчитано, что к 2010 году, объем используемой биомассы возрастет как минимум в три раза. В основном  — в качестве источника для выработки электроэнергии и тепла в паротурбинных и газотурбинных электростанциях, а также в качестве получения моторного топлива. Считается, что биомасса способна предоставить столько энергии, сколько вырабатывается всеми атомными электростанциями России. В настоящее время, электростанции на биомассе в качестве топлива используют древесину, растительные отходы, торфяные брикеты, и имеют КПД около 25%. Электростанции на биомассе в основном оборудованы паровыми турбинами, и работают по принципу паротурбинных теплоэлектростанций. Уровень мощности электростанций на биомассе может быть самым различным. От 4 до 100 КВт, для использования, к примеру, в фермерском хозяйстве, и до 100 МВт-ных промышленных электростанций. Электростанции малой мощности, работающие на биомассе, как правило снабжены установками газификации биомассы, а также газогенераторными установками. Биомасса, в этом случае, значительно превосходит, по своей способности к газификации, уголь, что делает подобные электростанции более экономичными, по сравнению с угольными. Электростанции на биомассе, мощностью до 1 МВт, вполне способны работать на отходах деревообработки, лесопереработки и т.п. В случае с электростанциями большей мощности, используются специальные энергетические плантации, предназначенные для более широкомасштабного производства топлива для таких электростанций. Плантации, как правило, представляют из себя специально высаженные быстрорастущие сорта деревьев, такие как тополь или ива. Один гектар такой плантации, при использовании газотурбинной электростанции на биомассе, позволяет производить до 25 МВт ч электроэнергии. Электростанции на биомассе имеют ряд ярко выраженных преимуществ. Более простой процесс газификации биомассы, по сравнению с углем, как уже было сказано выше, позволяют получать более дешевую электроэнергию. Кроме того, это более экологически чистый вид топлива, так как в биомассе содержится гораздо меньше серы. А современные технологии переработки биомассы, позволяют добиваться значительного снижения вредных выбросов в окружающую среду. Электростанции на биомассе работают с возобновляемыми источниками энергии, что, в настоящее время, приобретает все большую актуальность. Кроме того, увеличение производства биомассы, в том числе и распространение энергетических плантаций, способствует улучшению окружающей среды, и, одновременно, уменьшению эрозии почвы. Производство компостов из биомассы улучшает основные почвенные показатели, позволяет более эффективно очищать сточные воды. Распространение электростанций на биомассе позволит значительно снизить потребление не возобновляемых источников энергии, таких как нефтепродукты, природный газ или уголь, что положительно сказывается обеспечении энергетической безопасности страны в целом. 

Генерация

Поиск по сайту

Версия для слабовидящих

Телефон для акционеров: 8–800–700–03–70
(АО «ВТБ Регистратор», звонок по России бесплатный)

Ул. Большая Пироговская, д. 27, стр. 2, г. Москва, Россия, 119435  ·   +7 (495) 664–88–40   ·  [email protected]

Активы Группы включают:

41

тепловая
электростанция

6

генерирующих установок
малой мощности

газотурбинные и газопоршневые
агрегаты

10

гидроэлектро-
станций

в том числе 5 малых ГЭС

3

распределительно-
сетевые компании

Совокупная мощность генерирующих активов холдинга составляет около 32,9 ГВт¹.

Зарубежные активы	Установленная мощность
Храми ГЭС-1 (Грузия)	113 МВт
Храми ГЭС-2 (Грузия)	114 МВт
Vydmantai Wind Park UAB (Литва)	30 МВт
«Молдавская ГРЭС» (Молдавия)	2 520 МВт
Итого	2 777 МВт

Основные производственные показатели³:

Генерация Группы:
Показатель	2019 год	+/-	2018 год	2017 год	2016 год	2015 год	2014 год
Установленная электрическая мощность на конец периода, ГВт	31,860	-5,5%	33,714	32,715	32,524	34,968	35,038
Установленная тепловая мощность на конец периода, тыс. Гкал/час	25,252	-2,6%	25,930	25,632	26,018	26,352	26,844
Выработка электроэнергии, млрд кВт*ч	130,203	-1,7%	132,508	134,801	133,857	140,796	146,047
Коэффициент использования установленной мощности (КИУМ)	45,0%	—	45,3%	48,2%	46,8%	46,0%	48,7%
Отпуск тепловой энергии с коллекторов, млн Гкал	40,251	-3,6%	41,739	39,996	40,532	39,613	41,598

Российская генерация:
Показатель	2019 год	+/-	2018 год	2017 год	2016 год	2015 год	2014 год
Установленная мощность на конец периода, ГВт	29,083	-1,3%	29,459	28,460	28,269	29,003	29,073
Установленная тепловая мощность на конец периода, тыс. Гкал/час	25,086	-0,7%	25,250	24,952	25,338	25,672	26,164
Выработка электроэнергии, млрд кВт*ч	120,522	-1,0%	121,765	122,087	120,005	127,163	131,570
Коэффициент использования установленной мощности (КИУМ)	47,4%	—	63,7%	50,4%	48,5%	50,2%	53,1%
Отпуск тепловой энергии с коллекторов, млн Гкал	40,067	-3,6%	41,551	39,799	40,322	39,361	41,333

Зарубежная генерация:
Показатель	2019 год	+/-	2018 год	2017 год	2016 год	2015 год	2014 год
Установленная мощность на конец периода, ГВт	2,777	-34,7%	4,255	4,255	4,255	5,965	5,965
Установленная тепловая мощность на конец периода, тыс. Гкал/час	0,166	-75,6%	0,68	0,68	0,68	0,68	0,68
Выработка электроэнергии, млрд кВт*ч	9,681	-9,9%	10,743	12,714	13,852	13,633	14,477
Коэффициент использования установленной мощности (КИУМ)	27,8%	—	38,5%	34,1%	35,8%	26,1%	27,7%
Отпуск тепловой энергии с коллекторов, млн Гкал	0,184	-1,6%	0,187	0,198	0,21	0,252	0,265

Квартальные производственные результаты за 2019 год

Разработка газотурбинных установок малой мощности для промышленных объектов

org/ScholarlyArticle»> 1.

Балакшин О.Б. И., Кухаренко Б.Г. Возникновение и развитие флаттера лопаток ротора осевого турбокомпрессора. Manuf. Надежный. , 2015, т. 44, нет. 3. С. 211–215.

Артикул Google ученый

2.

Ганиев Р.Ф., Балакшин О.Б., Кухаренко Б.Г. Турбулентность потока и флаттер лопастей ротора в осевом турбонагнетателе // Дж.Мах. Manuf. Надежный. , 2015, т. 44, нет. 6. С. 485–491.

Артикул Google ученый

3.

Волоховская, О.А. и Бармина О.В. Анализ переходных колебаний ротора при контакте со статором // Журнал J. Mach. Manuf. Надежный. , 2015, т. 44, нет. 3. С. 204–210.

Артикул Google ученый

org/ScholarlyArticle»> 4.

Банах Л.Я. , Никифоров А.Н. Снижение уровня вибрации в высокоскоростных роторных системах с помощью плавающих уплотнительных колец // J.Мах. Manuf. Надежный. , 2013, т. 42, нет. 4. С. 276–280.

Артикул Google ученый

5.

Банах Л.Я. и Бармина О.В., Устойчивость вращения ротора с плавающими уплотнительными кольцами, J. Mach. Manuf. Надежный. , 2015, т. 44, нет. 2. С. 114–119.

Артикул Google ученый

6.

Смирнов А.В., Космынин А.В., Хвостиков А.С., Щетинин Б.С., Иванова Н.А. Проблемы работы турбокомпрессоров в двигателе внутреннего сгорания и методы повышения их надежности // Журн. Manuf. Надежный. , 2016, т. 45, нет. 2. С. 152–155.

Артикул Google ученый

org/ScholarlyArticle»> 7.

Flex Energy, Микротурбины МТ 333 (Микротурбины МТ 333, Руководство).

8.

Алексеев Д.М., Балдин А.М., Бруевич А.М. и др., Физическая энциклопедия, Прохоров А.М., Ред., М .: Сов. Энциклопедия , 1999, т. 5. С. 81–692.

Google ученый

9.

Чухарева Н.В., Топливо и рациональное его сжигание в камерах сгорания ГТУ: элементы топлива, внешний и внутренний балластный топлив, теплотехническая оценка элементов камеры сгорания топлива ГТУ . Элементы, внешний и внутренний топливный балласт. Томск: Томск. Политех.Ун-т, 2010.

Google ученый

10.

ЗАО НПО Турботехника, Каталог продукции.

11.

Гусаров В.А., Еронин С.Ф., Кулагин Я.В., Способ и устройство для запуска и охлаждения пускового компрессора микрогазотурбинного двигателя с воздушным клапаном , Патент РФ № . 2523084, Бюл. Изобретения.2014. 20.

Google ученый

12.

Гусаров, В.А. и Кулагин Я.В., Устройство камеры сгорания с регулируемым завихрением для микрогазотурбинного двигателя, где турбина и компрессор представляют собой турбокомпрессор ДВС, Патент РФ No. 2581267 , Бюл. Изобретения.2016. 11.

Повышение гибкости и эффективности газотурбинных распределительных электростанций

Майкл Уэлч и Эндрю Пим

В течение последних 100 лет в большинстве стран мира потребители получали электроэнергию от крупных центральных электростанций, которые обеспечивают энергией всю систему из одного места через сеть линий электропередачи. Эта модель, в значительной степени основанная на ископаемом топливе, сталкивается с растущим числом проблем.

