Газотурбинная установка это: Газотурбинная установка (ГТУ) — Что такое Газотурбинная установка (ГТУ)?

Содержание

Принцип работы ГТУ — Энергодиспетчер

В последнее время благодаря СМИ  у  читателя на слуху такие понятия как  газотурбинная установка ГТУ или  парогазовая установка ПГУ (недавно мы публиковали познавтельную статью «Принцип работы ПГУ«.

То и дело в новостях говорят, что, к примеру, на такой то ГРЭС полным  ходом идет строительство  ПГУ -400 МВт, а на другой ТЭЦ-2 включена в  работу установка ГТУ-столько то МВт.  О таких событиях пишут, их освещают, поскольку включение таких мощных и эффективных агрегатов — это не только «галочка» в выполнении государственной программы, но и реальное повышение эффективности работы электростанций, областной энергосистемы и даже объединенной энергосистемы.

Но довести до сведения хочется не о выполнении госпрограмм или прогнозных показателей, а именно о ПГУ и ГТУ.  В этих двух терминах может запутаться не только обыватель, но и начинающий энергетик.

Начнем с того, что проще.

ГТУ — газотурбинная установка — это газовая турбина и электрический генератор, объединенные в одном  корпусе.

Ее выгодно устанавливать на ТЭЦ. Это эффективно, и многие реконструкции ТЭЦ направлены на установку  именно таких турбин.

Вот  упрощенный цикл работы тепловой станции:

Газ (топливо) поступает в котел, где сгорает и передает тепло воде, которая выходит из котла в виде пара и крутит паровую турбину. А паровая турбина крутит генератор. Из генератора мы получаем электроэнергию, а пар для промышленных нужд (отопление, подогрев) забираем из турбины при необходимости.

А в газотурбиной  установке газ сгорает и крутит газовую турбину, которая вырабатывают электроэнергию, а выходящие газы превращают воду в пар в котле-утилизаторе, т.е. газ работает с двойной пользой: сначала сгорает и крутит турбину, затем  нагревает воду в котле.

А если саму газотурбинную установку показать еще более развернуто, то будет выглядеть так:

На этом видео наглядно показано какие процессы происходят в газотурбинной установке.

Но еще больше пользы будет в том случае, если и полученный пар заставить работать — пустить его в паровую турбину, чтобы работал еще один генератор!  Вот тогда наша ГТУ станет ПАРО-ГАЗОВОЙ УСАНОВКОЙ (ПГУ).

В итоге ПГУ — это более широкое понятие. Эта установка – самостоятельный энергоблок, где топливо используется один раз, а электроэнергия вырабатывается дважды: в газотурбинной установке и в паровой турбине. Этот цикл очень эффективный, и имеет КПД порядка 57 %! Это очень хороший результат, который позволяет значительно снизить расход топлива на получение киловатт-часа электроэнергии!

В Беларуси для повышения эффективности работы электростанций применяют ГТУ как «надстройку» к существующей схеме ТЭЦ, а ПГУ возводят на ГРЭСах, как самостоятельные энергоблоки. Работая на электростанциях, эти газовые турбины не только повышают «прогнозные технико-экономические показатели», но и улучшают управление генерацией, так как имеют высокую маневренность: быстроту пуска и набора мощности.

Вот какие полезные эти газовые турбины!

ГОСТ 23290-78. Установки газотурбинные стационарные. Термины и определения

Stationary gas turbine plant. Terms and definitions

1. РАЗРАБОТАН Министерством энергетического машиностроения

2. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 18.10.78 г. № 2708

3. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

4. ПЕРЕИЗДАНИЕ. 2005 г.

Настоящий стандарт устанавливает применяемые в науке, технике и производстве термины и определения понятий в области стационарных газотурбинных установок.

Термины, установленные настоящим стандартом, обязательны для применения во вновь разрабатываемой документации всех видов, учебниках, учебных пособиях, технической и справочной литературе.

Приведенные определения можно, при необходимости, изменять по форме изложения, не допуская нарушения границ понятий.

Для каждого понятия установлен один стандартизованный термин.

Применение терминов-синонимов стандартизованного термина не допускается.

Недопустимые к применению термины-синонимы приведены в стандарте в качестве справочных и обозначены «Ндп».

В стандарте в качестве справочных приведены иностранные эквиваленты терминов на немецком (D), английском (Е) и французском (F) языках.

В стандарте приведены алфавитные указатели содержащихся в нем терминов на русском, английском и французском языках.

Стандартизованные термины набраны полужирным шрифтом, а недопустимые синонимы — курсивом.

АЛФАВИТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ ТЕРМИНОВ НА РУССКОМ ЯЗЫКЕ

АЛФАВИТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ ТЕРМИНОВ НА НЕМЕЦКОМ ЯЗЫКЕ

АЛФАВИТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ ТЕРМИНОВ НА АНГЛИЙСКОМ ЯЗЫКЕ

АЛФАВИТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ ТЕРМИНОВ НА ФРАНЦУЗСКОМ ЯЗЫКЕ

ТерминОпределение
ВИДЫ СТАЦИОНАРНЫХ ГАЗОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК И АГРЕГАТОВ, СОДЕРЖАЩИХ СТАЦИОНАРНЫЕ ГАЗОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
1. Газотурбинная установка (ГТУ)

Е. Gas turbine plant

D. Gasturbinenanlage (GTA)

F. Installation de turbine á gaz

Конструктивно-объединенная совокупность газовой турбины, газовоздушного тракта, системы управления и вспомогательных устройств.

Примечание. В зависимости от вида газотурбинной установки в нее могут входить компрессоры, камеры сгорания, регенераторы и т.д.

2. Стационарная газотурбинная установка

Е. Stationary gas turbine plant

D. Stationäre Gasturbinenanlage

F. Turbine á gaz dit «terrestre»

Газотурбинная установка, сохраняющая при эксплуатации неизменным местоположение
3. Энергетическая стационарная газотурбинная установка

Е. Gas turbine plant for electric power generation

D. Kraftwersgasturbinenanlage

F. Installation énergetque de turbine á gaz

Стационарная газотурбинная установка, предназначенная для привода электромашинного генератора
4. Приводная стационарная газотурбинная установка

Е. Mechanical drive gas turbine plant

D. Antriebsgasturbinenanlage

F. Installation de turbine d’entrainement a gaz

Стационарная газотурбинная установка, предназначенная для привода компрессора или насоса
5. Утилизационная стационарная газотурбинная установка

Е. Utilization gas turbine plant

D. Gasturbinenanlage mit Abhitzeverwertung

F. Turbine á gaz pour utilisation de chaleur

Стационарная газотурбинная установка, рабочим телом которой служат обладающие энергией газообразные продукты отхода производства
6. Технологическая стационарная газотурбинная установка

Ндп. Промышленная газотурбинная установка

Е. Process gas turbine plant

D. Industriegasturbinenanlage

F. Turbine á gaz thechnologique

Стационарная газотурбинная установка, включенная в технологический цикл производства
7. Атомная стационарная газотурбинная установка

Е. Nuclear gas turbine plant

D. Kernkraftgasturbinenanlage

F. Turbine á gaz nucleaire

Стационарная газотурбинная установка, использующая в качестве источника нагрева рабочего тела реактор с газовым охлаждением
8. Стационарная газотурбинная установка простого цикла

Е. Simple-cycle gas turbine plant

D. Einfache Gasturbinenanlage

F. Turbines á gaz en cycle simple

Стационарная газотурбинная установка, термодинамический цикл которой состоит только из следующих друг за другом процессов сжатия, нагрева и расширения рабочего тела
9. Стационарная газотурбинная установка сложного цикла

Е. Complex-cycle gas turbine plant

D. Gasturbinenanlage mit Zwishenkühlung-und-Erwärming

F. Installation de turbine á gaz an cycle complexe

Стационарная газотурбинная установка, термодинамический цикл которой включает промежуточное охлаждение при сжатии рабочего тела и подвод теплоты при его расширении
10. Стационарная газотурбинная установка регенеративного цикла

Е. Regenerative gas turbine plant

D. Gasturbinenanlage mit Regeneration

F. Turbinen á gaz on cycle á recupération

Стационарная газотурбинная установка, в которой часть процесса нагрева рабочего тела после сжатия осуществляется теплотой выхлопных газов
11. Стационарная газотурбинная установка открытого цикла

Е. Open-cycle gas turbine plant

D. Offene Gasturbinenanlage

F. Turbine a gaz á cycle ouvert

Стационарная газотурбинная установка, в которую воздух поступает из атмосферы, а выхлопные газы отводятся в атмосферу
12. Стационарная газотурбинная установка замкнутого цикла

Е. Closed-cycle gas turbine plant

D. Geschlossene Gasturbinenanlage

F. Turbine á gaz a cycle fermé

Стационарная газотурбинная установка, в которой рабочее тело циркулирует по замкнутому контуру
13. Стационарная газотурбинная установка полузамкнутого цикла

Е. Semiclosed-cycle gas turbine plant

D. Halbgeschlossene Gasturbinenanlage

F. Turbine á gaz a cycle démifermé

Стационарная газотурбинная установка, разомкнутая, часть схемы которой служит для подвода воздуха из атмосферы в замкнутую часть и отвода из нее избыточного рабочего тела
14. Вакуумная стационарная газотурбинная установка

Е. Vacuum gas turbine plant

D. Unterdruckgasturbinenanlage

F. Turbine á gaz avec la pression d’echappement subatmospherique

Стационарная газотурбинная установка, в которой расширение рабочего тела в газовой турбине осуществляется при давлении ниже атмосферного
15. n-вальная стационарная газотурбинная установка

Е. n-schaft gas turbine plant

D. n-wellige Gasturbinenanlage

F. Turbine á gaz á n-arbres

Стационарная газотурбинная установка, имеющая валов с независимыми друг от друга частотами вращения.

Примечания:

1. При необходимости указания количества валов приставка в термине заменяется приставкой «одно», «двух» и т.д., например, «трехвальная газотурбинная установка».

2. Если n > 1 и указания количества валов не требуются, используется термин «многовальная газотурбинная установка»

16. Стационарная газотурбинная установка с независимой силовой турбиной

Ндп. Газотурбинная установка с разрезным валом

Е. Free turbine gas turbine plant

(Splint-shaft gas turbine plant)

D. Gasturbinenanlage mit abhähgige Nutzleistungsturbine

F. Turbine á gaz avec un corps indépendant de puissance utile

Стационарная газотурбинная установка, в которой силовая газовая турбина механически не связана с компрессором
17. Газотурбинная установка с конвертированным двигателем

Е. Air-craft derivative type gas turbine plant

D. Gasturbinenanlage mit Flugzeugtriebwerk als Treibgasserzeuger

F. Installation de turbine á gaz avec un croupe turbine-moteur á conversion

Стационарная газотурбинная установка, в состав которой входит один или несколько транспортных газотурбинных двигателей
18. Газотурбинный агрегат

Е. Gas turbine set

D. Gasturbosatz

F. Un groupe de turbine á gaz

Конструктивно-объединенная совокупность стационарной газотурбинной установки и приводимой машины
19. Энергетический газотурбинный агрегат

Е. Gas turbine set for electric power generation

D. Gasturbosatz für Kraftwerk

F. Groupe énergetique de la turbine á gaz

Газотурбинный агрегат, имеющий в качестве приводимой машины электромашинный генератор
20. Газоперекачивающий газотурбинный агрегат

Е. Pipe line gas turbine set

D. Gasturbosatz für Verdichterstation

F. Groupe de refoulement de la turbine á gaz

Газотурбинный агрегат, имеющий в качестве приводимой машины нагнетатель
21. Воздушно-аккумулирующий газотурбинный агрегат

Е. Air-storage gas turbine set

D. Luftspeichergasturbosatz

F. Turbine á gaz pour remplissage d’un accumulateur d’air

Энергетический газотурбинный агрегат для выработки электроэнергии при пиковой нагрузке энергосистемы, газовая турбина которого работает от аккумулятора сжатого воздуха, наполняемого компрессором (компрессорами) при минимальной нагрузке энергосистемы
СОСТАВНЫЕ ЧАСТИ СТАЦИОНАРНЫХ ГАЗОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК
22. Регенератор стационарной газотурбинной установки

Е. Gas turbine regenerator

D. Gasturbinenregenerator

F. Recuperateur de l’installation de la turbine

Теплообменный аппарат стационарной газотурбинной установки для передачи теплоты выхлопных газов рабочему телу перед его поступлением к источнику нагрева
23. Турбогруппа стационарной газотурбинной установки