Основные начальные усилия по снижению воздействия производства электроэнергии на окружающую среду, сосредоточенные на переходе с угля на природный газ, с планами по созданию массивных централизованных угольных электростанций, уступающих место более эффективным, менее загрязняющим окружающую среду электростанциям, работающим на природном газе, в так называемый «рывок к газу», изменяющий структуру энергоснабжения от паротурбинных установок, работающих преимущественно на угле, к более равномерному распределению между угольными и газовыми турбинами комбинированного цикла.

.

Установка ORC мощностью 6 МВт с конденсатором с воздушным охлаждением в Германии. Фотография любезно предоставлена: Siemens

В связи с активизацией глобальных усилий по сокращению выбросов парниковых газов возрастает проникновение прерывистой и переменной возобновляемой энергии. Производительность как ветровой, так и солнечной энергии значительно различается в течение нескольких часов или дней, иногда предсказуемым образом, но часто неточно.Такая прерывистость и изменчивость выработки энергии ветра и солнца ставит перед операторами сетей задачи по поддержанию стабильной и надежной работы сети, особенно в странах, где возобновляемым источникам энергии отдается приоритет диспетчеризации, что требует избыточности и гибкости в производстве электроэнергии на ископаемом топливе, чтобы система могла реагировать быстро к этим колебаниям, отключениям и обязательствам по поддержке сети. В основном на сегодняшний день это достигается за счет эксплуатации центральной электростанции, чтобы они поддерживали свое подключение к сети, но работали с частичной нагрузкой, чтобы они могли быстро реагировать на переходные процессы в сети системы.

Без достаточной гибкости системы системным операторам может потребоваться сократить производство электроэнергии из ветряных и солнечных источников. Модель централизованного производства электроэнергии за последнее столетие создала тенденцию к постоянному увеличению размеров энергоблоков, исходя из предположения, что более крупные агрегаты и более крупная электростанция обеспечивают более дешевую выработку электроэнергии из-за экономии на масштабе, при этом небольшое повышение эффективности выработки электроэнергии также способствует увеличению этот. Принятым штрафом были потери в передающих и распределительных сетях, а также возможность для потребителей потерять электроэнергию в случае сбоев в системе передачи или распределения.Однако максимальная эффективность достигается при полной нагрузке, поэтому работа большой центральной электростанции при частичной нагрузке значительно снижает эффективность выработки электроэнергии, а необходимость работы при частичной нагрузке может повлиять на рабочий диапазон электростанции из-за необходимости соблюдать законодательство о выбросах. Кроме того, циклическое переключение блоков, увеличение и уменьшение нагрузки может вызвать необходимость в более частом техническом обслуживании и отключениях электростанций. Для крупногабаритной турбины коммунального предприятия, подвергающейся капитальному ремонту, может потребоваться около двух-трех недель простоя для разборки, осмотра, замены деталей и повторной сборки.Цикл также сокращает срок службы детали и серьезно влияет на экономическую отдачу завода, а в некоторых случаях и на общую жизнеспособность.

Еще одна проблема, с которой сталкивается централизованное производство электроэнергии, — это использование воды. Во многих частях мира вода является дефицитным ресурсом, за который производство электроэнергии конкурирует с сельскохозяйственными, промышленными и бытовыми потребностями. В 2010 году, по оценкам Всемирного банка, 15 процентов мирового водозабора использовалось для производства энергии, а с учетом ожидаемого роста спроса на электроэнергию на 35 процентов к 2035 году использование воды для производства электроэнергии значительно возрастет, особенно в системах, основанных на модели централизованного производства. .

Distributed Generation может помочь решить все вышеперечисленные проблемы. Строя меньшие по размеру и более гибкие электростанции ближе к фактическим центрам нагрузки, сетевые операторы могут лучше компенсировать непостоянство возобновляемых источников энергии, снижать потери в системе передачи и повышать надежность энергоснабжения, а также сокращать капитальные затраты на расширение / увеличение мощности, в то время как операторы электростанций могут Использование нескольких блоков может оптимизировать конструкцию электростанции для удовлетворения потребностей сетевых операторов с быстрым увеличением и уменьшением мощности и возможностью работать на низких уровнях выходной мощности, сохраняя при этом высокую эффективность, низкие выбросы и малое время простоя электростанции.Распределенная генерация также способствует расширенным возможностям интеллектуальных сетей.

Гибкость решения для нескольких газовых турбин

Традиционные современные крупномасштабные газотурбинные электростанции с комбинированным циклом (ПГУ) обычно основаны на одной газовой турбине с одной паровой турбиной (конфигурация 1 + 1) или двух газовых турбинах с общей паровой турбиной (конфигурация 2 + 1) . Хотя эта конфигурация обеспечивает очень высокий КПД при полной нагрузке, сегодня он превышает 60 процентов, но при уменьшении нагрузки КПД падает.Также существует минимальная нагрузка по выбросам, которая ограничивает рабочий диапазон электростанции.

При примерно 1/3 всей мощности станции, вырабатываемой паровой турбиной, для достижения полной нагрузки станции может потребоваться более 30 минут. Кроме того, если газовая турбина отключена на техническое обслуживание в конфигурации 1 + 1, вся станция отключена, тогда как в конфигурации 2 + 1 отключение одной газовой турбины снизит выработку электроэнергии станцией до менее чем 50 процентов от ее. Номинальная мощность.Решение, основанное на нескольких газовых турбинах, может предложить гораздо большую гибкость, улучшенный КПД во всем диапазоне мощности и улучшенную работоспособность по сравнению с традиционным решением CCGT.

Преимущества модульности

Модульность может помочь повысить гибкость и надежность предприятия. Благодаря наличию нескольких устройств нагрузка может распределяться между ними, а единицы включаются и выключаются в соответствии с требуемой нагрузкой. Это позволяет электростанции эффективно работать в гораздо более широком диапазоне нагрузок в пределах допустимых выбросов, чем может обеспечить обычная ПГУ.Расширение электростанции в будущем легко достичь, просто добавляя один или несколько блоков, когда это необходимо, либо в том же месте, либо в другой тактической точке энергосистемы, вместо того, чтобы строить новую большую электростанцию ​​и связанную с ней систему передачи. Распределяя мощность таким образом, также достигается преимущество «виртуальной генерации» за счет компенсации потерь в сети передачи. Модульные атрибуты также позволяют легко перемещать установку в случае изменения рыночных условий или продажи установки.Это снижает операционные и финансовые риски, что способствует доступу к финансированию на более выгодных условиях. Небольшие газовые турбины, как правило, поставляются в предварительно спроектированных, предварительно собранных стандартизированных корпусах, которые прошли значительный уровень заводских испытаний и требуют только простого бетонного фундамента. Это сокращает объем необходимых работ по планированию, проектированию, монтажу и строительству по сравнению с обычной электростанцией, что позволяет быстрее вводить электростанцию ​​в эксплуатацию, сохраняя при этом конкурентоспособную первоначальную стоимость, и снижает риск задержек строительства и связанных с этим контрактов. штрафы в дополнение к упущенному доходу.Кроме того, эти пакеты могут поставляться с водонепроницаемыми звукоизоляционными кожухами, что устраняет необходимость в строительстве. Все вспомогательные системы, необходимые для работы турбины, включая систему управления, могут быть установлены либо внутри корпуса, рядом с корпусом, либо на крыше корпуса, что сводит к минимуму количество требуемых соединений.

Наличие нескольких блоков также помогает поддерживать высокую доступность и производительность электростанции. Как упоминалось ранее, для одной газотурбинной установки отключение для технического обслуживания означает, что вся электростанция должна быть отключена. Электростанция с аналогичной мощностью, но основанная, скажем, на 5 газовых турбинах меньшего размера, все еще может генерировать 80 процентов номинальной мощности станции при неработающей одной турбине, 60 процентов при отключенных двух турбинах и т. Д. Децентрализованная электростанция, использующая эту концепцию, использовалась для много лет проработал в нефтегазовой отрасли для наземных месторождений и морских платформ без возможности подключения к электросети, при этом многие операторы нефтегазовой отрасли выбирают так называемую конфигурацию N + 1, чтобы иметь запасной блок 100% выходная мощность доступна даже при неработающей газовой турбине.

Скорость разгона

Способность электростанции быстро реагировать на изменяющиеся потребности сети имеет решающее значение в сегодняшней энергетической среде с высоким процентом прерывистой генерации возобновляемой энергии. Несколько небольших газовых турбин позволяют относительно быстро достичь полной нагрузки установки путем нажатия кнопки пуска, поскольку агрегаты могут наращивать мощность параллельно.

Скорость линейного изменения малых газовых турбин обычно составляет от 100 до 200 кВт / с.

Однако газовые турбины также могут работать со ступенчатой ​​нагрузкой, сохраняя при этом выработку электроэнергии в требуемых пределах частоты и напряжения. Максимально допустимая ступенчатая нагрузка зависит от конструкции газовой турбины — газовая турбина с одним валом может выдерживать большую одинарную нагрузку, чем вариант с двумя валами, — но эта способность ступенчатой ​​нагрузки позволяет турбинам достигать полной нагрузки намного быстрее, чем при использовании простая скорость нарастания нагрузки. На рисунке 4 показано сравнение времени, необходимого для достижения полной нагрузки двухвальной газовой турбиной мощностью 12 МВт с использованием максимально допустимых ступеней нагрузки для данной конкретной модели газовой турбины — полная нагрузка может быть достигнута за половину времени путем ступенчатого приложения нагрузки.

Одновальные газовые турбины могут выдерживать более высокие ступенчатые нагрузки, варьирующиеся от 50 до 100 процентов в зависимости от модели, номинальных характеристик и условий площадки. В случае одновальной газовой турбины мощностью 50 МВт можно нагружать агрегат от нулевой до полной нагрузки в два этапа в течение 30 секунд.

Сокращение простоев обслуживания

При плановом техническом обслуживании и замене деталей, газовые турбины для крупных коммунальных предприятий требуют значительного простоя, так как агрегат необходимо разбирать на месте, заменять детали, а затем снова собирать агрегат.Меньшие газовые турбины, как правило, относятся к легкой промышленности или авиационной конструкции, которые, хотя многие варианты имеют возможность технического обслуживания на месте, в основном предназначены для технического обслуживания за пределами площадки с использованием программ замены газогенератора и турбинного модуля. Это сокращает время простоя турбины для основных проверок с нескольких недель на единицу до от одного дня до пяти дней в зависимости от модели газовой турбины и типа необходимого технического обслуживания. Между тем на электростанции, состоящей из нескольких блоков, оставшиеся блоки по-прежнему доступны для выработки электроэнергии, что позволяет электростанции оставаться в режиме онлайн, генерируя доход, при этом только относительно небольшой процент от общей мощности станции недоступен.

Требования к текущему техническому обслуживанию во время работы установки также невысоки, поскольку нет необходимости в постоянном присутствии высококвалифицированного обслуживающего персонала на месте и низком потреблении расходных материалов, таких как смазочное масло. Различные производители газовых турбин работают над дальнейшими разработками для повышения надежности системы и систем удаленного мониторинга, чтобы обеспечить беспилотную работу в течение продолжительных периодов времени.

Как было хорошо задокументировано в другом месте, мощность газовой турбины зависит от температуры окружающей среды: при повышении температуры окружающего воздуха выходная мощность газовой турбины снижается.И наоборот, это означает, что если вы проектируете электростанцию, чтобы обеспечить определенную мощность при максимальной предполагаемой температуре окружающей среды, в более прохладные дни для отправки будет доступно больше мощности. Если существуют ограничения в системе распределения или передачи, которые ограничивают количество энергии, которое может быть экспортировано, то в более прохладные дни, при одновременной выработке максимальной мощности станции, газовые турбины будут работать с частичной нагрузкой. Большинство OEM-производителей ГТ рассчитывают время между капитальным ремонтом (TBO) для различных моделей газовых турбин на основе формулы эквивалентных рабочих часов (EOH) — работа при частичной нагрузке может помочь продлить TBO, еще больше уменьшая требования к техническому обслуживанию.

Гибкость топлива

В то время как газовые турбины коммунального масштаба предназначены в первую очередь для работы на природном газе трубопроводного качества с жидким топливом высшего качества, таким как дизельное топливо, в качестве альтернативного или резервного топлива, большинство моделей газовых турбин меньшего размера могут работать в гораздо более широком диапазоне газообразного и жидкого топлива.

Также были разработаны системы сжигания с низким уровнем выбросов, которые будут работать на нестандартном газовом топливе, в том числе с переменным составом.Это потенциально важная функция для децентрализованной электростанции, так как она позволяет электростанции работать на доступном на месте топливе, которое, поскольку некоторые из них классифицируются как отходящие газы, также может быть более экономичным, чем использование природного газа трубопроводного качества. Примерами такого потенциального газового топлива являются свалочный газ, газ варочного котла, газы с высоким содержанием водорода, такие как нефтеперерабатывающий газ или синтез-газ, этан и пропан. Потенциально возможно использовать два совершенно разных газовых топлива и при необходимости переключаться между ними в зависимости от наличия топлива или цен.

Большинство газовых турбин доступны в двухтопливной конфигурации, способной работать на газовом или жидком топливе. Турбины могут работать на 100% газовом или 100% жидком топливе с быстрым автоматическим переключением между видами топлива без необходимости временно снижать нагрузку для проведения смены топлива. В качестве жидкого топлива обычно можно рассматривать дизельное топливо, керосин, сжиженный нефтяной газ и нафта, хотя существуют модели газовых турбин, которые могут использовать легкие, средние и тяжелые топливные масла, остаточные масла, бионефти и даже тяжелые сырой нефти.На некоторых газовых турбинах можно одновременно работать как на газе, так и на жидком топливе — обычно это называется двухтопливным или смешанным топливом — с использованием одного типа топлива для компенсации нехватки другого.

Существуют примеры трехтопливных газотурбинных установок с агрегатами, способными работать на газовом топливе и двух различных жидких топливах или на жидком топливе и двух различных газовых топливах. На рисунке 5 изображена газовая турбина, установленная на когенерационной установке в университете в США и сконфигурированная для работы либо на природном газе трубопроводного качества, либо на переработанном свалочном газе с дизельным топливом в качестве резервного топлива на случай потери поставок газа, в то время как все еще соблюдая строгие ограничения на выбросы.

Повышение эффективности при частичной нагрузке и снижения выбросов

Меньшие газовые турбины с открытым циклом (простой цикл) уже много лет используются для пиковых нагрузок, поскольку их можно быстро запускать и быстро увеличивать и уменьшать, чтобы удовлетворить потребности сети. В открытом цикле газовая турбина относительно неэффективна, а КПД варьируется от примерно 28% для небольшой промышленной газовой турбины до чуть более 40% для более крупных газовых турбин с авиационным производным. В пиковых приложениях это, возможно, не столько проблема, поскольку цена на электроэнергию очень высока в периоды работы газовой турбины, но с увеличением спроса на гибкую выработку электроэнергии в течение всего дня, сегодня электростанция должна иметь возможность для эффективной и экологически чистой работы при базовой нагрузке, с отслеживанием нагрузки и в режиме пиковой нагрузки. На Рисунке 6 сравнивается чистый КПД одной авиационной газовой турбины класса 50 МВт в открытом цикле с четырьмя открытыми циклами 12.Газовые турбины класса 5 МВт с характеристиками, рассчитанными для температуры окружающего воздуха 40 ° C. Хотя при высоких нагрузках единичный агрегат более эффективен, когда мощность электростанции падает ниже 50% от номинальной мощности установки, решение с несколькими агрегатами имеет более высокая эффективность, поскольку блоки можно включать и выключать для максимальной эффективности. Многоблочное решение также предлагает более широкий рабочий диапазон электростанции с точки зрения выбросов сгорания. Большинство моделей газовых турбин гарантируют закись азота (NOx) и окись углерода (CO) от 50% номинальной нагрузки до 100% номинальной нагрузки, как того требует большинство мировых законодательных норм, хотя некоторые агрегаты предлагают эти гарантии при нагрузке до 30% или 40%. .Таким образом, единичное решение при низких нагрузках начнет превышать допустимые выбросы.

Многоблочное решение, тем не менее, позволяет электростанции иметь более широкие возможности регулирования при одновременном соблюдении применимого законодательства по выбросам. В примере на Рисунке 6 и при допущении 50-процентного предела диапазона отклонений электростанция по-прежнему будет соответствовать требованиям по выбросам до 12,5 процентов от номинальной мощности электростанции. Однако для действительно гибкой электростанции КПД газовых турбин должен быть как можно более высоким, а также обеспечивать как можно более широкий рабочий диапазон для электростанции.Несмотря на то, что на рынке существуют газовые турбины со сложным циклом, с рекуператорами и промежуточным охлаждением для повышения эффективности, самый простой, наиболее эффективный и проверенный способ повышения эффективности — это использовать конфигурацию с комбинированным циклом с рекуперацией энергии из выхлопных газов газовой турбины для получения дополнительных мощность. Вода (пар) — очевидный выбор в качестве рабочего тела для выработки дополнительной энергии с помощью паровой турбины, как и в традиционной крупномасштабной ПГУ. Однако газовые турбины меньшего размера не оптимизированы для применений с комбинированным циклом, имея относительно низкие массовые потоки выхлопных газов и температуры выхлопных газов, и хотя может быть достигнута эффективность комбинированного цикла, превышающая 55 процентов, сложность пара рекуперации тепла высокого давления и высокой температуры генераторы (HRSG) и системы паровых турбин, необходимые для достижения такого уровня эффективности, значительно увеличивают стоимость.Можно использовать более дешевые решения с использованием паровых систем низкого давления, но это снижает эффективность установки. Кроме того, для децентрализованной установки, расположенной близко к нагрузке, доступность воды может быть проблемой, или уровень эксплуатации и технического обслуживания, требуемый классическим паровым решением, не может быть легко согласован, поэтому альтернативная технология для выработки электроэнергии из потраченной впустую энергии в Необходимо учитывать выхлоп газовой турбины.

Технология органического цикла Ренкина (ORC)

Цикл Ренкина — это термодинамический цикл, который преобразует тепло в работу.Для выработки электроэнергии путем подачи тепла извне к замкнутому контуру рабочая жидкость нагревается до тех пор, пока она не станет паром, расширяется через турбину, приводя в действие генератор, а затем охлаждается и конденсируется, чтобы снова начать цикл. Обычно в качестве рабочего тела используется вода, а цикл Ренкина на основе воды (пара) обеспечивает примерно 85% мировой выработки электроэнергии.