Е. Gas turbine plant turbogroup

D. GTA-Turbogruppe

F. Groupe «turbine-compresseur» de l’installation de la turbine á gas

Часть стационарной газотурбинной установки, состоящая из газовой турбины (турбин), компрессора (компрессоров) и объединяющих их элементов
24. Промежуточный охладитель стационарной газотурбинной установки

Е. Intercooler

D. Zwishenkühler

F. Refroidisseur intermediaire

Теплообменный аппарат стационарной газотурбинной установки, предназначенный для охлаждения рабочего тела между ступенями сжатия
25. Теплофикационный подогреватель стационарной газотурбинной установки

Е. Heat exchanger for exhaust gas utilization

D. Vorwärmer für Heizkraftkupplung

F. Echangeur á thermification

Теплообменный аппарат стационарной газотурбинной установки, предназначенный для использования теплоты выхлопных газов газовой турбины для теплофикации
ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ СТАЦИОНАРНЫХ ГАЗОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК
26. Мощность стационарной газотурбинной установки

Е. Output

D. Gasturbinenleistung

F. Puissance de l’installation de turbine á gaz

Полезная мощность, определяемая для энергетической стационарной газотурбинной установки как мощность на клеммах электромашинного генератора, а для приводной стационарной газотурбинной установки — как мощность на муфте приводимой машины
27. Базовая номинальная мощность стационарной газотурбинной установки

Е. Rated base output

D. Gasturbinenhöchstleistung

F. Puissance de point nominale

Наибольшая длительная мощность стационарной газотурбинной установки при нормальных условиях, развиваемая при ее использовании в базовом режиме
28. Пиковая номинальная мощность стационарной газотурбинной установки

Е. Rated peak output

D. Spitzenlastnennleistung

F. Puissance de base nominale

Наибольшая длительная мощность стационарной газотурбинной установки при нормальных условиях, развиваемая при ее использовании в пиковом режиме
29. Максимальная мощность стационарной газотурбинной установки

Е. Maximum оutput

D. Grundlastnennleistung

F. Puissance maximale

Предельно допустимая по условиям прочности мощность стационарной газотурбинной установки, развиваемая ею при низких температурах всасываемого воздуха
30. Время пуска стационарной газотурбинной установки

Е. Starting time

D. Anfahrzeit

F. Feures de demerrage de la turbine á gaz

Интервал времени с момента подачи сигнала на пуск стационарной газотурбинной установки до момента начала синхронизации энергетической стационарной газотурбинной установки или до момента выхода на заданный минимальный режим устойчивой работы приводной стационарной газотурбинной установки
Агрегат газотурбинный18
Агрегат газотурбинный воздушно-аккумулирующий21
Агрегат газотурбинный газоперекачивающий20
Агрегат газотурбинный энергетический19
Время пуска стационарной газотурбинной установки30
Мощность стационарной газотурбинной установки26
Мощность стационарной газотурбинной установки максимальная29
Мощность стационарной газотурбинной установки номинальная базовая27
Мощность стационарной газотурбинной установки номинальная пиковая28
Охладитель стационарной газотурбинной установки промежуточный24
Подогреватель стационарной газотурбинной установки теплофикационный25
Регенератор стационарной газотурбинной установки22
Турбогруппа стационарной газотурбинной установки23
Установка газотурбинная (ГТУ)1
Установка газотурбинная промышленная6
Установка газотурбинная с конвертированным двигателем17
Установка газотурбинная с разрезным валом16
Установка газотурбинная стационарная2
Установка газотурбинная стационарная атомная7
Установка газотурбинная стационарная вакуумная14
Установка газотурбинная стационарная замкнутого цикла12
Установка газотурбинная стационарная n-вальная15
Установка газотурбинная стационарная открытого цикла11
Установка газотурбинная стационарная полузамкнутого цикла13
Установка газотурбинная стационарная приводная4
Установка газотурбинная стационарная простого цикла8
Установка газотурбинная стационарная регенеративного цикла10
Установка газотурбинная стационарная сложного цикла9
Установка газотурбинная стационарная с независимой силовой турбиной16
Установка газотурбинная стационарная энергетическая3
Установка газотурбинная стационарная технологическая6
Установка газотурбинная стационарная утилизационная5
Echangeur á thermification25
Groupe de refoulement de la turbine á gaz20
Un groupe de turbine á gaz18
Groupe énergetique de la turbine á gaz19
Groupe «turbine-compresseur» de l’installation de la turbine á gaz23
Feures de demerrage de la turbine á gas30
Installation de turbine á gaz1
Installation de turbine á gaz an cycle complexe9
Installation de turbine á gaz avec un croupe turbine-moteur á conversion17
Installation de turbine d’entrainement a gaz4
Installation énergetique de turbine á gaz3
Puissance de base nominale27
Puissance de l’installation de turbine á gaz26
Puissance de point nominale28
Puissance maximale29
Recuperateur de l’installation de la turbine22
Refroidisseur intermediaire24
Turbine á gaz avec la pression d’echappement subatmospherique14
Turbine á gaz avec un corps indépendant de puissance utile16
Turbine á gaz á n-arbres15
Turbine á gaz a cycle démifermé13
Turbine á gaz á cycle fermé12
Turbine á gaz á cycle ouvert11
Turbines á gaz en cycle á recupération10
Turbines á gaz en cycle simple8
Turbine á gaz nucleaire7
Turbine á gaz pour remplissage d’un accumulateur d’air21
Turbine á gaz dit «terrestre»2
Turbine á gaz thechnologique6
Turbine á gaz pour utilisation de chaleur5

ДИЗЕЛЬ-ГАЗОТУРБИННАЯ УСТАНОВКА — Словарь морских терминов на Корабел.

ру
комбинированная энергетическая установка, в которой в качестве главных двигателей используются двигатели внутреннего сгорания и газовые турбины. В настоящее время все Дизель-газотурбинные установки комплектуются из маршевых двигателей (ДВС) и форсажных (ГТД). В Дизель-газотурбинных установках может обеспечиваться как совместное и раздельное использование ДВС и ГТД (тип CODAG), так и только раздельная работа (тип CODOG). Термины CODAG и CODOG взяты из английской классификации и означают: в первом случае «дизель и газовая турбина», во втором — «дизель или газовая турбина». Преимуществом Дизель-газотурбинной установки типа CODAG является возможность суммирования мощностей всех главных двигателей, преимуществом CODOG — обеспечение форсажными двигателями полной скорости хода независимо от состояния маршевых. Оба типа Дизель-газотурбинных установок могут быть с маршевыми и форсажными двигателями, работающими как на один общий гребной винт, так и каждый на свой, а также с электропередачей. Развитие Дизель-газотурбинных установок началось в 1947 г. Сложность создания Дизель-газотурбинных установок обусловливается различными принципами управления совместно работающими главными двигателями: ДВС — поддержанием в любых условиях заданной управляющим воздействием частоты вращения за счет изменения подачи топлива, ГТД — поддержанием постоянного расхода топлива за счет изменения частоты вращения. Несмотря на это, Дизель-газотурбинные установки в настоящее время — наиболее распространенная разновидность комбинированных энергетических установок. Перспективы использования Дизель-газотурбинных установок определяются длительностью сохранения специфических преимуществ ДВС (экономичность) и ГТД (большая мощность при малой массе), а также необходимостью обеспечения кратковременных форсажных и длительных экономичных режимов плавания судов.
По данным
«МОРСКОЙ ЭНЦИКЛОПЕДИЧЕСКИЙ СЛОВАРЬ» в двух томах, том 1. Под редакцией академика Н.Н.Исанина

Мобильные газотурбинные станции ТМ 2500+, газотурбинные установки, система удаленного мониторинга газотурбинных установок

В 2011 году в сотрудничестве с интернациональными инженерными командами была разработана система удаленного мониторинга ГТУ (УМТП, Remote Monitoring Technical Support (RM&TS)), которая успешно используется на ряде генерирующих объектов в России и Европе.

Наши специалисты, готовы установить систему УМТП на все модификации газовых турбин GE LM6000 и LM2500, а также адаптировать данную систему для других моделей ГТУ различных производителей.

Введение

Исследования показали, что около 80% всех неполадок на объекте, которые требуют поддержки, начинаются с аварийных сигналов элементов управления. Почти все сигналы об отказе оборудования могут быть связаны с дефектами или неисправностями модулей. Перед тем, как направить сервисного инженера для дальнейшего анализа причин неисправности, система УМТП предоставляет наиболее точную информацию для предварительного анализа ошибок и отказов.

Установка системы УМТП

Установка системы удаленного мониторинга УМТП обычно занимает 2 дня при помощи одного инженера. В комплексе с датчиками мониторинговой системы устанавливается программное обеспечение и модем с программными инструментами.

Отчеты о состоянии ГТУ содержат все необходимые заключения и рекомендации. На основании данных отчетов может проводиться профилактическое обслуживание. Все отчеты доступны через доступ к данным на ресурсе в интернете.

Основные преимущества системы удаленного мониторинга газотурбинных установок

При работе системы УМТП происходит многосторонний анализ данных, которые могут повлиять на работу турбины. Если происходят проблемы (ухудшения, неисправности), на основании полученных данных можно сделать вывод (спрогнозировать развитие аварии в перспективе), принимая во внимание усугубление поломки.

В дополнении к этому, осуществляется мониторинг аварийных сигналов: топ-10 наиболее часто встречающихся аварийных сигналов в месяц / неделю, а также аварийные сигналы с длительной продолжительностью. Сигналы помогают предотвратить аварию (защитить турбину) при помощи проведения своевременного надлежащего ТО или проведением комплекса незапланированных действий по предотвращению аварийной ситуации. Ведется анализ времени запуска и мониторится течение изменений в динамике. Если ложные аварийные сигналы «всплывают» на этапе запуска, их легко разрешить с помощью действий по техобслуживанию. Чем меньше аварийных сигналов, тем больше внимания уделяется при возникновении аварийного сигнала. Все собранные данные и аварийные сигналы помогают достичь более высоких показателей работы, надежности и наглядности сути проблемы.

Возможности мониторинга

На основе полученных данных система удаленного мониторинга УМТП предоставляет прогноз того, что может или уже вышло из строя. Без системы УМТП сбои в работе газовых турбин не контролируются в должной степени, следовательно, существуют более высокие риски для жизни обслуживающего персонала и безопасности в целом.

C системой УМТП и прогнозированием состояния турбины, сводятся к минимуму возможности сбоев в работе двигателя. Турбина работает в более легких условиях, а значит проработает более долгое время и продлит свой надежный жизненный срок эксплуатации.

Где применить газо- и паротурбинные установки — Энергетика и промышленность России — № 20 (112) октябрь 2008 года — WWW.

EPRUSSIA.RU

Газета «Энергетика и промышленность России» | № 20 (112) октябрь 2008 года

Отработавший в турбинах пар конденсируется и возвращается в котел. Охлажденные в котле продукты сгорания выбрасываются в атмосферу.

Паровые энергоблоки хорошо освоены, они надежны и долговечны. Их единичная мощность достигает 800‑1200 МВт, а коэффициент полезного действия составляет до 40‑41 процента, а на наиболее совершенных электростанциях за рубежом – 45‑48 процентов.

Также уже длительное время в энергетике используются газотурбинные установки. Это двигатель совершенно другого типа. В ГТУ атмосферный воздух сжимается до 15‑20 атмосфер, в нем топливо сжигается с образованием высокотемпературных (1200‑1500 °С) продуктов сгорания, которые расширяются в турбине до атмосферного давления. Вследствие более высокой температуры турбина развивает примерно вдвое большую мощность, чем необходимо для вращения компрессора.

Избыток используется для привода электрического генератора. За рубежом эксплуатируются ГТУ единичной мощностью 260‑280 МВт с КПД 36‑38 процентов. Температура отработавших в них газов составляет 550‑620 °С.

Интерес

Вследствие принципиальной простоты цикла и схемы стоимость газотурбинных установок существенно ниже, чем паровых. Они занимают меньше места, не нуждаются в охлаждении водой, быстро запускаются и изменяют режимы работы. ГТУ легче обслуживать и полностью автоматизировать.

Так как рабочей средой газовых турбин являются продукты сгорания, сохранять работо-способность деталей – которые омываются ими – можно, только используя чистые виды топлива: природный газ или жидкие дистилляты.

ГТУ быстро развиваются, с повышением параметров, единичной мощности и КПД. За рубежом они освоены и эксплуатируются с такими же показателями надежности, как и паровые энергоблоки.