Газовая турбина для коммунальных предприятий имеет тенденцию к высокой температуре выхлопных газов, обычно от 530 ° C (990 ° F) до 640 ° C (1180 ° F), так как конструкция оптимизирована для приложений комбинированного цикла с несколькими уровнями давления и несколькими уровнями давления. -проходные котлы, вырабатывающие перегретый пар высокого давления (до 160 бар и 600 ° C) на входе в паровые турбины с промежуточным нагревом между различными уровнями давления внутри паровой турбины. Таким образом, современные ПГУ достигают заявленных значений КПД при полной нагрузке и производят электроэнергию по конкурентоспособным ценам за счет экономии на масштабе.

Меньшие газовые турбины имеют более низкие температуры выхлопных газов, обычно от 460 ° C (870 ° F) до 550 ° C (1025 ° F), поскольку они оптимизированы для максимальной эффективности открытого цикла. Это снижает как объем, так и температуру перегретого пара высокого давления, который может производиться, что снижает эффективность цикла. Также нерентабельно использовать ту же технологию рекуперации отходящего тепла и паровой турбины, которые были разработаны для газовой турбины мощностью 300 МВт на газовой турбине мощностью 10 МВт.

Следовательно, если электростанция должна быть основана на нескольких небольших агрегатах, эффективность должна быть принесена в жертву рентабельности, поэтому используются паровые системы низкого давления без повторного нагрева, часто с гораздо более простыми прямоточными парогенераторами (OTSG), которые сильно реагируют быстрее к изменениям спроса на пар. Однако при низких давлениях наблюдается большое падение энтальпии, когда вода является рабочей жидкостью, и требуется определенная степень перегрева, чтобы избежать риска конденсации и связанной с этим эрозии внутри паровой турбины.

Изменяя рабочую жидкость, можно достичь низкого падения энтальпии, исключить необходимость в перегреве, поскольку можно избежать конденсации внутри турбины, и такой же КПД достигается при более низком рабочем давлении. Повышенный КПД при частичной нагрузке также достигается с помощью турбогенераторов ORC по сравнению с обычными паровыми турбинами.

Органические циклы Ренкина для небольших газовых турбин обычно используют высокомолекулярную углеводородную (органическую) жидкость, такую ​​как циклопентан или силиконовое масло, в качестве рабочей жидкости для турбины.Это позволяет использовать высокоэффективные турбины большего диаметра, работающие на более низких скоростях, обычно 3000 об / мин, с низким механическим напряжением — в отличие от небольших паровых турбин, которые работают на скоростях примерно до 10000 об / мин. Комбинация рабочего тела и скорости турбины приводит к значительному снижению требований к техническому обслуживанию, а также устраняет потребность в воде в процессе.

Системы

ORC могут использовать как прямой, так и косвенный нагрев рабочей жидкости. В обоих случаях установка рекуперации отходящего тепла (WHRU), установленная в выхлопной системе газовой турбины, имеет простую однократную конструкцию, но в системе с косвенным нагревом тепло передается от выхлопа газовой турбины рабочей жидкости ORC через вторичный замкнутый контур с использованием термомасла.Системы с прямым нагревом обеспечивают лучшую эффективность цикла ORC (см. Рис. 10 ниже) и снижают первоначальные капитальные затраты, в то время как система с косвенным нагревом позволяет рекуперировать энергию из источников тепла с более высокой температурой, чем система с прямым нагревом.

Объединение газовых турбин и ORC для повышения производительности

Как упоминалось ранее, газовые турбины меньшего размера не оптимизированы для применений с комбинированным циклом, как правило, имеют более низкие температуры выхлопных газов, чем газовые турбины коммунального назначения, и поэтому они имеют пониженные возможности повышения пара высокого давления. Тем не менее, более низкие температуры выхлопных газов как при полной, так и при частичной нагрузке позволяют легко использовать технологию ORC для повышения общей эффективности установки, при этом позволяя устанавливать несколько блоков для поддержания общей гибкости и работоспособности электростанции. Эта конфигурация также имеет дополнительное преимущество, заключающееся в том, что она может быть «свободной от воды», поскольку воздушное охлаждение может использоваться по всей установке.

Возвращаясь к нашей электростанции, способной производить 40 МВт при 40 ° C, упомянутой на Рисунке 6, добавление турбогенератора ORC к меньшим газовым турбинам имеет довольно значительное влияние, как это видно на Рисунке 12.

Во-первых, можно увидеть, что система ORC добавляет около 25% дополнительной выходной мощности для нескольких небольших блоков без дополнительного расхода топлива. Во-вторых, эта дополнительная мощность повышает КПД установки, так что при полной нагрузке общий полезный КПД установки превышает 40% даже в жаркий день. Это повышение эффективности делает установку номинальной мощностью 50 МВт, основанную на нескольких газовых турбинах, более эффективной и более гибкой, чем установку на основе одной газовой турбины открытого цикла, во всем диапазоне нагрузок и с возможностью снижения нагрузки примерно до 10 процентов. номинальная выходная мощность станции при сохранении приемлемого профиля выбросов при сгорании.

Несколько газовых турбин можно подключить к одному турбогенератору ORC, при условии, что максимальная мощность турбогенератора ORC не будет превышена. Это помогает снизить стоимость 1 кВт электростанции на основе нескольких газовых турбин, поскольку стоимость системы ORC распределяется между несколькими установками. Кроме того, благодаря особенностям рабочей жидкости ORC не снижается гибкость и эффективность установки при частичной нагрузке. Блок ORC может автоматически работать при 10–110 процентах своей номинальной нагрузки, сохраняя при этом высокий КПД даже при частичной нагрузке — как показано на Рисунке 13, при 50 процентах нагрузки ORC по-прежнему имеет КПД 90 процентов номинального КПД при полной нагрузке).

Очевидно, что также возможно добавить систему ORC к более крупной газовой турбине, которая, как считается, повысит эффективность, но наиболее вероятно, что в этих случаях потребуется конфигурация, основанная на каждой газовой турбине, имеющей свою собственную систему турбогенератора ORC.

Что касается нескольких небольших блоков, добавление системы ORC значительно увеличивает мощность и эффективность. При почти 47% чистой выходной мощности при температуре окружающей среды 40 ° C с учетом всех потерь на объекте газовая турбина класса 50 МВт с ORC обеспечивает более высокий КПД, чем большие (100 МВт) газовые турбины со сложным циклом (которые указаны как имеющие ISO, КПД с нулевыми потерями 44%).Интересно отметить, что в то время как эффективность одной большой газовой турбины плюс ORC выше для станций с нагрузкой более 60 процентов, при более низких нагрузках эффективность нескольких небольших блоков плюс ORC лучше. Это говорит о том, что для более крупной электростанции, скажем, проектной мощностью 200 или 250 МВт, комбинация газовых турбин класса 50 МВт и меньших газовых турбин класса 12,5 МВт дала бы оптимальный КПД станции в самом широком диапазоне нагрузок. Комбинация газовой турбины и ORC помогает поддерживать высокую выходную мощность и высокую полезную эффективность установки в широком диапазоне температур.В примере, приведенном на рисунке 14, система ORC имеет воздушное охлаждение, а конденсатор с воздушным охлаждением (ACC) рассчитан на среднюю температуру окружающей среды 30 ° C. Форма выходной мощности и кривой КПД может быть изменена расчетной температурой, используемой для ACC: проектирование ACC для максимальной температуры окружающей среды повлияет на производительность установки при более низких температурах, поэтому важно учитывать и определять правильную расчетную точку.

Выводы

Объединение нескольких небольших газовых турбин с технологией ORC позволяет инженерам проектировать гибкую электростанцию ​​с очень нагрузкой, с оптимальным КПД и соблюдением требований по выбросам в широком диапазоне нагрузок.При отсутствии потребности в водоснабжении такая модульная электростанция потенциально предлагает простой способ удовлетворить потребности в электросети, вызванные большими объемами прерывистой выработки возобновляемой энергии, с высокой надежностью, доступностью и низкими эксплуатационными расходами электростанции при рентабельности. манера. Построив такую ​​гибкую распределенную установку рядом с фактическими центрами нагрузки, можно также сократить инвестиции в инфраструктуру энергосистемы.

2 агрессивные цели развития газовых турбин | Передовые технологии для газовых турбин

Нормированная стоимость электроэнергии определена как

— установленные капитальные затраты и текущие эксплуатационные расходы электростанции, преобразованные в постоянный поток платежей в течение предполагаемого финансового срока службы станции.Установленные капитальные затраты включают затраты на строительство, затраты на финансирование, налоговые льготы и другие субсидии или налоги, связанные с установкой. Текущие затраты включают стоимость топлива (для электростанций, потребляющих топливо), ожидаемые затраты на техническое обслуживание и другие соответствующие налоги или субсидии, зависящие от эксплуатации станции. ⁷

Нормированная стоимость становится одним из ключевых критериев при определении того, решит ли коммунальная компания приобрести и эксплуатировать газовую турбину. Вероятно, что продажи газовых турбин будут иметь негативное влияние, если стоимость возобновляемых источников энергии будет постоянно снижать стоимость газовых турбин.Две недавние оценки предсказывают, что это может произойти в период с 2020 по 2024 год. ^8,9

Будет непросто как достичь растущих целей производительности, так и оставаться конкурентоспособными по стоимости с возобновляемыми источниками энергии. Постоянно меняющийся ландшафт производства электроэнергии делает все более сложным прогнозирование исследований газовых турбин с наибольшей потенциальной окупаемостью. Например, значительное и непредвиденное снижение стоимости возобновляемой энергии может потенциально смягчить или обратить вспять долгосрочный прогнозируемый рост спроса на газовые турбины для производства электроэнергии.

Учитывая рекордно низкие цены на возобновляемую энергию, агентство Bloomberg New Energy Finance заявило, что «некоторые существующие угольные и газовые электростанции с невозвратными капитальными затратами будут продолжать играть свою роль в течение многих лет, сочетая оптовую генерацию и балансировку, по мере увеличения проникновения ветра и солнца. Но экономические аргументы в пользу строительства новых мощностей по углю и газу рушатся, поскольку батареи начинают посягать на гибкость и пиковые доходы, которыми пользуются электростанции, работающие на ископаемом топливе ». ¹⁰ Даже в этом случае скорость, с которой могут происходить изменения в источниках энергии, будет зависеть от многих факторов, таких как скорость, с которой можно будет расширить и развернуть более дешевые возобновляемые источники энергии, а также скорость, с которой спрос на электроэнергию растет.

Эта область исследований напрямую снизит затраты на жизненный цикл. ¹¹ Технический риск для этой цели высок, потому что цели по повышению эффективности потребуют более дорогих решений, таких как материалы с более высокими эксплуатационными характеристиками и более сложная геометрия компонентов, что приведет к более высоким производственным затратам.

Авиационные двигатели преобразуют химическую энергию, запасенную в реактивном топливе, в полезную тяговую мощность. Движущая сила определяется как произведение силы тяги и скорости полета.Газовые турбины используются для приведения в движение самолета в одной из трех конфигураций или архитектур: турбореактивный, двухконтурный или турбовинтовой. В каждом из этих случаев газовая турбина служит ядром авиационного двигателя. В турбореактивных двигателях выхлоп из активной зоны используется в качестве прямого источника тяги, при этом практически вся механическая энергия, производимая модулем турбины, используется для приведения в действие модуля компрессора (и электрических генераторов для электрической системы самолета). В турбовентиляторных двигателях часть механической энергии, производимой турбинным модулем, используется для приведения в действие вентилятора, обеспечивающего тягу (в дополнение к выхлопу турбины).Вентилятор расположен внутри гондолы двигателя непосредственно перед активной зоной. Диаметр лопастей вентилятора больше диаметра сердечника. Воздух, проходящий через вентилятор, обтекает сердечник и сливается с выхлопом турбины перед выходом из двигателя. Турбовинтовой двигатель похож на турбовентилятор, за исключением того, что для обеспечения тяги используется пропеллер, расположенный вне гондолы двигателя, вместо установленного внутри вентилятора.

___________________

⁷ Управление энергетической информации, 2018, EIA использует два упрощенных показателя, чтобы показать относительную экономику электростанций будущего, Today in Energy , 29 марта, https: // www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=35552.

⁸ McKinsey and Company, 2019, Global Energy Perspective 2019: Reference Case (Summary) , https://mck.co/2Nh4yGg, январь.

⁹ Д. Дадли, 2018 г., Возобновляемые источники энергии будут неизменно дешевле ископаемого топлива к 2020 г., утверждается в отчете, Forbes , 13 января, http://bit.ly/2PWOFCi.

¹⁰ Bloomberg New Energy Finance, 2018, «Падение затрат на ветроэнергетику, солнечную энергию и батареи вытесняет ископаемое топливо», 28 марта, http: // bit. ly / 34CtcTE.

¹¹ Справочная информация о затратах жизненного цикла представлена ​​в главе 1 в разделе «Общая информация для критериев повышения производительности».

Газовая турбина / Дизельные двигатели / Газовые двигатели ｜ Ресурсы, энергия и окружающая среда ｜ Продукция ｜ IHI Corporation

IHI предлагает широкий спектр продукции для выработки электроэнергии, включая газовые турбины, дизельные двигатели и газовые двигатели с энергосистемами простого цикла, когенерации и комбинированного цикла.Мы также предоставляем удаленный мониторинг, техническое обслуживание двигателя и другие услуги на протяжении всего жизненного цикла продукта. Мы добиваемся сокращения выбросов NOx и CO2 за счет использования газовых турбин с высоким КПД и низким уровнем выбросов. Поставляем газовые турбины для скоростных судов и других морских судов. Мы также поставляем полный спектр дизельных двигателей, от больших двигателей, способных работать на средней и низкой скорости, до моделей малого и среднего размера, обеспечивающих низкие, средние и высокие скорости. В наш разнообразный модельный ряд входят дизельные двигатели для наземных электрогенераторов.

---

Газотурбинные системы выработки энергии

Газотурбинная электростанция «ЛМ6000»

Это электростанции класса 100 МВт, которые сочетают в себе две газовые турбины LM6000, два парогенератора с рекуперацией тепла и одну паровую турбину для обеспечения наиболее эффективного производства электроэнергии в мире, а также лучших экологических характеристик и надежности.

Газотурбинная электростанция «ЛМ2500»

Это электростанции класса 20–30 МВт, в которых используется высокоэффективная и очень надежная газовая турбина LM2500, созданная на основе легкого и компактного авиационного двигателя.

---

Системы когенерации

Газотурбинная когенерационная установка «IM270»

Это типичные энергосберегающие системы, которые вырабатывают 2 МВт мощности и 6 тонн пара в час за счет комбинации нашей оригинальной спроектированной и разработанной газовой турбины IM270 с высоким КПД и низким уровнем выбросов NOx и парогенератора-утилизатора.

Когенерационная система «IM400 IHI-FLECS»

Это системы когенерации класса 4-6 МВт и оригинальные системы когенерации IHI, которые могут изменять выработку как электроэнергии, так и тепла (пара) в соответствии с потребностями. Если имеется избыток пара, его можно преобразовать в выработку электроэнергии для рекуперации энергии.

---

Двигатели среднего / большого размера

Двухтопливный двигатель «DU-WinGD 6X72DF»

Это двухтопливный двигатель, использующий технологии сгорания с предварительным смешиванием и обедненной смесью, которые считались технически сложными для низкооборотного двухтактного двигателя.
Это большая функция, позволяющая существенно снизить количество выбросов NOx двигателем.

Дизельный двигатель DU-Win GD 9X82

Двигатели X — это двигатели нового поколения, которые разработаны и спроектированы с высокой эксплуатационной гибкостью, чтобы адаптироваться к различным условиям работы двигателя и удовлетворить требования более низкого расхода топлива.Двигатели 9X82 установлены на контейнеровозах господа NYK 14 000 TEU в качестве главного двигателя. Эти двигатели 9X82 оснащены «двойной рейтинговой системой», которая включает функции оптимизации двух диапазонов мощности для работы с высокой и низкой нагрузкой. Эта «Двойная рейтинговая система» — лучшая в мире технология, которая позволяет судам значительно снизить потребление топлива и снизить выбросы CO2 для обоих диапазонов, что значительно способствует экономии эксплуатационной энергии при эксплуатации судна.

DU-S.E.M.T. Дизельный двигатель Pielstick

Четырехтактный среднеоборотный двигатель, используемый в качестве основного двигателя для больших паромов и патрульных катеров береговой охраны, а также в качестве генератора для наземных электростанций.

Дизельный двигатель NIIGATA «28AHX»

Дизельный двигатель — это «экологичный» среднеоборотный дизельный двигатель (от 2070 до 6660 кВт) следующего поколения, который, очевидно, соответствует нормам IMO Tier II NOx, а также ориентирован на будущее судовых двигателей. В качестве земли, используемой для генераторов энергии (от 2000 до 6300 кВт), дизельный двигатель достигает показателя мирового класса по высокой эффективности и низкому расходу топлива, используя как DO, так и HFO.

Двухтопливный двигатель NIIGATA «28AHX-DF»

28AHX-DF — это экологически чистый двигатель, соответствующий нормам IMO Tier III NOx в газовом режиме.В нем используется сжигание чистого газа, что позволяет соблюдать новые правила без избирательного каталитического восстановления (SCR).

---

Энергетические системы на газовых двигателях

НИИГАТА Газовый двигатель «28АГС»

Газовый двигатель вносит значительный вклад в снижение выбросов CO2 за счет высокоэффективной работы с использованием природного и городского газа, а также низкокалорийных газов, таких как газообразные в плавильных печах.
2000–6000 кВтэ, серия AGS с зажиганием от свечи зажигания и серия AG с микропилотным зажиганием поставляются как в Японии, так и за рубежом в качестве стационарных генераторов энергии.

---

Силовые установки

Азимутальное подруливающее устройство NIIGATA «Z-PELLER®»

Z-PELLER® — самая популярная силовая установка на мировом рынке буксиров.Заказчики высоко оценивают этот силовой агрегат за его высокое качество и долговечность.
Наша линейка Z-PELLER® предлагает непрерывную мощность от 735 кВт (1000 л. с.) до 3310 кВт (4500 л.с.), что позволяет нам реагировать на различные потребности клиентов.