Разумеется, тепло отработавших в ГТУ газов может быть использовано. Проще всего это сделать путем подогрева воды для отопления или выработки технологического пара. Количество произведенного тепла оказывается несколько больше, чем количество электроэнергии, а общий коэффициент использования тепла топлива может достигать 85‑90 процентов.

Заставить работать тепло

Есть и другая, еще более привлекательная возможность заставить это тепло работать.

Из термодинамики известно, что КПД наиболее совершенного цикла теплового двигателя (его придумал Карно почти 200 лет назад) пропорционально отношению температур подвода и отвода тепла. В ГТУ подвод тепла происходит в процессе сгорания. Температура образующихся продуктов, которые являются рабочей средой турбин, не ограничивается стенкой (как в котле), через которую необходимо передавать тепло, и может быть существенно выше.

Освоено охлаждение омываемых горячими газами деталей, позволяющее поддерживать их температуры на допустимом уровне.

В паровых энергоустановках температура перегретого пара не может превышать допустимую для металла труб котельных пароперегревателей и таких неохлаждаемых узлов, как паропроводы, коллекторы, арматура, – она составляет сейчас 540‑565 °С, а в самых современных установках – 600‑620 °С. Зато отвод тепла в конденсаторах паровых турбин осуществляется циркуляционной водой при температурах, близких к температуре окружающей среды.

Указанные особенности позволяют существенно повысить КПД производства электроэнергии путем объединения в одной парогазовой установке (ПГУ) высокотемпературного подвода (в ГТУ) и низкотемпературного отвода тепла (в конденсаторе паровой турбины). Для этого отработавшие в турбине газы подаются в котел-утилизатор, где генерируется и перегревается пар, поступающий затем в паровую турбину.

Вращаемый ею электрический генератор при неизменном расходе топлива в камере сгорания ГТУ увеличивает выработку электроэнергии в 1,5 раза. В итоге КПД лучших современных ПГУ составляет 55‑58 процентов. Такие ПГУ называют бинарными потому, что в них осуществляется двойной термодинамический цикл: пар в котле-утилизаторе и работа паровой турбины производятся за счет тепла, подведенного в камере сгорания ГТУ и уже отработавшего в верхнем газотурбинном цикле.

С учетом всех достоинств ПГУ наиболее важной задачей для отечественной энергетики является перевод многочисленных паровых электростанций, работающих в основном на природном газе, в парогазовые. Привлекательными особенностями таких ПГУ, помимо высоких КПД, являются умеренная удельная стоимость (в 1,5‑2 раза ниже, чем у паровых энергоблоков близкой мощности), возможность сооружения за короткое (два года) время, вдвое меньшая потребность в охлаждающей воде, хорошая маневренность.

Как создать ПГУ

При техническом перевооружении электростанций возможны два варианта создания бинарных ПГУ.

Во‑первых, строительство главного корпуса с оптимальными ПГУ единичной мощностью 350‑1000 МВт с КПД 55‑60 процентов.

Во‑вторых, размещение ГТУ и котлов‑утилизаторов в существующих или новых главных корпусах и использование в создаваемых с ними ПГУ части имеющегося паротурбинного и электрического оборудования.

Например, для ПГУ общей мощностью 800 МВт с тремя ГТУ целесообразно использовать ячейки двух соседних энергоблоков К-300. В этом случае одна паровая турбина сохраняется, а другая демонтируется. Электрический генератор, главный трансформатор и ячейка распределительного устройства демонтированного блока могут послужить для одной из ГТУ.

Перевоплощение

Не менее важно превращение паровых газомазутных ТЭЦ в парогазовые.

Отопительные ТЭЦ функционируют с сильно меняющимися в течение года тепловыми нагрузками. Электроэнергия, вырабатываемая летом менее экономичными турбинами ТЭЦ в условиях «плохого» вакуума в конденсаторе, не может конкурировать с энергией крупных конденсационных электростанций.

Зимой развитые выхлопные части турбин потребляют энергию для преодоления трения, а также для вентиляции и охлаждения последних ступеней. Работа с тепловой нагрузкой приводит к снижению удельной электрической мощности паровых ТЭЦ, для которых вообще характерно умеренное производство электроэнергии на тепловом потреблении.

Наконец, удельная стоимость паровых ТЭЦ существенно выше, чем конденсационных электростанций.

В них газы после ГТУ сбрасываются в водогрейный или паровой котел-утилизатор, где используются для выработки тепла (подогрева воды или генерирования пара) для внешних потребителей. Схемы ГТУ-ТЭЦ наиболее просты. КПД современных ГТУ без выработки тепла близок или даже выше КПД паротурбинных ТЭЦ докритического давления на конденсационном режиме. Выработка тепла не снижает этого КПД – в отличие от паротурбинных установок, где электрическая мощность и КПД вследствие производственных (особенно при высоком давлении) и теплофикационных отборов пара значительно уменьшаются.

Бинарный цикл

Для увеличения выработки тепла в периоды максимальных нагрузок применяются котлы-утилизаторы ГТУ, оснащенные горелками для сжигания дополнительного топлива. Однако сжигание топлива перед котлами-утилизаторами, как и снижение тепловой нагрузки (недоиспользование тепла отработавших в ГТУ газов), уменьшает эффективность ГТУ-ТЭЦ, которые наиболее привлекательны для промышленных ТЭЦ со значительной долей стабильной паровой нагрузки. Экономически они выгодны и при резко переменном графике тепловой и электрической нагрузки: в качестве примера можно назвать Якутскую ГРЭС (в сущности ТЭЦ) с восьмью ГТУ общей мощностью около 250 МВт, которая успешно эксплуатируется с 1971 года.

О Северо-Западной ТЭЦ

Каждая ГТУ работает на свой котел-утилизатор, в котором генерируется и перегревается пар, поступающий, например, в общий коллектор, а из него – в имеющиеся паровые турбины.

Первой теплофикационной ПГУ бинарного типа в России является ПГУ-450 на Северо-Западной ТЭЦ в Санкт-Петербурге.

Отработанный на Северо-Западной ТЭЦ модуль ГТУ – котел-утилизатор, генерирующий 240 т/ч пара высокого давления при электрической мощности 150 МВт, может прямо использоваться для питания турбин ПТ-60, ПТ-80 и Т-100 на действующих ТЭЦ.

При полной загрузке их выхлопов расход пара через первые ступени этих турбин будет значительно ниже номинального. Его можно будет пропустить при характерных для ПГУ-450 пониженных давлениях пара.

Это и одновременное уменьшение температуры свежего пара до 500‑510 °С летом и даже несколько более низких значений зимой снимет вопрос об исчерпании ресурса таких турбин. Конечно, мощность паровых турбин в составе ПГУ будет ниже номинальной, но общая мощность блока при этом возрастет более чем вдвое, а его экономичность по выработке электроэнергии не будет зависеть от режима и станет существенно более высокой, чем у лучших конденсационных энергоблоков.

Как это влияет на экономичность

Такое изменение показателей радикально влияет на экономичность ТЭЦ. Суммарные издержки на выработку электроэнергии и тепла в них снизятся, а конкурентоспособность на рынках электроэнергии и тепла возрастет.

ГТУ с котлами-утилизаторами лучше всего располагать в новом главном корпусе на площадке действующей ТЭЦ. Старые котлы могут сохраняться в резерве для покрытия пиковых нагрузок или на случай перерывов в газоснабжении.

Газотурбинные установки мощностью 15‑30 МВт и ниже целесообразно применять для децентрализованных источников электроэнергии и тепла, реконструкции отопительных и производственных котельных с превращением их в небольшие ГТУ-ТЭЦ, а иногда и создания ПГУ-ТЭЦ (например, на базе промышленных ТЭЦ с паровыми турбинами мощностью 6‑12 МВт).

ГТУ такого класса мощности удобны для сохранения выработки электроэнергии на старых ТЭЦ с низкими (3‑9 МПа) давлениями пара. На них целесообразна установка четырех-шести ГТУ мощностью 15‑30 МВт с котлами-утилизаторами и использованием выработанного в них пара в имеющихся турбинах (если они работоспособны) или в новой паровой турбине. Невысокие параметры пара не являются в этом случае большим недостатком. Таким образом, создается экономичная современная ТЭЦ с электрической мощностью 80‑200 МВт и тепловой мощностью 100‑200 Гкал/ч. Остальная часть тепловой нагрузки покрывается в режиме котельной.

Газотурбинные установки для малой энергетики — Энергетика и промышленность России — № 6 (58) июнь 2005 года — WWW.EPRUSSIA.RU

Газета «Энергетика и промышленность России» | № 6 (58) июнь 2005 года

Использование когенерации особенно эффективно в российских условиях, так как в нашей стране необходимо производить больше тепла, чем электроэнергии. То есть значительную часть котельных, обеспеченных газом, можно превратить в ГТУ-ТЭЦ.


Компактность и простота монтажа

С начала 90‑х годов ОАО «Авиадвигатель» (известное во всем мире как ведущее конструкторское бюро) успешно ведет работу по созданию промышленных газотурбинных установок наземного применения. За это время разработано, прошло межведомственные испытания (МВИ) и внедрено в серийное производство семейство газовых турбин: ГТУ-2,5П; ГТУ-4П; ГТУ-6П; ГТУ-12П; ГТУ-16П и ГТУ-25П мощностью от 2,5 до 25 МВт.

На базе ГТУ мощностью 2, 4 и 6 МВт были созданы газотурбинные электростанции «Урал-2500 / -4000 / -6000». Они не требуют строительства дорогостоящих зданий, компактны и быстро устанавливаются на фундамент. При готовности внешних коммуникаций (газ, тепловые и электрические сети) пуск в эксплуатацию – через 2 недели после начала монтажа.

Газотурбинные электростанции «Урал-2500 / -4000 / -6000» способны работать в автоматическом режиме весь отопительный сезон ~ 5000 часов, причем качественное обслуживание обеспечивают всего два человека в смену.

Следует отметить, что ГТЭС имеют экологический сертификат по выбросам наиболее вредных веществ. Сервисное обслуживание предоставляется в течение всего жизненного цикла в соответствии с заключенным договором. Компания также предлагает инжиниринговые услуги: выбор обслуживания и поставщиков, оценку капитальных затрат «под ключ», оценку себестоимости электроэнергии, тепла и возврата инвестиций.


Первые шаги

Первая в России муниципальная ГТУ-ТЭЦ «Шигили» электрической мощностью 4 МВт и тепловой – 7,6 Гкал / ч построена в 2000 году в республике Башкортостан на базе газотурбинной электростанции ГТЭС «Урал-4000» полной заводской готовности. ГТУ-ТЭЦ работает по комбинированному циклу и обеспечивает электроэнергией и теплом поселок Болыпе­устьикинское (население около 8 тысяч человек) и местные предприятия. Турбоблок, водогрейный теплоутилизатор, аппаратура системы управления, распределительное устройство и вспомогательное оборудование размещены в капитальном здании.

Станция эксплуатируется по схеме с промежуточным теплоносителем. ГТУ-ТЭЦ, выполненная на современном техническом уровне, была сооружена за 14 месяцев. Пуск электростанции в эксплуатацию состоялся в декабре 2000 года. Данная ГТУ-ТЭЦ уже отработала четыре отопительных сезона (по ~ 5000 час.) без остановок на техобслуживание, с минимальным количеством обслуживающего персонала – два человека в смену, что является определенным показателем надежности оборудования.

В г. Агидель на базе двух газотурбинных электростанций «Урал-4000» построена ГТУ-ТЭЦ, которая обеспечивает электрической и тепловой энергией потребителей города. Станция запущена в эксплуатацию в октябре 2002 года, суммарная наработка составляет 16518 часов. Электрическая мощность ГТУ-ТЭЦ – 8 МВт, а тепловая мощность – 16,8 Гкал / ч. Электростанция работает вместе с водогрейным котлом-утилизатором Барнаульского котельного завода по когенерационному циклу. Она полностью удовлетворяет экологическим требованиям по эмиссии вредных веществ и шуму.

Новые разработки

На территории самого предприятия создана и введена в эксплуатацию ГТУ-ТЭЦ электрической мощностью 4 МВт с паровым котлом-утилизатором ОАО «Красный котельщик» (г. Таганрог) для обеспечения потребности предприятия в промышленном паре. Предусмотрена возможность 100%-ного сброса нагрузки с автоматическим выходом на режим «холостой ход». Отработана технология синхронизации и работы с сетью местной энергоснабжающей компании ОАО «Пермэнерго». Электростанция принята к эксплуатацию комиссией «Газпрома» в декабре 1997 года.