---

Оборудование для впрыска топлива

Оборудование для впрыска топлива

NICO производит и поставляет так называемое оборудование для впрыска топлива, клапан впрыска топлива и насос впрыска топлива для 4-тактного двигателя Deisel для производителей двигателей, таких как отечественные производители двигателей, европейцы, корейцы и китайцы, а также компания Niigatra Power Systems. Материнская компания NICO.NICO также разрабатывает FIE с электрическим управлением (то есть CRS: Common Rail System), а также обычные механические FIE.

Ссылки

запросы на продукцию

Прочие товары

Продукты

МИРОВОЙ ПРОГНОЗ ГАЗОВЫХ ТУРБИН — Журнал Turbomachinery Magazine

ОБНАРУЖЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ В БЛИЖАЙШИЕ НЕСКОЛЬКИХ ЛЕТ, НО В НАБЛЮДЕНИИ НА РЫНКЕ

Стюарт Слейд и Картер Палмер, Forecast International

Избыточная мощность оборудования для выработки электроэнергии и связанная с этим мягкость цен влияют на рынок производства электроэнергии с газотурбинными двигателями.Короче говоря, компании продают значительно меньше газовых турбин, чем прогнозировалось, и получают более низкую цену за единицу при каждой продаже.

Серьезность ситуации подтверждается недавним заявлением Siemens AG о реструктуризации своей деятельности по выработке электроэнергии с учетом мировой ситуации:

«Мировой спрос на большие газовые турбины (вырабатывающие более 100 мегаватт) резко упал и, как ожидается, выровняется на уровне около 110 турбин в год.Для сравнения, технические производственные мощности всех производителей во всем мире оцениваются примерно в 400 турбин ».

Эти цифры подтверждают независимые оценки Forecast International, согласно которым продажи газовых турбин для производства электроэнергии за период 2018–2027 гг. Составят 107,433 млрд долларов США, что на 7,35% меньше продаж в период 2017–2026 годов. Это равносильно значительному сокращению дохода и большему давлению на маржу прибыли.

В результате все три ведущие компании в секторе оборудования для производства электроэнергии, GE, Siemens и MHPS, предприняли масштабные инициативы по реструктуризации для снижения затрат и рационализации производства.

В ближайшей перспективе, похоже, не предвидится никакого облегчения от текущей рыночной депрессии. Действительно, по мере уточнения прогнозов рыночная рецессия стала глубже и распространяется дальше в будущее.

В 2018 году Forecast International провела модернизацию своих промышленных и морских баз данных. Шкала мощности была доработана с учетом устойчивого увеличения мощности газовых турбин и расчетов добавленной мощности по выработке электроэнергии, дополняющих существующие прогнозы единиц и стоимости.Эти изменения оказались показательными (рис. 1).

Основываясь на этой информации, можно сделать вывод, что текущая ситуация со сниженным спросом, избыточными производственными мощностями и низкими ценами сохранится, по крайней мере, до начала 2020-х годов. Вероятно, наступит 2022 год, прежде чем ежегодный прирост установленной мощности сравняется с показателем 2018 года, что представляет собой существенное сокращение по сравнению с предыдущими годами. Однако восстановление установленной мощности с этой низкой точки довольно заметно и быстро увеличивается примерно до 2026 года.

Основной движущей силой этого восстановления является развитие крупных предприятий с комбинированным циклом в промышленно развитых странах, особенно в Японии, Европе и Азии. В этот период важным фактором будет замена сильно загрязняющих предприятий.

Он будет дополнен модернизацией старых объектов для соответствия стандартам эффективности. Газовые турбины, построенные в 1960-х — начале 1970-х годов, будут заменены современными турбинами. Значение этой тенденции в добавленной мощности можно проиллюстрировать, сравнив диаграмму 1 с диаграммой 2 по продажам в единицах.

Сравнивая эти графики, можно увидеть, что средняя мощность газовой турбины для выработки электроэнергии в 2018 году составляет 110 МВт. К 2027 году это увеличится до 116,5 МВт. Внимательное изучение данных показывает, что эта тенденция ускоряется. Обратите внимание, что эта цифра не принимает во внимание значительное увеличение производительности и эффективности в результате широкого внедрения крупномасштабных установок комбинированного цикла.

Утилизация отработанного тепла газовых турбин и его использование для привода паровой турбины привело к повышению эффективности более 60% для станций мощностью от 800 МВт до 1000 МВт.

Это указывает на еще одно глубокое изменение в финансовой картине. Закупка газовых турбин больше не связана напрямую с увеличением потребности в электроэнергии. Вместо этого вариант приобретения дополнительных газовых турбин — лишь один из многих, доступных как для генерирующих, так и для распределительных компаний.

Еще один способ взглянуть на это — сравнить затраты на выработку мегаватта электроэнергии в 2018 году с теми, которые могут быть применимы в 2027 году. В 2018 году добавление мегаватта генерирующих мощностей стоило в общей сложности 4,2 миллиона долларов.К 2027 году эта цифра вырастет до 4,4 миллиона долларов. Конечно, существуют значительные региональные различия.

Сравнение прогнозируемых графиков на период 2018–2027 годов с точки зрения общей выходной мощности, количества единиц и стоимости (рисунки 1, 2 и 3) показывает, что два наиболее тесно связанных между собой — это стоимость производства и общая выходная мощность. Посткризисный рост значительно ниже в единицах измерения, чем в стоимостном выражении и выходной мощности.

Это говорит о том, что самые большие турбины представляют собой основную область роста промышленности, в диапазоне 250–500 МВт и 500–750 МВт.В то же время мы также наблюдаем значительный рост в области микротурбин.

Объединение этих факторов позволяет предположить, что меньший класс выходной мощности газовой турбины в пределах 20–100 МВт находится под давлением. Это также область, в которой авиационные турбины оказывают наибольшее влияние. Это не сулит ничего хорошего для зарекомендовавших себя неавтомобильных продуктов в этой группе.

На Рисунке 4 показана общая установленная выработка электроэнергии за период 2018–2027 годов по классам мощности.Очевидно, что класс мощностью 250–500 МВт является основой электроэнергетики и, похоже, будет удерживать эту позицию по крайней мере в течение следующего десятилетия.

Эта категория пострадала от нынешней рецессии меньше, чем большинство других секторов. Сегмент 500–750 МВт также постоянно приобретает все большее значение, как и сегмент 50–150 МВт. Последний сектор, по-видимому, в значительной степени связан с авиационными газовыми турбинами.

Небольшие турбины и микротурбины вносят незначительный вклад в общую мощность.Но на них приходится большая часть продаж штучных изделий. Модульность и гибкость небольших турбин, а также низкий уровень выбросов являются одними из преимуществ, способствующих их внедрению.

Малые турбины и микротурбины

В отношении небольших газовых турбин мощностью от 1 МВт до 10 МВт перспективы в основном положительные. Анализ рынка показывает небольшое снижение стоимости и удельного производства в краткосрочной перспективе с общим положительным ростом до 2027 года. Однако газовые турбины этого класса мощности сталкиваются с жесткой конкуренцией.Поршневые двигатели получают все большее распространение благодаря относительно высокому КПД в этом диапазоне мощностей.

Мирротурбины имеют несколько иной внешний вид. Прогнозируется, что в прогнозируемом периоде генерирующие мощности выровняются. В 2018 году рынок значительно вырос из-за огромного российского заказа на турбины FlexEnergy.

Однако в производстве

может произойти встряска. Две новые европейские компании выходят на рынок с нетрадиционными продуктами. Micro Turbine Technologies и Bladon Jets разработали небольшие машины.EnerTwin МТТ производит 3,2 кВт и оптимизирован для производства тепла в небольших зданиях.

MTG12

Bladon Jets мощностью 12 кВт предназначен для питания удаленных вышек мобильной связи. Эти новые микротурбины только появляются на рынке. Их общая доля будет незначительной с точки зрения производства электроэнергии и стоимости. Но оба, вероятно, окажут значительное влияние на итоговые показатели единицы. В то время как Capstone Turbine останется ведущим производителем агрегатов, Bladon и MTT, по прогнозам, займут второе и третье места в течение прогнозируемого периода.

Региональные тенденции

Изменение профилей потребления пользователей стало всемирным явлением, хотя мотивация может отличаться от региона к региону. В Европе и США основной движущей силой является снижение спроса на электроэнергию и, таким образом, сокращение загрязнения и устранение потенциально вредных выбросов.

В других областях экономические выгоды от новых энергоэффективных технологий являются ведущим фактором, делая электрическое оборудование доступным для людей, которые в противном случае не могли бы позволить себе его использовать.

Тем не менее, некоторые факторы являются общими для всего мира. Природный газ стал основным топливом для выработки электроэнергии, питая не менее 75% газовых турбин, используемых для выработки электроэнергии. Но даже здесь есть исключения. Угольные и нефтяные электростанции по-прежнему заказываются в Азиатско-Тихоокеанском регионе, в то время как уголь предпочитают в Восточной Европе.

Согласно прогнозу на следующие десять лет, Северная Америка останется крупнейшим рынком с точки зрения добавленной мощности и стоимости газовых турбин, а Европа будет на втором месте.Однако оба рынка можно считать зрелыми. Есть много нереализованного потенциала для добавления газовых турбин в других регионах.

Соединенные Штаты Америки

По данным Управления энергетической информации США, уголь в настоящее время составляет около 41% всей электроэнергии страны по сравнению с 27% природного газа. Эта ситуация быстро меняется. К 2035 году агентство ожидает, что природный газ станет основным топливом для выработки электроэнергии.

Ожидается рост производства электроэнергии на природном газе 3.1% в год до 2038 года, что означает, что за этот период к энергосистеме США будет добавлено более 340 000 МВт газовых мощностей.

Основными факторами, способствующими переходу на газовую генерацию, являются благоприятная экономика строительства газовых заводов, уверенность в долгосрочных поставках топлива и экологические нормы, которые затрудняют дальнейшее использование угольной генерации.

Тем не менее, нынешняя администрация настаивает на прекращении поэтапного отказа от угля и поиске путей его использования на экологически ответственных электростанциях.

Воздействие улучшенного распределения и управления сетью в США продолжает стирать различие между пропускной способностью базовой нагрузки и остальным. В настоящее время только генерирующие мощности на атомных электростанциях однозначно считаются базовой нагрузкой из-за длительного времени работы при установившейся нагрузке. В этих условиях продажи машин G-, H- и J-классов растут, поскольку коммунальные предприятия придают большее значение эффективности.

Западная Европа

По данным Евростата, основного источника данных об энергии по странам Европейского Союза, общее чистое производство электроэнергии в ЕС составило 2.78 миллионов гигаватт-часов (ГВтч) в 2016 году. Это представляет собой увеличение на 1,1% по сравнению с предыдущим годом, преодолев давнее падение производства, начавшееся с 2011 года. Однако в целом уровень чистой выработки электроэнергии в 2016 году все еще оставался неизменным. На 14% ниже пикового уровня в 3,22 миллиона ГВтч в 2008 году.

Германия имела самый высокий уровень чистой выработки электроэнергии в 2014 году среди стран-членов ЕС, составляя 18,6% от общего объема электроэнергии в ЕС, опережая Францию ​​с показателем 15,8%. Соединенное Королевство было единственным государством-членом с двузначной долей — 10.9%.

Стремление к сокращению выбросов, сбережению ресурсов и повышению энергоэффективности повлияло на европейскую генерацию, вызвав ликвидацию старых станций и сокращение использования угля. В Великобритании это привело к фактическому отказу от угля как топлива для выработки электроэнергии.

Снижающийся энергетический рынок, похоже, не является хорошей новостью для поставщиков турбин, но ситуация не является полностью отрицательной. Старые, менее эффективные предприятия заменяются новыми технологиями.Газ заменяет уголь, и когенерация становится все более распространенным явлением. Таким образом, Западная Европа останется рынком для турбин для выработки электроэнергии, хотя основной рост будет наблюдаться в других регионах.

Восточная Европа

Падение производства электроэнергии за период 2010–2014 гг. Могло быть воспроизведено в Западной Европе. Но чистая выработка электроэнергии выросла в Восточной Европе, включая Румынию, Польшу, Словению, Болгарию и Чехию.

Основной движущей силой здесь было долгое и медленное восстановление этих стран после десятилетий застоя при коммунизме.Они появились на базе унаследованных систем выработки электроэнергии, состоящих из старого, неэффективного и плохо обслуживаемого оборудования.

В настоящее время на природный газ приходится только 9% генерирующих мощностей в этом регионе. Сомнения в стабильности поставок из России препятствуют дальнейшему расширению газовых мощностей.

Газовые турбины, тем не менее, сохраняют прочные позиции в Польше, Хорватии, Македонии и Венгрии. Польша планирует увеличить мощность газовых генерирующих мощностей до 8000 МВт в течение следующего десятилетия.

В целом рыночные возможности в Восточной Европе хорошие. Ограничивающие факторы скорее экономические, чем технические или экологические. Это говорит о том, что компании, успешно продающие этот сектор рынка, будут делать это, помогая клиентам найти финансирование.

Юго-Восточная Азия

Прогнозируется, что к 2040 году спрос на энергию в Юго-Восточной Азии вырастет на 80%, поскольку региональная экономика утроится, а население увеличится почти на четверть до 760 миллионов. По прогнозам, спрос на нефть вырастет с 4.7 миллионов баррелей в день в 2014 году до 6,8 миллиона баррелей в день в 2040 году, а потребление природного газа вырастет почти на две трети до примерно 265 миллиардов кубических метров.

В отличие от регионов, указанных выше, спрос на уголь будет расти беспрецедентными темпами. К концу прогнозного периода уголь обгонит нефть и станет крупнейшим топливом в структуре энергетики.

Удовлетворение потребности Юго-Восточной Азии в электроэнергии потребует установки 400 ГВт генерирующих мощностей, из которых 40% будут сжигаться на угле. Рост использования угля обусловлен экономическими факторами, изобилием запасов и необходимостью быстрой электрификации.

Но он также подчеркивает необходимость ускорения внедрения более эффективных технологий для решения проблемы роста местного загрязнения и выбросов CO ₂ . Сохраняется значительный потенциал для развертывания более эффективных угольных электростанций.

Средний КПД угольных электростанций в Юго-Восточной Азии увеличился примерно на 5% за последние годы, но более 50% общей установленной мощности угольных электростанций в регионе все еще ниже мировых стандартов эффективности.

Еще одним аспектом энергетической ситуации в Юго-Восточной Азии является ограниченность энергосетей и региональной взаимосвязанности. В некоторых областях их практически нет. Эти условия противоречат инвестициям в производство электроэнергии, поскольку избыток мощности в одной области не может быть легко перенесен на покрытие дефицита в другой.

Это больше, чем отсутствие общих генерирующих мощностей, объясняет преобладание отключений и газовых отключений во многих частях региона. Значительное увеличение генерирующих мощностей и улучшенные межсетевые соединения могут стимулировать экономическое развитие, обеспечивая более эффективные, надежные и устойчивые услуги электроснабжения в регионе.

Таким образом, инвестиции в эти сектора являются высокоприоритетными, и стабильный и прибыльный рынок для производителей газовых и паровых турбин кажется неизбежным.

Индия и Китай

Индия и Китай, две самые густонаселенные страны в мире с большим отрывом, разделяют многие из тех же проблем производства электроэнергии, что и Юго-Восточная Азия. Огромный размер их населения представляет серьезные проблемы для тех, кто стремится распространить экономическое развитие.

Оба испытывают нехватку электроэнергии.Генерирующие мощности неэффективны и являются основной причиной загрязнения. Электрораспределительные сети не завершены и не имеют должной координации и управления.

При премьер-министре Моди Индия устранила большую часть централизованной бюрократии, которая препятствовала предыдущим инвестициям в производство энергии. Но страна остается приверженной концепции установленных планов развития.

Для достижения поставленных целей стране необходимо вводить от 20 до 40 ГВт в год, что более чем в пять раз превышает уровень добавленной мощности, достигнутый за последнее десятилетие.

По данным Национального статистического бюро Китая, производство электроэнергии в Китае немного снизилось в 2015 году, на 0,2%, что стало первым снижением с 1968 года. Это снижение было связано с замедлением экономического роста в Китае, которое ускорилось в 2016 году, что привело к дальнейшему падению. спрос на мощность более вероятен.

Это вполне может послужить тормозом для будущих инвестиций в генерирующие мощности в краткосрочной и, возможно, более долгосрочной перспективе. Огромные размеры Китая и масштабы его планов по производству электроэнергии таковы, что даже относительно небольшое сокращение масштабов производства приравнивается к большому количеству потерянных заказов на турбины.

Энергетическая политика Китая способствует развитию ядерной энергетики. К 2013 году инвестиции в производство электроэнергии уже направлялись с тепловой и ветровой энергетики на ядерные и гидроэнергетические проекты. В настоящее время объем инвестиций, запланированных для этих секторов, составляет 114,4 миллиарда долларов, из которых 58,7 миллиарда долларов будут направлены на расширение энергосистемы.

Обзор OEM

Три ведущие компании в этом секторе рынка были ранжированы по объему продаж (ранжирование по выходной мощности дает тот же ответ).На их долю приходится чуть более 90% прогнозируемого увеличения мировых мощностей в течение следующих десяти лет. Обратите внимание, что дочерние компании и лицензиаты включены в общую сумму.

GE

2018-2027 Производство% от общего

1608 шт. 37,27

2018-2027 Объем производства% от общего

49,88 млрд долларов 46,43

2018-2027 Мощность мощности (ГВт)% от общей

232.6 49,66

General Electric — один из самых диверсифицированных производителей газотурбинных двигателей и машин в мире. На рынке производства электроэнергии с использованием газотурбинных двигателей линейка продуктов компании охватывает диапазон мощностей от 2 до 750 МВт в режиме простого цикла.

GE расширяет ассортимент своей продукции, используя развивающиеся технологии. LM6000 постоянно улучшается по эффективности и уровню выбросов, особенно за счет использования процесса впрыска пара.Серия рамы GE также совершенствуется за счет внедрения технологий из программ авиационных ТРДД CF6 и GE90.

Тем не менее, несмотря на всю свою рыночную силу, GE сильно пострадала от экономических сил. Он был вынужден провести серьезную реструктуризацию, сокращение штата и продажу дочерних компаний. Но налаженные коммерческие, лицензионные и упаковочные соглашения компании с более чем 30 фирмами по всему миру расширили географическую привлекательность подразделений GE.

И суровые рыночные условия, с которыми сталкиваются традиционные газовые турбины с большой рамой, компенсируются производством газовых турбин GE LM500, LM2500, LM6000 и LM9000. Почти половина прогнозируемого увеличения производства энергии в мире будет обеспечиваться за счет газовых турбин GE.