Еще один объект внедрения ГТЭС – ГТУ-ТЭЦ электрической мощностью 6 МВт на базе ГТЭС «Урал-6000» с уникальным паровым котлом Е-50‑0,7‑240ГМ на 50 т / ч пара (разработка производства ОАО «ИК «ЗиОМАР», г. Подольск) в Иванове. Уникальность котла состоит в том, что он может работать как по сбросной или утилизационной схеме, так и в автономном режиме, на двух видах топлива, обеспечивая круглогодичный непрерывный отпуск пара для текстильного производства.

Кроме указанных ГТЭС серии «Урал», на базе ГТУ разработаны ГТЭС мощностью 12, 16 и 25 МВт блочно-контейнерного исполнения полной заводской готовности для систем когенерации.

Основой электростанций являются газотурбинные установки ГТУ-12ПГ-2, ГТУ-16П и ГТУ-25П, размещенные в блоке двигателя. Электростанции оборудованы всеми необходимыми системами обеспечения и вспомогательным оборудованием. При их проектировании реализованы передовые технологии и учтен богатый опыт, накопленный при создании и эксплуатации газотурбинных двигателей и электростанций.

Электростанции ГТЭС-12П, ГТЭС-16П и ГТЭС-25П могут эксплуатироваться в когенерационном цикле, в базовом, полупиковом и пиковом классах использования. Они имеют простую и удобную для обслуживания конструкцию, состоящую из блоков (модулей).

Газотурбинные установки | Munters

С учетом дефицита энергии и увеличения ее стоимости растет потребность в решениях, позволяющих повысить эффективность генерирующих предприятий. В современных газотурбинных установках достигнуты большие успехи в улучшении качества воздуха, поступающего в двигатель, но даже на новых станциях может сохраняться риск попадания пыли, капель и соли. При надлежащем применении брызгоуловителей такие риски можно минимизировать.

Газотурбинная установка нуждается для работы в больших объемах воздуха, поэтому вырабатываемая мощность и расход топлива сильно зависят от поступления воздуха, попадающего в камеру сгорания, и от его качества. При использовании более чистого воздуха фильтры загрязняются меньше. Снижение перепада давления также приводит к повышению КПД, что влечет за собой рост вырабатываемой мощности и экономию средств. В условиях холодного климата при температуре воздуха около 0 °C или ниже, существует риск обледенения. Брызгоуловители Munters разработаны с учетом именно таких условий и позволяют поддерживать воздухозаборные устройства свободными ото льда на протяжении всего года, что обеспечивает:

увеличение продолжительности эксплуатации — за счет продления срока службы фильтров снижение перепада давления — удаление погодозащитного козырька и установка брызгоуловителей Munters приводят к значительному снижению потерь
сокращение объемов обслуживания — за счет увеличения периода между заменами фильтров снижаются ежегодные эксплуатационные затраты

Водоиспарительные охладители входящего воздуха повышают КПД газотурбинной установки и увеличивают удельную выработку энергии в расчете на кубометр газового топлива Испарительное охлаждение воздуха для газотурбинных установок, электростанций и дизельных двигателей подразумевает взаимодействие воздуха и воды. Испарительные предохладители воздуха на основе структурированных насадок позволяют увеличить плотность поступающего в камеру сгорания воздуха, снижая его температуру путем адиабатического охлаждения.

Системы предохлаждения Munters с высокоэффективной насадкой повышают выходную мощность установок. Вода в аппарате испаряется с поглощением явного тепла, благодаря такому охлаждению на вход установки поступает воздух с большей плотностью, что позволяет достичь увеличения выходной мощности (как минимум, на 5—6 %, и до 60 % в очень жарком или сухом климате) и повышения КПД.

Предварительные охладители Munters характеризуются малыми капзатратами и эксплуатационными издержками, а потому — коротким сроком окупаемости. При постройке новых объектов дополнительным преимуществом является то, что за счет наличия встроенной системы фильтрации воздуха в предварительном охладителе сокращаются суммарные капиталовложения в воздушные фильтры и охладители.

Следует отметить также фильтрационное действие предварительного охладителя. При установке перед первой ступенью фильтров охладитель удаляет приблизительно 90 % взвешенных частиц, обычно удаляемых первым фильтром. Это существенно увеличивает срок службы фильтров и снижает эксплуатационные издержки. Эффект также распространяется на фильтры тонкой очистки, где пылевая нагрузка снижается приблизительно на 30 %.

Перепад давления на предварительном охладителе Munters составляет лишь 50—100 Па, что пренебрежимо мало по сравнению с перепадом на стандартных фильтрах, составляющим 250—1200 Па. Предохладитель позволяет организовать питание охлажденным и очищенным от аэрозолей воздухом с постоянным перепадом давления на протяжении всего года.

Осушение воздуха защищает газотурбинные установки Высокая влажность вызывает образование конденсата и развитие коррозии, что отрицательно сказывается на функционировании газотурбинных установок, котловых агрегатов, насосов, распределительных устройств и электронных систем. Системы адсорбционного осушения позволяют защитить оборудование от коррозии и поддерживать его в состоянии консервации полностью готовым к быстрому запуску.

  • Действующие установки: защита резервных роторов, ЗРУ и электрических шин.
  • Резервные генераторы и газотурбинные двигатели: быстрый запуск.
  • Консервация и временное хранение с полной защитой.
Газотурбинная электростанция

| Electrical4U

На всех электростанциях, кроме солнечной электростанции, работает генератор переменного тока для выработки электроэнергии. Генератор — это вращающаяся машина, которая может производить электричество только при вращении. Следовательно, должен быть первичный двигатель, который помогает вращать генератор переменного тока. Первичная компоновка всех электростанций состоит в том, чтобы вращать первичный двигатель, чтобы генератор мог вырабатывать необходимую электроэнергию. В газотурбинной электростанции мы используем воздух высокого давления и температуры вместо пара высокого давления и температуры для вращения турбины.

Основной принцип работы газотурбинной электростанции такой же, как и у паротурбинной электростанции. Единственная разница в том, что в паротурбинной электростанции мы используем сжатый пар для вращения турбины, а в газотурбинной электростанции мы используем сжатый воздух для вращения турбины.


В газотурбинной электростанции воздух сжимается в компрессоре. Затем этот сжатый воздух проходит через камеру сгорания, в которой температура сжатого воздуха повышается.Воздух с высокой температурой и высоким давлением проходит через газовую турбину. В турбине сжатый воздух внезапно расширяется; следовательно, он получает кинетическую энергию, и благодаря этой кинетической энергии воздух может совершать механическую работу по вращению турбины.

В газотурбинной электростанции валы турбины, генератора переменного тока и воздушного компрессора являются общими. Механическая энергия, создаваемая турбиной, частично используется для сжатия воздуха. Газотурбинные электростанции в основном используются в качестве резервного вспомогательного источника энергии на гидроэлектростанциях. Он генерирует вспомогательную энергию при запуске гидроэлектростанции.

Преимущества газотурбинной электростанции

  • По конструкции газотурбинная электростанция намного проще, чем паротурбинная электростанция.
  • Размер газотурбинной электростанции меньше, чем размер паротурбинной электростанции.
  • Газотурбинная электростанция не имеет компонентов, подобных котлу, и, следовательно, аксессуары, связанные с котлом, здесь отсутствуют.
  • Он не работает с паром, поэтому не требует конденсатора, следовательно, здесь не нужна градирня.
  • Поскольку с точки зрения проектирования и строительства газотурбинные электростанции намного проще и меньше, капитальные и эксплуатационные расходы значительно ниже, чем у эквивалентных паротурбинных электростанций.
  • Постоянные потери намного меньше в газотурбинной электростанции по сравнению с паротурбинной электростанцией, потому что в паротурбинной электростанции котел должен работать непрерывно, даже когда система не подает нагрузку в сеть.
  • Газотурбинная электростанция может быть запущена быстрее, чем эквивалентная паротурбинная электростанция.

Недостатки газотурбинной электростанции

  • Механическая энергия, создаваемая в турбине, также используется для работы воздушного компрессора. Поскольку большая часть механической энергии, создаваемой в турбине, используется для работы воздушного компрессора, общий КПД газотурбинной электростанции не так высок, как у эквивалентной паротурбинной электростанции.
  • Мало того, выхлопные газы газотурбинной электростанции выделяют значительное количество тепла из печи.Это также еще больше снижает эффективность системы.
  • Для запуска силовой установки предварительный компрессор не требуется. Поэтому перед фактическим запуском турбины воздух должен быть предварительно сжат, что требует вспомогательного источника питания для запуска газотурбинной электростанции. После запуска установки больше не нужно подавать внешнее питание, но на начальном этапе внешнее питание необходимо.
  • Температура печи на газотурбинной электростанции достаточно высока. Это делает срок службы системы меньше, чем у эквивалентной паротурбинной электростанции.
  • Из-за более низкого КПД газотурбинная электростанция не может использоваться для коммерческого производства электроэнергии, вместо этого она обычно используется для подачи вспомогательной энергии на другие традиционные электростанции, такие как гидроэлектростанции.

Газовые турбины открытого цикла | IPIECA

Последнее рассмотрение темы: 1 февраля 2014 г.

Газовая турбина — это двигатель внутреннего сгорания, который работает с вращательным, а не возвратно-поступательным движением.Газовые турбины состоят из трех основных компонентов: компрессора, камеры сгорания и силовой турбины. В секции компрессора воздух всасывается и сжимается до 30-кратного давления окружающей среды и направляется в секцию камеры сгорания, где топливо вводится, воспламеняется и сжигается. Камеры сгорания могут быть кольцевыми, кольцевыми или силосными. Кольцевая камера сгорания представляет собой единую непрерывную камеру в форме пончика, которая окружает турбину в плоскости, перпендикулярной потоку воздуха. Кольцевые камеры сгорания аналогичны кольцевым камерам сгорания, однако они включают в себя несколько камер сгорания в форме банок, а не одну камеру сгорания.Кольцевая и кольцевая камеры сгорания основаны на технологии авиационных турбин и обычно используются для небольших приложений. Камера сгорания силоса имеет одну или несколько камер сгорания, установленных снаружи корпуса газовой турбины. Силосные камеры сгорания обычно больше кольцевых или кольцевых камер сгорания и используются для крупномасштабных операций.

Компрессор, камера сгорания и турбина соединены одним или несколькими валами и вместе называются газогенератором или газовой турбиной. Рисунки 1 и 2 [JR1] ниже иллюстрируют типичную конфигурацию и схему газотурбинного генератора.

Рис. 1. Конфигурация газовой турбины открытого цикла

Рис. 2. Схема газовой турбины открытого цикла

Компрессор, камера сгорания и турбина соединены одним или несколькими валами и вместе называются газогенератором или газовой турбиной. Рисунки 1 и 2 [JR1] ниже иллюстрируют типичную конфигурацию и схему газотурбинного генератора.

Рисунок 1.Конфигурация газовой турбины открытого цикла

Рис. 2. Схема газовой турбины открытого цикла

Технологическая зрелость

Имеется в продаже ?: Есть
Жизнеспособность на шельфе: Есть
Модернизация Браунфилда ?: Есть
Многолетний опыт работы в отрасли: 5-10

Ключевые показатели

Область применения:

Турбины типового размера 5–375 МВт продаются различными производителями с более высоким КПД для более крупных моделей. Турбины меньшего размера обычно используются для морских применений из-за меньшего веса
Эффективность: 35% — 40%, потенциально может достигать 46% (см. Альтернативы)
Ориентировочные капитальные затраты: 389 долл. США / кВт (долл. США, 2005 г.) [3]. Блоки аварийного питания обычно имеют более низкий КПД и меньшие капитальные затраты, в то время как турбины, предназначенные для основной мощности, имеют более высокий КПД и более высокие капитальные затраты
Ориентировочные эксплуатационные расходы: В зависимости от размера турбины общие нетопливные затраты на ЭиТО варьируются от 0.0111 долл. США / кВтч для турбины мощностью 1 МВт до 0,0042 долл. США / кВтч для газовой турбины мощностью 40 МВт
Описание типового объема работ: Выбросы ПГ напрямую связаны с эффективностью газовой турбины. Новые машины обычно более эффективны, чем старые того же размера и общего типа, и поэтому производят меньше выбросов углекислого газа. Типичные выбросы углекислого газа от газовой турбины мощностью 40 МВт без рекуперации тепла, работающей с КПД 37 процентов, составляют 1.079 фунтов / МВтч [Ссылка 4].
Время на проектирование и монтаж: Несколько месяцев на проектирование и от нескольких недель до нескольких месяцев на строительство. Это также сильно зависит от местоположения и размера. Установка больших блоков в более удаленных местах может занять намного больше времени

Драйверы принятия решений

Технический: Площадь основания: требуются размер, вес, площадь участка
Профиль нагрузки установки должен быть относительно стабильным
Турбины мощностью до 50 МВт могут быть промышленными или модифицированными авиационными двигателями, в то время как более крупные блоки мощностью до 330 МВт предназначены для конкретных применений
Для морских турбин ключевыми факторами являются оптимальный размер и высокое соотношение мощности и веса, а также доступность, надежность и прочность. Также требуется решение для большой турбины с соответствующим резервом или меньшего количества турбин для конкретных применений
Оперативный: Операторы должны пройти обучение только для турбин (обучение паровой системе не требуется)
Зависит от цены топливного газа в сравнении с дополнительными капитальными затратами
Коммерческий: Турбины большего размера работают с более высоким КПД, но не так эффективны, как система с комбинированным циклом.Отрицательные воздействия можно смягчить за счет использования альтернатив
Окружающая среда:

Зависит от области применения. Для газотурбинной электростанции мощностью 211 МВт [Ссылка 5]:
Капитальные затраты: от 400 до 700 долларов США / кВт
Переменная эксплуатация и техническое обслуживание — 29,9 долларов США / МВтч
Фиксированная эксплуатация и техническое обслуживание — 5,26 доллара США / кВтч

Дополнительные комментарии

Можно использовать самые разные виды топлива. Для большинства заводов предпочтительным является природный газ, но можно использовать СНГ, нефтеперерабатывающий газ, газойль, дизельное топливо и нафту.Турбины с авиационным приводом и турбины с низким уровнем выбросов имеют более специфические требования к топливу.