Сименс

2018-2027 Производство% от общего

1034 шт.24,0

2018-2027 Объем производства% от общего

29,21 млрд долларов 427,19

2018-2027 Мощность мощности (ГВт)% от общей

122.2 26,13

Несмотря на приобретение компанией линейки промышленных турбин Rolls Royce, продажи Siemen и доля рынка снизились. Siemens агрессивно реструктуризует свою деятельность. В 2013 году оно сократилось с 18 до пяти. Он привлек более 9 миллиардов евро в результате слияния, продажи или выделения предприятий. Сейчас он вкладывает значительную часть этих денег в новые технологии. Приобретенные у Rolls-Royce авиационные двигатели дают Siemens возможность более широкой конкуренции в сфере производства электроэнергии.

MHI

2018-2027 Производство% от общего

443 шт. 10,3

2018-2027 Объем производства% от общего

16,65 миллиарда долларов 15,49

2018-2027 Мощность мощности (ГВт)% от общей

69,4 14,84

Mitsubishi Hitachi Power Systems (MHPS) занимает третье место, а также пострадал от снижения продаж, избыточных мощностей и непроданных запасов. Также было объявлено о реструктуризации. Прогнозируется, что на него будет приходиться 10% единичной продукции, 15% стоимости продукции и 15% мощности на прогнозный период.

Несмотря на превратности прошлого года, тройка ведущих компаний в области производства газовых турбин занимает 90,63% рынка в стоимостном выражении. Как по критическим параметрам прогноза рынка, так и по общему количеству единиц оборудования и по общей мощности, очевидно, что рынок сильно сконцентрирован и становится все более концентрированным. Остальные участники сектора ограничены нишевыми приложениями.

Подразделение рынка показывает доминирование сегмента турбин мощностью от 250 до 500 МВт. Сегмент от 500 до 750 МВт растет медленно, но ему предстоит пройти долгий путь, прежде чем он бросит вызов сегменту от 250 до 500 МВт с точки зрения мощности. Трудно избежать впечатления, что сектор от 250 до 500 МВт представляет собой золотую середину с точки зрения выработки электроэнергии, где совпадают соображения капитальных затрат, эффективности, защиты окружающей среды и окупаемости инвестиций.

Авторов:

Стюарт Слэйд — старший аналитик I&M по газовым турбинам в Forecast International.В этой статье представлены данные, собранные с помощью информационно-аналитической службы Platinum 4.0 компании Forecast International.

Картер Палмер — специалист по анализу промышленных и морских газовых турбин в Forecast International, специализирующийся на небольших газовых турбинах и микротурбинах.

Для получения дополнительной информации посетите: www.forecastinternational.com

Газотурбинные электростанции с комбинированным циклом

Снижение выбросов в атмосферу при повышении надежности электроэнергетической системы

Газовая турбина с комбинированным циклом состоит из турбины внутреннего сгорания (CT) и паровой турбины (ST) .Начнем с того, что природный газ управляет СТ. Затем горячие отходящие газы из CT используются для производства пара, который направляется во вторую турбину, ST. CT и ST приводят в действие один или два генератора переменного тока. Таким образом, одно и то же количество топлива производит электроэнергию дважды: один раз в CT и один раз в ST, что повышает эффективность электростанции.
Помимо уменьшения количества необходимого топлива, электростанции с ПГУ выбрасывают только половину количества углекислого газа (CO ₂ ), и одну треть количества оксидов азота (NO _x ), и практически исключают выбросы. диоксида серы (SO ₂ ) по сравнению с обычными ископаемыми источниками энергии, в частности с угольными электростанциями.
В то время, когда использование возобновляемых источников энергии увеличивается, EDF использует электростанции CCGT для повышения гибкости , необходимой для надежности электросистемы . Во Франции EDF ввела в эксплуатацию парогазовую электростанцию ​​с комбинированным циклом мощностью 430 МВт в Бленод-Ле-Пон-а-Муссон в 2011 году и преобразовала масляную электростанцию ​​ Martigues в две парогазовые газотурбинные установки общей мощностью 930 единиц. MW, которые работают с 2011 и 2012 годов. Эти новые объекты, помимо обеспечения долгосрочной эксплуатации объектов, помогают улучшить общие экологические показатели парка EDF, работающего на ископаемом топливе.EDF управляет около 20 электростанциями CCGT по всему миру.

Первая в мире парогазовая газотурбинная электростанция Bouchain

На производственной площадке Bouchain на севере Франции EDF работает с производителем турбин General Electric (GE) над созданием CCGT нового поколения . Проект расположен на месте угольной электростанции, которая была остановлена ​​в 2015 году. Общий объем инвестиций в проект составляет 400 миллионов евро.
Электростанция CCGT, оснащенная современной технологией General Electric, достигнет рекордного КПД и тем самым еще больше снизит выбросы в атмосферу:

• КПД 62% по сравнению с 58% для обычной ПГУ и 37% для традиционная угольная электростанция
• CO ₂ выбросы на 10% ниже , чем у традиционной ПГУ и на 55% ниже, чем у традиционной угольной электростанции, и уменьшенные выбросы в атмосферу других газов ( оксид азота: 50 мг / Нм ³ )

Он также будет предлагать большую гибкость:

• Максимальная мощность достигается менее чем за 30 минут , со скоростью нарастания более 50 МВт в минуту, что почти вдвое превышает ток коэффициент
• Снижение нагрузки до 40% при соблюдении гарантий выбросов

Какова компоновка газотурбинной электростанции?

Несмотря на то, что от объекта к объекту существуют различия, расположение газотурбинных электростанций играет важную роль в работе электростанции.Вот разбивка общих схем электростанции и то, как они влияют на эффективность станции.

Как работают газотурбинные установки

Конкретные операции газотурбинной электростанции влияют на расположение рабочей площадки. Газовые турбины — это двигатели внутреннего сгорания, которые используют природный газ или другие жидкие источники энергии для создания механической энергии. Затем механическая энергия используется для производства электроэнергии с помощью генератора. Газовые турбины состоят из следующих трех основных частей:

• Компрессор, использующий сжатый воздух для вращения лопастей турбины
• Камера сгорания, которая нагревает газы до температуры 1400-1500 градусов по Цельсию
• Турбина, состоящая из лопастей, которые быстро вращаются и создают механическую энергию.

Газотурбинные электростанции имеют один из самых высоких показателей эффективности, когда дело доходит до преобразования ископаемого топлива в электроэнергию, и могут предложить более короткие сроки эксплуатации по сравнению с другими типами установок.

Общая схема для электростанций

Из-за взаимного соединения воздушных, газовых и других контуров необходимо тщательно продумать компоновку газотурбинной электростанции, чтобы минимизировать потери и неэффективность. Как правило, помещения для корпуса турбины занимают большую часть пространства на заводе, а вспомогательное оборудование является главным зданием.Однако резервуары для хранения мазута обычно размещаются рядом с корпусом турбины с промежуточными охладителями, камерами сгорания, котлами-утилизаторами, теплообменниками и иногда сложными воздуховодами, занимающими остальную часть здания.

Выбор места для газотурбинной электростанции

Прежде чем будет спроектирована компоновка газотурбинной электростанции, необходимо выбрать подходящее место для установки. Это решение зависит от ряда факторов, поскольку определенные факторы могут сделать установку менее эффективной или более дорогой.Площадка должна быть как можно ближе к центру нагрузки, чтобы минимизировать затраты на передачу. Земля должна быть относительно дешевой, поскольку газовые турбины могут занимать значительную площадь, а также для того, чтобы при необходимости можно было расширить завод и оборудование. Он должен располагаться относительно далеко от населенных пунктов из-за шума при работе, но также должен быть удобный транспорт для рабочих. Наконец, станции следует строить в местах, где топливо доступно по разумной цене, и где земля имеет высокую несущую способность, поскольку вибрации станции и другие операции будут создавать значительную нагрузку.

Преимущества газотурбинных электростанций

Газотурбинные электростанции могут предлагать относительно компактные и экономичные средства производства энергии из ископаемого топлива. Поскольку газовые турбины не требуют бойлеров или устройств для подачи питательной воды, они, как правило, меньше, чем паротурбинные установки той же мощности. По этим причинам они также обычно проще по конструкции. Газотурбинные электростанции также могут требовать меньших затрат на техническое обслуживание, а также более низких начальных и эксплуатационных затрат, чем у паровых электростанций.В отличие от других систем электростанций, газотурбинные электростанции также можно запускать в холодных погодных условиях.

Недостатки газотурбинных электростанций

Хотя газотурбинные электростанции более компактны, паровые электростанции часто имеют более длительный срок службы. Это связано с тем, что высокая температура камеры сгорания (3000 ° F) может сократить срок службы установки. Поскольку выхлопные газы газотурбинных электростанций содержат достаточно тепла, КПД станций может составлять всего 20 процентов.

Чтобы максимизировать эффективность газотурбинной электростанции, необходимо учитывать компоновку. Однако не менее важно убедиться, что средства управления завода обеспечивают его безопасную и полную загрузку. Для получения дополнительной информации о максимальном увеличении эффективности вашего предприятия с помощью самых современных систем управления, свяжитесь с нашей командой сегодня, запросив ценовое предложение онлайн или позвонив в Petrotech по телефону 504-620-6600.