Дополнительные комментарии

Можно использовать самые разные виды топлива. Для большинства заводов предпочтительным является природный газ, но можно использовать СНГ, нефтеперерабатывающий газ, газойль, дизельное топливо и нафту. Авиационные турбины и турбины с низким уровнем выбросов имеют более специфические требования к топливу.

Газовые турбины с высоким КПД

Производитель Модель КПД простого цикла КПД в смешанном цикле Вырабатываемая мощность (простая) (МВт)
Alstom GT24 40 58.4 230,7
Мицубиси M501J 41 61,5 327
General Electric 7FA 38,5 58,5 216
General Electric LMS100 44 ​​ 53,8 103
Сименс SGT6-8000H 40 60,75 274
Сименс SGT6-2000E 33. 9 51,3 112
Hitachi H-25 34,8 50,3 32

Таблица 1. Высокоэффективные газовые турбины модели

Газовая турбина с воздушным промежуточным охладителем

Системы интеркулера

работают над повышением эффективности за счет более высоких соотношений давлений в зоне сгорания. Это достигается путем разделения компрессорной установки на две части: компрессор низкого давления (LPC) и компрессор высокого давления (HPC).Впускной воздух сначала сжимается LPC, затем направляется в промежуточный охладитель, где давление поддерживается постоянным, но температура снижается. Затем воздух проходит через HPC и направляется в камеру сгорания. Поскольку температура воздуха в двигателе не может превышать заданную температуру из-за материала, используемого в турбине, традиционно существует ограничение на степень сжатия, поскольку сжатие газа увеличивает его температуру. Охлаждая воздух частично, но не теряя прироста давления, промежуточный охладитель позволяет произойти второму сжатию, позволяя воздуху в камере сгорания находиться в пределах температурных пределов, но с гораздо более высоким перепадом давления.Более высокое передаточное число заставляет турбину вырабатывать больше мощности при том же подаче топлива, повышая общий КПД турбины.

Примером новых инноваций в авиационной газовой турбине является турбина высокого давления (HPT) мощностью 35-65 МВт, разработанная GE [Ссылка 6]. LM6000 PG предлагает увеличение мощности простого цикла на 25% по сравнению со своим предшественником. Применения этих турбин включают нефтяные и газовые платформы, когенерационные системы университетов и установки комбинированного цикла промышленных парков.Эти турбины предназначены для работы на частичной мощности, выдерживают перепады напряжения и могут работать быстрее.

Операционные проблемы / риски

Газовые турбины — это сложные высокоскоростные компоненты с жесткими допусками на размеры, работающие при очень высоких температурах. Компоненты подвержены множеству потенциальных проблем. К ним относятся ползучесть, усталость, эрозия и окисление с ударным повреждением, проблема в случае выхода компонентов из строя или после технического обслуживания. Ползучесть может в конечном итоге привести к отказу, но вызывает наибольшую озабоченность из-за изменений размеров, которые она вызывает в компонентах, подверженных нагрузке и температуре.Основная часть обслуживания — это проверка размеров и допусков. Усталость вызывает особую озабоченность в таких областях концентрации напряжений, как хвостовики лопаток турбины. Таким образом, регулярный осмотр и техническое обслуживание являются обязательными, особенно для газовых турбин, работающих в суровых условиях, например, на море [Ссылка 7]. Это будет включать в себя электрические системы и системы управления в дополнение к самой газовой турбине.

Возможности / бизнес-пример

Общая тенденция развития газовых турбин заключается в сочетании более высоких температур и давлений. Хотя такие достижения увеличивают стоимость производства машины, более высокая стоимость с точки зрения большей выходной мощности и более высокой эффективности обеспечивает чистую экономическую выгоду. Промышленная газовая турбина — это баланс между производительностью и стоимостью, что приводит к наиболее экономичной машине как для пользователя, так и для производителя. Применения в нефтегазовой отрасли включают в себя компрессорные станции для трубопроводов природного газа с требуемым давлением в диапазоне 800–1200 фунтов на квадратный дюйм (5 516–8 274 кПа), а также перекачку сырой и очищенной нефти по трубопроводам.Турбины мощностью до 50 МВт могут быть либо промышленными, либо модифицированными авиационными двигателями, тогда как более крупные агрегаты мощностью до 330 МВт предназначены для конкретных целей. Для электроэнергетических приложений, таких как крупные промышленные объекты, газовые турбины простого цикла без рекуперации тепла могут обеспечивать пиковую мощность в областях с ограниченной производительностью, а коммунальные предприятия часто размещают газовые турбины мощностью от 5 до 40 МВт на подстанциях для обеспечения дополнительной мощности и сети. поддержка. Значительное количество систем когенерации на базе газовых турбин простого цикла эксплуатируется в различных сферах, включая добычу нефти, химикаты, производство бумаги, пищевую промышленность и университеты.

Примеры из практики

Газовые турбины с высоким КПД

Новая линейка высокоэффективных газовых турбин получила обозначение H-класса и в настоящее время производится несколькими производителями. После обширного процесса проверки компания GE установила свою модель 9H в заливе Баглан в 2003 году. Эта новая модель повысила эффективность, позволив температуре обжига повыситься на 200 ° F (93,3 ° C) по сравнению с предыдущими моделями, потенциально достигнув 2600 ° F. (1426,7 ° С). С тех пор станция надежно обеспечивает до 530 МВт в национальной энергосистеме Великобритании, работая с КПД более 60% (как часть системы комбинированного цикла) [Ссылка 8].

Другой производитель, Siemens, протестировал свою модель класса H, SGT5-8000H, при полной нагрузке в Ингольштадте, Германия, в 2008 году. Было показано, что КПД газотурбинной установки составляет 40% и является частью системы комбинированного цикла, достигающей мирового уровня. рекордная эффективность 60,75% [Ссылка 9]. Эта электростанция обеспечивает электроэнергией немецкую сеть с момента окончания периода испытаний, все с такой же эффективностью.

Системы, которые действительно демонстрируют все новые настройки, которые могут быть внесены для повышения эффективности, в настоящее время представляют собой только турбины класса H, которые занимают очень большую площадь и имеют заданную мощность 375 МВт и выше.Однако технологии, лежащие в основе турбин класса H (усовершенствованные материалы, улучшенное охлаждение и т. Д.), Доступны и для небольших систем. Эти кейсы были выбраны, чтобы продемонстрировать, что все они эффективны и действенны.

Газовые турбины с воздушным промежуточным охладителем

GE выпустила LMS 100, авиационный двигатель с чрезвычайно высоким КПД. Работая с КПД до 44% при полной базовой нагрузке, он вырабатывает более 100 МВт после 10-минутного пуска. Генераторная станция Гротон в Южной Дакоте была первым заводом, начавшим использовать LMS100, и успешно работает с 2006 года [Ссылка 10].Эта технология, в настоящее время доступная от GE, является новейшей и наименее проверенной технологией, указанной здесь. Однако из-за успешного первоначального тестирования и чрезвычайно высокой эффективности для простого цикла это важная альтернатива, которую следует рассмотреть.

Каталожные номера:
  1. Рекомендации по проверке целостности и целостности морских газовых турбин (и основного приводного оборудования), ESR Technology Lts, для Руководителя по здравоохранению и безопасности за 2006 г., Отчет об исследованиях 430.
  2. Дэвис, Л. Б. и С. Х. Черный. «Сухие системы сжигания с низким содержанием NOx для газовых турбин GE для тяжелых условий эксплуатации». GE Energy. N.p., n.d. Интернет. 26 июля 2013 г.
  3. Энергетические технологии. Newnes. С.59. ISBN 9780080480107
  4. Характеристики технологии: газовые турбины, анализ энергии и окружающей среды (ICF), декабрь 2008 г.
  5. Отчет о расходах
  6. , данные о стоимости и производительности для технологий производства электроэнергии, подготовлен для Национальной лаборатории возобновляемых источников энергии, Black & Veatch, февраль 2012 г.
  7. Aeroderivative Technology: более эффективное использование технологии газовых турбин, Wacke, A, General Electric, DRAFT — 2010 — 15 января.
  8. Уолл, Мартин, Ли Ричард и Фрост, Саймон. Рекомендации по проверке и целостности морских газовых турбин (и основного приводного оборудования). Отчет об исследованиях, 430, ESR Technology Ltd for the Health and Safety Executive, 2006.
  9. «Электростанция Баглан Бэй, Кардифф, Уэльс, Великобритания». Журнал Power. Июль Август. Лучшие растения (2003): 45-47
  10. Сименс.«Высокопроизводительная газовая турбина Siemens серии SGT-8000H H-класса: Power-Gen International 2011 — Лас-Вегас, Невада». www.energy.Siemens.com. 15 декабря 2011 г. Интернет. 26 июля 2013 г.
  11. Реале, Майкл Дж. И Джеймс К. Прочаска. «Новая высокоэффективная газовая турбина простого цикла — LMS100 компании GE». . Комитет по промышленному применению газовых турбин, 14 октября 2005 г. Web. 29 июля 2013 г.

Газотурбинные двигатели — PetroWiki

Размеры газовых турбин варьируются от микротурбин мощностью <50 л.с. (37.3 кВт) на большие промышленные турбины мощностью> 250 000 л.с. (190 кВт). На этой странице рассказывается о газотурбинном двигателе, различиях между типами турбин и элементах, которые следует учитывать при их использовании в качестве первичного двигателя.

Процесс

Как показано в рис. 1 и рис. 2 , «открытый» цикл Брайтона является термодинамическим циклом для всех газовых турбин. Этот цикл состоит из:

  • Адиабатическое сжатие
  • Нагрев с постоянным давлением
  • Адиабатическое расширение

Газовая турбина состоит из следующих компонентов:

  • Воздушный компрессор
  • Камера сгорания
  • Силовая турбина, вырабатывающая мощность для привода воздушного компрессора и выходного вала
  • Фиг. 1 — Упрощенная схема газовой турбины простого цикла.

  • Рис. 2 — Типичный «открытый» цикл Брайтона для газовых турбин.

Воздух поступает на вход компрессора в условиях окружающей среды (точка 1), сжимается (точка 2) и проходит через систему сгорания, где он объединяется с топливом и «сжигается» до максимальной температуры цикла (точка 3). Нагретый воздух расширяется через секцию турбины газогенератора (между точками 3 и 5), где энергия рабочего тела извлекается для выработки энергии для привода компрессора, и расширяется через силовую турбину для привода нагрузки (точка 7). .Затем воздух выбрасывается в атмосферу. Система запуска используется, чтобы довести воздушный компрессор до скорости, достаточной для подачи воздуха для сгорания с топливом, впрыскиваемым в камеру сгорания. Цикл сгорания турбины с непрерывным горением в сочетании с непрерывным вращением ротора турбины позволяет работать практически без вибраций, а также с меньшим количеством движущихся частей и точек износа по сравнению с другими первичными двигателями.

Конструкторское решение и эксплуатация

Максимальная температура цикла, TRIT

Выходная мощность газовой турбины может быть увеличена путем увеличения максимальной температуры цикла.Максимальная температура цикла обозначается TRIT, что означает температуру на входе в ротор турбины. API 616 определяет номинальную температуру горения как рассчитанную поставщиком температуру на входе в турбину (TIT) непосредственно перед ротором первой ступени турбины для непрерывной работы при номинальной выходной мощности. TRIT рассчитывается непосредственно перед ротором первой ступени турбины и включает расчетные эффекты охлаждающего воздуха и перепада температуры на лопатках статора первой ступени.

Воздушный поток

Выходная мощность газовой турбины также может быть увеличена за счет увеличения массового расхода воздуха через газовую турбину.Геометрия газовой турбины, особенно компрессора, и скорость компрессора определяют основной массовый расход воздуха. Увеличение потока требует увеличения скорости, которая ограничена максимальной скоростью непрерывного хода любой конкретной конструкции. При заданной скорости увеличение плотности входящего воздуха увеличивает массовый расход воздуха. Плотность воздуха на входе увеличивается прямо пропорционально атмосферному давлению и обратно пропорционально температуре окружающей среды.

Основными параметрами, влияющими на выходную мощность, являются скорость и TRIT для любой данной механической / аэродинамической конструкции.Увеличение любого из этих параметров увеличивает выходную мощность газовой турбины. Скорость и температура могут определяться желаемой выходной мощностью и теплопроизводительностью в пределах ограничений, налагаемых следующими факторами:

  • Срок службы компонента
  • Стоимость
  • Техническая возможность

Ограничение скорости

По мере увеличения скорости газовой турбины центробежные силы на вращающиеся компоненты увеличиваются. Эти силы увеличивают нагрузку на вращающиеся компоненты, особенно на следующие:

  • Диски
  • Лезвия
  • Крепление лезвия к диску

Материалы компонентов имеют пределы напряжений, которые прямо пропорциональны их пределам скорости, и их нельзя превышать.Таким образом, максимальная непрерывная скорость вращающегося элемента зависит от:

  • Геометрия ротора
  • Свойства материала компонента
  • Расчетные факторы безопасности

Это наивысшая допустимая скорость для непрерывной работы.

Температурные ограничения

Одним из способов увеличения выходной мощности является увеличение расхода топлива и, следовательно, TRIT. По мере увеличения TRIT компоненты горячей секции работают при более высоких температурах металла, что сокращает время между проверками (TBI) газовой турбины.Поскольку срок службы материалов горячей секции ограничен нагрузкой при высокой температуре, существуют ограничения на максимальные температуры для данного значения TBI. Срок службы материала быстро уменьшается при повышении температуры. TBI — это функция времени в TRIT и скорости изменения TRIT во время переходных процессов, таких как запуск. Предел ползучести или разрушения под напряжением определяется свойствами материала в зависимости от уровня их напряжения и рабочей температуры.

Рейтинговый пункт

Номинальный балл может быть установлен для определения характеристик газовой турбины для определенных условий окружающей среды, потерь в воздуховоде, топлива и т. Д.

Международная организация по стандартизации определяет свои стандартные условия как:

  • 59 ° F
  • 1,013 бар
  • Относительная влажность 60% без потерь

Это стало стандартным рейтингом для сравнения турбин различных производителей и конструкций.

Рейтинг сайта

Рейтинг площадки — это заявление об основных характеристиках газовой турбины в конкретных условиях площадки, включая:

  • Температура окружающей среды
  • Высота
  • Потери давления в воздуховоде
  • Контроль выбросов
  • Состав топлива
  • Коробка отбора мощности вспомогательная
  • Компрессор вытяжной
  • Уровень выходной мощности

Например, повышение температуры окружающей среды снижает выходную мощность со скоростью, зависящей от конструкции газовой турбины.

Температура воздуха на входе

Рис. 3 связывает следующее с температурой воздуха на входе при оптимальной скорости вращения силовой турбины для примера газовой турбины:

  • Выходная мощность
  • Расход топлива
  • Температура выхлопных газов
  • Расход выхлопных газов
  • Рис. 3 — Выходная мощность в зависимости от температуры воздуха на входе в компрессор.

Повышение КПД турбины

Простой цикл

Большая часть механической энергии, извлекаемой из газового потока турбиной, требуется для приведения в действие воздушного компрессора, а оставшаяся часть используется для привода механической нагрузки.Энергия газового потока, не извлеченная турбиной, выбрасывается в атмосферу в виде тепла.

Рекуперативный цикл

В рекуперативном цикле, также называемом регенеративным циклом, воздух на выходе из компрессора предварительно нагревается в теплообменнике или рекуператоре, источником тепла которого является выхлоп газовой турбины. Энергия, передаваемая из выхлопных газов, снижает количество энергии, которое должно быть добавлено топливом. В Рис. 4 экономия топлива представлена ​​заштрихованной областью под 2–2 ‘.В стационарных рекуператорах используются три основных конструкции:

  • Пластинчатое ребро
  • Кожух и труба
  • Первичная поверхность
  • Рис. 4 — Рекуперативный цикл.

Комбинированный цикл

Добавление пара нижнего цикла к циклу Брайтона использует тепло выхлопных газов для производства дополнительной мощности, которую можно использовать в общей нагрузке, как показано на рис. 5 , или для отдельной нагрузки.Заштрихованная область представляет собой дополнительный ввод энергии.

Система впуска воздуха

Фильтрация входящего воздуха. Качество воздуха, поступающего в газовую турбину, является очень важным фактором при проектировании. Эффективность турбины со временем будет снижаться из-за отложений, накапливающихся на внутреннем пути потока турбины и вращающихся лопастях. Это скопление приводит к увеличению технического обслуживания и расхода топлива. Выбор и поддержание надлежащей системы фильтрации входящего воздуха для конкретных условий объекта повлияет на скорость снижения эффективности с течением времени.

Падение давления

Очень важно минимизировать падение давления воздуха, проходящего через: Впускной канал Впускной воздушный фильтр Впускной глушитель (см. «Подавление шума» ниже)

Потеря давления атмосферного воздуха, поступающего в турбину, сильно влияет на производительность газовой турбины.

Шумоподавление

Шум, производимый газовой турбиной, в основном находится в высокочастотных диапазонах, которые не передаются в отличие от низкочастотных шумов, создаваемых низкооборотными первичными двигателями, такими как поршневые двигатели.Большая часть высокочастотного шума, производимого турбиной, генерируется во впускном отверстии для воздуха, и меньшая его часть исходит от выхлопных газов. Источники шума и метод ослабления следующие:

Воздухозаборник

Глушитель на впуске должен быть специально разработан с учетом профиля шума газовой турбины и требований площадки. Этот глушитель устанавливается на воздухозаборнике между воздушным фильтром и входом в воздушный компрессор турбины.

Выхлоп

Глушитель выхлопа должен быть специально разработан с учетом профиля шума газовой турбины и требований площадки.Высота выхлопной трубы в сочетании с глушителем является важным фактором. Выпуск горячих выхлопных газов на максимально возможную высоту снижает измеримый шум на уровне земли, а также имеет дополнительное преимущество, заключающееся в уменьшении вероятности рециркуляции горячих выхлопных газов обратно в воздухозаборник. Потеря давления (противодавление) на выхлопе турбины сильно влияет на производительность газовой турбины.

Кожух / коробка передач / ведомое оборудование

Шумопоглощающий кожух (и) может быть установлен непосредственно над оборудованием, например над ограждением для пешеходов на салазках или над зданием, содержащим оборудование, изолированным в соответствии с требованиями, или над обоими.

Масляный радиатор

Наиболее распространенным методом охлаждения масла является использование воздухообменника / охладителя с вентилятором. Они создают шум вентилятора, которым можно управлять с помощью скорости кончика вентилятора. Использование кожухотрубных охладителей воды может снизить уровень шума при наличии охлаждающей среды.

Типы газовых турбин

Конструкции турбин

различаются по:

  • Режим работы
  • Типы камер сгорания
  • Конфигурация вала
  • Степень упаковки

Виды нагрузки

Газотурбинные двигатели

Авиационные газотурбинные или реактивные двигатели имеют сложную конструкцию и имеют малый вес специально для двигателей самолетов.Эти конструкции требуют максимальной мощности или тяги при минимальном весе и максимальной топливной эффективности. Турбины самолетов имеют роликовые подшипники и имеют высокие температуры горения, требующие экзотической металлургии. Они могут работать на ограниченном количестве видов топлива. Когда реактивный двигатель используется в промышленности, он должен быть соединен с независимой силовой турбиной для выработки мощности на валу.

Тяжелые промышленные газотурбинные двигатели

Основные конструктивные параметры тяжелых промышленных газотурбинных двигателей произошли от промышленных паровых турбин, которые имеют более низкие скорости, тяжелые роторы и большие корпуса, чем реактивные двигатели, для обеспечения более длительного срока службы.Эти газовые турбины способны сжигать самый широкий спектр жидкого или газового топлива.

Газотурбинные двигатели легкой промышленности

Основные конструктивные параметры и технологии, используемые в авиационных турбинах, могут быть объединены с некоторыми конструктивными аспектами тяжелых промышленных газовых турбин для производства более легкой промышленной турбины с сроком службы, приближающимся к сроку службы тяжелой промышленной газовой турбины. Эти двигатели называются легкими промышленными газотурбинными двигателями.

Типы камер сгорания

Радиальная или кольцевая камера сгорания

Эта камера сгорания окружает вращающиеся части газовой турбины и является неотъемлемой частью корпуса двигателя ( Рис. 6 ). Эта конструкция используется в авиационных турбинах и легких промышленных газовых турбинах.

  • Рис. 6 — Типовой разрез газовой турбины.

Камера сгорания

Это одно- или многотопливная система сгорания, отделенная от вращающейся турбины в виде баков внешнего сгорания ( Рис. 7 ). Конструкции, в которых используется этот тип камеры сгорания, могут сжигать более широкий спектр видов топлива.

  • Рис. 7 — Типовая газовая турбина с камерой сгорания (в разрезе).

Конфигурация вала

Один вал

Газовая турбина может иметь одновальную или двухвальную конструкцию. Одновальная конструкция состоит из одного вала, соединяющего воздушный компрессор, турбину газогенератора и силовую турбину как один вращающийся элемент ( Рис. 1 ). Эта конструкция лучше всего подходит для приложений с постоянной скоростью, таких как привод электрогенераторов с постоянной частотой.

Два вала

Двухвальная конструкция имеет воздушный компрессор и газогенератор на одном валу, а силовую турбину — на втором независимом валу.Такая конструкция обеспечивает гибкость по скорости, необходимую для более эффективного охвата более широкой карты характеристик приводимого оборудования. Это позволяет производителю газа работать со скоростью, необходимой для развития мощности, необходимой для приводимого в действие оборудования, такого как центробежные компрессоры или насосы. На фиг. 6 показан вид в разрезе типичной двухвальной газовой турбины. Основные компоненты включают компрессор, систему сгорания, турбину газогенератора и силовую турбину. Эта конструкция включает двухступенчатую турбину генератора газа и двухступенчатую силовую турбину.

Степень упаковки

Нормой для большинства газовых турбин, используемых в промышленности, является встраивание газовой турбины в базовую раму / салазки со всеми компонентами, необходимыми для основного рабочего агрегата. Сюда входят такие системы, как:

  • Пусковая система
  • Топливная система
  • Система смазки
  • Панель местного управления
  • В некоторых случаях коробка передач и приводное оборудование

Дополнительные операционные системы, как правило, представляют собой отдельные предварительно спроектированные комплектные системы, которые могут быть предоставлены и настроены производителем турбины.В эту категорию входят такие системы, как:

  • Фильтрация / глушитель на впуске воздуха
  • Маслоохладители
  • Системы дистанционного управления
  • Корпуса со звукоизоляцией
  • Глушители выхлопных газов

Выхлопные газы

Ухудшение атмосферы из-за газообразных загрязнителей является важной экологической проблемой. Газовая турбина с базовым циклом конструкции обеспечивает более чистое сгорание и производит более низкий уровень загрязняющих веществ по сравнению с другими первичными двигателями, что является большим преимуществом. Обычно регулируемые загрязняющие вещества газовой турбины:

  • Оксиды азота
  • Окись углерода
  • Углеводороды несгоревшие
  • Твердые частицы
  • Двуокись серы

Решение некоторых, но не всех, этих проблем загрязнения лежит в камере сгорания газовой турбины. Далее следует краткое обсуждение.

Оксиды азота (NO

x )

Регулируются только два из семи оксидов азота: NO и NO2, вместе именуемые NO x .Почти все проблемы выбросов, связанные с первичными двигателями, связаны с производством NO x и контролем NO x . Газовая турбина относительно чиста по сравнению с другими первичными двигателями. Например, газовые турбины, работающие на природном газе, обычно производят от 4 до 12 раз меньше NOx на единицу мощности, чем поршневые двигатели. Однако NOx является основным фактором при разрешении газотурбинных установок.

Окись углерода (CO)

CO также находится на очень низком уровне в выхлопных газах турбин из-за избытка воздуха в процессе сгорания. Поэтому обычно это не проблема. Однако в некоторых областях, где уровень CO в окружающей среде чрезвычайно высок или когда для контроля NO x в газовой турбине используется закачка воды, CO может быть фактором при получении разрешений.

Несгоревшие углеводороды (UHC)

В отличие от поршневых двигателей, которые производят значительное количество UHC, газовые турбины производят небольшое количество UHC, потому что большое количество избыточного воздуха, участвующего в процессе сгорания газовой турбины, полностью сжигает почти все углеводороды.Следовательно, выбросы UHC редко являются существенным фактором при получении экологических разрешений для газовых турбин.

Твердые частицы

Не были усовершенствованы методы измерения твердых частиц, дающие значимые результаты в выхлопах газовых турбин. Это редко является фактором при получении разрешений на газовые турбины, когда в газовой турбине сжигается чистое топливо.

Диоксид серы (SO

2 )

Почти все оборудование для сжигания топлива, включая газовые турбины, преобразует всю серу, содержащуюся в топливе, в SO 2 . Это делает SO 2 проблемой топлива, а не проблемой, связанной с характеристиками турбины. Единственный эффективный способ контролировать SO 2 — это ограничение количества серы, содержащейся в топливе, или удаление SO 2 из выхлопных газов с помощью процесса мокрой очистки.

Контроль выбросов

Необходимость соответствовать или превосходить нормы выбросов, установленные федеральными, государственными и местными кодексами, потребовала от производителей промышленных газовых турбин разработки более экологически чистых турбин.Системы с сухими выбросами были разработаны с форсунками с предварительным смешиванием бедного топлива, специальной технологией сжигания и средствами управления для снижения выбросов NOx и CO путем создания более низких максимальных температур пламени и более полного окисления углеводородного топлива. Все производители промышленных газовых турбин имеют сухие продукты с низким уровнем выбросов. Производительность зависит от конкретного продукта из-за различий в конструкции камеры сгорания.

Эти системы сжигания обедненной смеси снижают образование NOx и CO до очень низких уровней, тем самым делая ненужным использование дорогостоящих каталитических преобразователей, требующих больших затрат на обслуживание, для удаления NOx и CO после их образования.В областях с очень высокими эксплуатационными характеристиками может возникнуть необходимость в некоторых газовых турбинах использовать селективные каталитические нейтрализаторы для дальнейшего снижения уровня NOx и CO. В качестве топлива для газовой турбины выбирается чистый сухой природный газ, который производит самые чистые выхлопные газы.

Тепло выхлопных газов

Газовые турбины имеют большую часть тепловых потерь из цикла, выходящего на выхлоп. Это тепло можно рекуперировать и использовать для увеличения общего теплового КПД сжигаемого топлива. Наиболее распространенный метод использования тепла выхлопных газов — производство пара.

Список литературы

Используйте этот раздел для цитирования элементов, на которые есть ссылки в тексте, чтобы показать ваши источники. [Источники должны быть доступны читателю, т. Е. Не внутренний документ компании.]

Интересные статьи в OnePetro

Используйте этот раздел, чтобы перечислить статьи в OnePetro, которые читатель, желающий узнать больше, обязательно должен прочитать

Внешние ссылки

Используйте этот раздел, чтобы предоставить ссылки на соответствующие материалы на других веб-сайтах, кроме PetroWiki и OnePetro.

См. Также

Первичные движители

Поршневые двигатели

PEH: Prime_Movers

Взгляд на новые современные газовые турбины GE

Первая турбина, работающая на природном газе, для У.S. Power Generation и один из самых современных проектов в настоящее время находится в нескольких сотнях ярдов друг от друга в огромном кампусе GE в Гринвилле, Южная Каролина, площадью 413 акров. На этом сходство заканчивается тем фактом, что обе машины преобразуют природный газ в электричество.

Первая газовая турбина, используемая для выработки электроэнергии в США, была произведена компанией GE и отправлена ​​компании Oklahoma Gas & Electric в 1949 году. Она представляла собой переход от первых авиационных турбин, которые редко работали более десяти часов подряд, к производству электроэнергии с длительным сроком службы. Приложения.Блок работал на электростанции Belle Isle, принадлежащей OG&E, с 1949 по 1980 год и помог проверить технологию.

Национальный исторический памятник машиностроения: первая газовая турбина для выработки электроэнергии в США. Фото: Breaking Energy / Джаред Андерсон

Спустя более чем 50 лет генерация, работающая на природном газе, выросла и составляет примерно 30 процентов от генерирующих мощностей США. Подразделение GE Power & Water вложило значительные средства в следующее поколение парогазовых турбин серии 9HA / 7HA, работающих на природном газе.По заявлению компании, «H-класс» является самой эффективной газовой турбиной в мире, что помогает ей быстро завоевать долю рынка.

Турбины класса H имеют рейтинг эффективности более 61 процента, что означает, что 61 процент энергии, содержащейся в природном газе, используемом в качестве топлива, преобразуется в электричество.

«Они собрали хорошую машину», — говорит Ричард Деннис, менеджер по технологиям Национальной лаборатории энергетических технологий. NETL — это национальная лаборатория в рамках Управления ископаемой энергии Министерства энергетики США.«Быстрый запуск и хорошее отслеживание нагрузки — вот некоторые из его отличительных черт», — добавил он.

Газовая турбина 9HA идет на испытательный стенд. Фотография: GE

«Есть и другие компании, которые также имеют очень высокоэффективные машины в целевом диапазоне 61%», — сказал Деннис, приведя в качестве примеров Siemens и Mitsubishi Heavy Industries — теперь в партнерстве с Hitachi.

КПД турбины зависит от множества внешних факторов, включая высоту, температуру и влажность.«Параметр, на который обращают внимание люди, — это температура зажигания турбины или температура на входе турбины. […] Для достижения сверхвысокой эффективности требуется скоординированный подход к достижению нескольких параметров, включая температуру обжига, оптимальные соотношения давлений, передовую технологию охлаждения и новые компоненты », — сказал Деннис. Все эти параметры необходимо включить в новую конструкцию, чтобы повысить общую эффективность.

«Наша цель — 65 процентов, и все коммерческие разработчики преследуют схожие цели.Достижение таких более высоких температур обжига требует очень высоких технологий, особенно с использованием такой отработанной технологии », — добавил Деннис.

И GE усердно работает над поиском инноваций, необходимых для перехода к еще более эффективным газовым турбинам. Часть этих усилий направлена ​​на усовершенствованные покрытия для лопаток турбин, которые позволяют металлам надежно работать при более высоких температурах. «Обработка покрытия, вероятно, является одной из самых больших проблем [производителей турбин].[…] Бизнес по нанесению покрытий очень конкурентный, очень секретный и очень прибыльный », — сказал Брюс Пинт, научный сотрудник Окриджской национальной лаборатории Министерства энергетики США.

Помимо технологии нанесения покрытий, GE уделяет особое внимание усовершенствованиям в области топлива и сжигания, которые позволяют ее машинам работать на различных видах топлива, от сырой нефти до сжиженного природного газа.

Рынки газовых турбин и экологические нормы

Существует большой спрос на мощности по производству природного газа, поскольку возрастает потребность в сокращении выбросов парниковых газов.Операторы электростанций в регионах мира, имеющие доступ к сравнительно недорогим поставкам природного газа, также мотивированы экономическими стимулами.

Крупнейшие рынки сбыта газовых турбин GE — США, Ближний Восток и Азия. «Одно мы знаем наверняка: через 10 лет люди захотят более дешевую и надежную электроэнергию», — сказал репортерам Гай ДеЛеонардо, менеджер по продукции электроэнергетики GE Power & Water, во время недавнего пресс-тура по операциям компании в Гринвилле.

Турбины H-класса с высоким КПД обеспечивают снижение выбросов и повышенную надежность.«За последние 20 лет технология сжигания топлива снизила выбросы электростанций на 90 процентов», — сказал Джозеф Ситено, технический директор компании Combustion.

«Кажется, что GE предлагает очень быстрый запуск и низкие выбросы NOx», — сказал Деннис из NETL.

И это представляет собой интересную техническую задачу, потому что сжигание углеводородов при более высоких температурах приводит к более высоким уровням выбросов оксида азота, но снижает выбросы диоксида углерода. Итак, теперь есть толчок к так называемому «обедненному сжиганию», при котором в реакцию требуется дополнительный воздух.

Затраты на топливо и потребность в надежности

«Движущей силой здесь является более низкая стоимость электроэнергии для обслуживания растущего мира», — сказал ДеЛеонардо. По оценкам компании, в ближайшие 10 лет на новые электростанции по всему миру будет потрачено 5 триллионов долларов. И всякий раз, когда эти капиталоемкие предприятия останавливаются на ремонте или ремонте, владелец обычно теряет деньги. Вот почему «большое внимание уделяется надежности», — сказал ДеЛеонардо.

А современные газовые турбины становятся все более долговечными, а интервалы между плановым обслуживанием увеличиваются по мере развития технологий. Ситено объяснил, что это все равно, что проехать 1,2 миллиона миль до обслуживания. Он добавил, что новейшие турбины GE класса F в настоящее время работают в течение 24 000 часов, прежде чем потребуется проверка системы сгорания. А цель для класса H — достичь 25 000 часов.

Что касается установленных затрат на производство электроэнергии, новые турбины GE находятся в пределах от 500 до 700 долларов за киловатт, сказал ДеЛеонардо, в то время как возобновляемые источники энергии составляют около 1500 долларов за киловатт, а ядерные могут стоить 5000 долларов за киловатт. Действительно, согласно отчету о рынке ветряных технологий за 2013 год , опубликованному в прошлом году Национальной лабораторией Лоуренса Беркли Министерства энергетики США, средневзвешенная стоимость установленного проекта в 2013 году составила 1 630 долларов США за киловатт.

Конечно, после того, как ветряные турбины или солнечные системы построены и подключены к сети, топливо будет бесплатным. Топливо для производства электроэнергии на газе составляет от двух третей до 80 процентов стоимости производства электроэнергии.

Завод по производству газовых турбин GE в Гринвилле, Южная Каролина, который, как сообщается, является крупнейшим в мире. Фото: Breaking Energy / Джаред Андерсон

При текущих ценах на природный газ топливная составляющая генерации в США.По словам ДеЛеонардо, доля S. составляет около двух третей, в то время как азиатские рынки, которые полагаются на импортный СПГ, сталкиваются с расходами на топливо, которые составляют примерно 80 процентов капитала, затрачиваемого коммунальным предприятием на производство электроэнергии.

GE уже технически выбрана для 45 единиц HA по всему миру, 19 из которых поступают от клиентов из США, по семь — от покупателей из Японии и Великобритании, а шесть — из Бразилии. Производители электроэнергии в Южной Корее, России, Франции, Германии и Турции также разместили заказы на новые машины.

Идете опасным путем?

Сегодня явным победителем является природный газ, учитывая его преимущество в ценах на сырьевые товары в США. S. и его преимущества по выбросам перед углем. Но делаем ли мы нашу инфраструктуру слишком зависимой от ресурсов?

Некоторые утверждают, что чрезмерное использование природного газа в качестве источника энергии подвергает потребителей непропорциональному риску, если цены на сырьевые товары вырастут в результате роста спроса. Коммунальные предприятия одними из первых сетуют на чрезмерную зависимость от какого-либо одного источника энергии и всегда стремятся к сбалансированному портфелю сырья. Однако, учитывая общественное и политическое сопротивление углю, природный газ имеет преимущество в нынешних условиях.

«Мы идем по опасному пути, — сказал Брюс Пинт из Oak Ridge Lab. «Я вижу выгоду и вижу причину, по которой мы это делаем, но тот факт, что мы не инвестируем в атомную энергетику, не инвестируем столько в уголь, вероятно, вернется, чтобы укусить нас в какой-то момент», — сказал он.

Если План экологически чистой энергетики Агентства по охране окружающей среды будет продвигаться вперед, что приведет к закрытию угольных электростанций, в краткосрочной перспективе будет трудно заменить потерянные мощности по выработке электроэнергии чем-либо, кроме газа. Возобновляемые источники могут помочь, но они все равно будут нуждаться в резервном копировании базовой нагрузки до тех пор, пока варианты хранения в масштабе предприятия не будут экономично и надежно интегрированы.Вот почему природный газ часто называют мостом.

«Для меня [природный газ] больше похож на костыль. Меня беспокоит то, что это будет не просто мост. «Все будут работать на природном газе», — сказал Пинт.

Имеются убедительные доказательства того, что исторически низкие цены на природный газ в сочетании с выгодами от выбросов побуждают многочисленные предприятия менять источники топлива. Иностранные и отечественные газоемкие производители расширяют деятельность в США.S .; судоходные компании смотрят на СПГ вместо бункерного топлива; железные дороги рассматривают возможность использования СПГ вместо дизельного топлива; а операторы транспортных средств, такие как UPS, уже в той или иной степени перешли на природный газ.

«В целом, я считаю, что эту метафору нужно тщательно продумывать. […] Если вы собираетесь взглянуть на какой-либо мост в будущее, вам необходимо рассмотреть весь жизненный цикл выбросов парниковых газов для любого источника энергии », — сказал Деннис.

***

Джаред Андерсон — главный редактор журнала Breaking Energy.Пит Данко внес свой вклад в эту статью. Эта статья была первоначально опубликована на Breaking Energy и перепечатана с разрешения.

КАКИЕ ТИПЫ ГАЗОТУРБИННЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ?

Газотурбинные двигатели получают мощность за счет топлива, которое сжигается в камере сгорания. Газы, образующиеся в результате сгорания топлива, направляются в турбину, которая, в свою очередь, использует его для производства электроэнергии. Как и все другие системы, газотурбинные системы время от времени требуют значительного технического обслуживания, и именно поэтому промышленные установки требуют обучения по техническому обслуживанию газовых турбин для обеспечения надлежащего обслуживания системы для оптимальной функциональности.

Для обеспечения надлежащей культуры обслуживания необходимо лучше понимать компоненты газотурбинных электростанций. Газотурбинные электростанции состоят из трех моторных секций;

Компрессор

Компрессорная часть газотурбинной электростанции отвечает за всасывание воздуха и создание в нем давления. Затем сжатый воздух подается в камеру сгорания. Однако воздух постоянно подается в камеру с высокой скоростью, что обеспечивает бесперебойную работу системы.

Система сгорания

Система сгорания состоит из кольца топливных форсунок, чья работа, как отражает их название, заключается в подаче топлива в камеры системы. Топливо, которое впрыскивается из форсунок, смешивается с сжатым воздухом, который уже присутствует в камере, что приводит к образованию смеси, которая сгорает при 2000oF. При сгорании смеси топлива и сжатого воздуха возникают высокие температуры и потоки газа, которые отводятся в турбину.

Турбина

Турбина состоит из нескольких лопастей аэродинамического профиля, которые были спроектированы таким образом, чтобы распространяться по ней. Когда турбина получает горячий поток газов, лопасти начинают вращаться. Вращение лезвий по существу делает две вещи;

  • Заставляет компрессор всасывать больше сжатого воздуха
  • Заставляет генераторы вращаться и, в свою очередь, вырабатывать электроэнергию

При выборе наземных газовых турбин можно выбрать один из двух основных вариантов;

Двигатели с тяжелой рамой

Двигатели с тяжелой рамой имеют коэффициент низкого давления (отношение давления на входе к давлению, создаваемому выходом компрессора), который чаще всего составляет не менее 20.

  1. Двигатели авиационного типа

Эти двигатели являются производными от реактивных двигателей и спроектированы таким образом, что они могут работать при высокой степени сжатия. С авиационными двигателями можно достичь степени сжатия до 30. Двигатели в этом случае имеют преимущество в размере над двигателями с тяжелой рамой, поскольку они меньше и компактны, что делает их лучшим выбором для меньшие потребности в выходной мощности.

Важно отметить, что турбины с большей рамой производят больше выбросов и способствуют загрязнению окружающей среды из-за образования NOx.

Применения газовых турбин

Газовые турбины используются в основном для производства электроэнергии в больших масштабах. Исходя из конструкции, газовая турбина может генерировать от 600 до 400 МВт, особенно когда они объединены с паровой турбиной, способной генерировать до 200 МВт.

Газовые турбины в основном используются для выработки электроэнергии в отдаленных районах, для транспортных контейнеров и для мобильных систем электроснабжения. В идеале для запуска газовых турбин требуется от 10 до 20 минут, что делает их лучшим выбором в качестве резервного источника энергии для компаний.

Газовые турбины также можно быстро собрать и установить, учитывая их небольшие размеры по сравнению с атомными станциями и углем.

Чтобы узнать больше о газовой турбине и техническом обслуживании, посетите https://ajss. com.au/training/

Overpowered: Почему газовое строительство в США продолжается, несмотря на переизбыток электроэнергии

Остановка за годы до того, как закончился срок ее эксплуатации, Inland Empire может представлять собой один из первых примеров длинной череды преждевременно устаревших газовых заводов.
Источник: General Electric Co.

Это первая из пяти частей серии, посвященной изучению избыточного предложения в энергетическом секторе и факторов, вызывающих избыток электростанций, работающих на природном газе.

Когда в 2005 году было объявлено об открытии Энергетического центра Внутренней Империи, его рекламировали как прорывную электростанцию, которая восполнит критический дефицит электроэнергии в Калифорнии на десятилетия вперед. Расположенный в Риверсайде, Калифорния.и основанная на хваленой новой газотурбинной технологии от General Electric Co. , в 2009 году была введена в эксплуатацию электростанция мощностью 730 МВт и стоимостью 500 миллионов долларов.

Однако всего восемь лет спустя, в марте 2017 года, GE остановила один из двух производственных блоков завода. А в июне 2019 года компания заявила, что навсегда закроет завод, всего через 10 лет после его запуска.

В

Inland Empire использовалась устаревшая технология, дальнейшая поддержка которой «неэкономична», — сказал представитель GE.

Понедельник
Почему газовое строительство в США продолжается, несмотря на переизбыток электроэнергии

Вторник
Правила рынка PJM приводят к эре избыточного предложения

Продажи электростанций в PJM: рынок покупателя

Среда
В Вирджинии Доминион сталкивается с проблемами своего правления

Четверг
Приветствуя возобновляемые источники энергии, NextEra делает большую ставку на газ во Флориде

Пятница
Присматривается к энергосистеме с нулевым выбросом углерода, Калифорния выход газа

Злополучный проект представлял собой пару ошибочно ошибочных ставок GE — что Калифорнии потребуются новые источники электроэнергии для базовой нагрузки и что относительно негибкая турбина H-класса, для выхода которой на полную мощность требуются часы, будет отраслевой стандарт на долгие годы.

Inland Empire также олицетворяет тенденцию, наблюдаемую в большей части энергосистемы США. Коммунальные предприятия, столкнувшись с постоянным потоком вывода из эксплуатации угольных электростанций и привлекательностью исторически низких цен на природный газ, продолжали строить новые газовые станции, несмотря на постоянный спрос на электроэнергию и быстро падающие цены на энергию из возобновляемых источников.

Этот рост строительства привел к переизбытку генерирующих мощностей во многих регионах. И это продолжается сегодня, потому что природный газ дешев, а бизнес-модели и регулирующие структуры вознаграждают многих U.S. коммунальные услуги для строительства новой инфраструктуры, независимо от того, экономически это целесообразно или нет. А плательщикам налогов и инвесторам, скорее всего, придется платить по счетам. В период с 2008 по 1 августа 2019 года, когда спрос практически не изменился, США добавили к своему парку генерирующих мощностей 120 498 МВт мощности, работающей на природном газе, в том числе почти 26 000 МВт только в 2018 и 2019 годах. По крайней мере, 200 новых газовых электростанций планируются или разрабатываются в США, на общую сумму около 70 200 МВт дополнительной мощности, что почти равно общей генерирующей мощности в Техасе.

Пик

За тот же период капитальные затраты коммунальных предприятий неуклонно росли — с чуть более 60 миллиардов долларов в 2008 году до более чем 110 миллиардов долларов, рекордного уровня в 2018 году. Ожидается, что в 2019 году расходы превысят 120 миллиардов долларов.

Рекламируемый как дешевый «мостик» к экологически чистой энергии будущего, природный газ горит чище, чем уголь, и может лучше адаптироваться к изменениям спроса в течение дня. Многие руководители коммунальных предприятий и политики видят в нем необходимое дополнение к периодической солнечной и ветровой генерации.Поскольку многие штаты от Мэна до Калифорнии стремятся полностью исключить ископаемое топливо из своих энергетических секторов к середине века, отрасль продолжает инвестировать миллиарды в заводы, срок службы которых по прогнозам намного превышает этот предел.

Но многие эксперты считают, что эти станции, вероятно, станут неэффективными активами задолго до того, как истечет их запланированный срок эксплуатации. И если бум продолжится, это исключит любую возможность того, что США достигнут целей, поставленных Парижским соглашением по изменению климата.

«Существующие газовые электростанции и трубопроводы часто работают в течение 40 лет или дольше», — пишет Sierra Club в январском отчете под названием «Газовая лихорадка» за январь 2017 года, «что означает, что в случае строительства предлагаемой газовой инфраструктуры Америка не будет строить мост, а скорее — супермагистраль к климатической катастрофе ».

К 2023 году все регионы Северной Америки, кроме трех, будут иметь больше генерирующих мощностей — в некоторых случаях гораздо больше — чем необходимо для поддержания надежности, согласно недавней оценке North American Electric Reliability Corp., официальный координатор по надежности в электроэнергетике. По данным НКРЭ, резервная маржа — подушка имеющейся выработки электроэнергии сверх ожидаемого пикового спроса — обычно превышает целевые показатели во многих областях на тысячи мегаватт в год.

Возникший в результате перенасыщение начинает снижать коэффициенты мощности, меру использования завода по сравнению с его потенциальной производительностью. Согласно анализу S&P Global Market Intelligence, почти каждая седьмая электростанция на природном газе в США моложе 20 лет мало используется.Совокупная генерирующая мощность этих станций составляет более 33000 МВт, коэффициент мощности этих станций ниже 40%, а это означает, что большое количество совершенно новых объектов, строительство которых обходится в сотни миллионов долларов каждый, используются немногим более одной трети времени. .

В то же время ценовое преимущество природного газа по сравнению с технологиями возобновляемой энергии быстро сокращается. К 2035 году будет дороже продолжать эксплуатировать примерно 90% запланированных новых мощностей по выработке газа в стране, чем создавать эквивалентные портфели чистой энергии, согласно паре отчетов Института Рокки Маунтин (RMI), выступающего за низкую энергоэффективность. углеродные энергетические ресурсы.Группа заявила, что с учетом новых газовых заводов на сумму около 90 миллиардов долларов и трубопроводов, предлагаемых или планируемых к строительству, на 30 миллиардов долларов, риск неработающих активов является «значительным».

Выводы

RMI согласуются с анализом BloombergNEF, в котором говорится, что к концу 2020-х годов будет дешевле строить ветряные и солнечные электростанции, чем продолжать эксплуатировать стандартные газовые турбины с комбинированным циклом.

«Новый уголь»

Сообщение исходит не только от сторонников ветра и солнечной энергии, но и от аналитиков Уолл-стрит, законодателей, государственных регулирующих органов и ученых.Они утверждают, что коммунальные предприятия США замыкаются на поколении газовых заводов, которые, вероятно, станут нерентабельными и остановятся задолго до запланированного выхода на пенсию. Или они будут продолжать вырабатывать электроэнергию при значительно сниженных коэффициентах использования мощности, поддерживаемых платой плательщиков налогов.

«Коммунальные предприятия находятся между камнем и наковальней», — сказал Ник Гудман, генеральный директор CYRQ Energy, владельца / оператора геотермальных электростанций на западе США. «У них есть обязательства по обслуживанию, и проблемы с перерывами в обслуживании ветер и солнце реальны.«

С другой стороны, по состоянию на ноябрь семь штатов, включая Калифорнию и Нью-Йорк, а также округ Колумбия, ввели в действие законы, требующие, чтобы к 2050 году 100% электроэнергии, продаваемой в штате, поступало из возобновляемых источников или ресурсов с нулевым выбросом углерода. или раньше. Достижение этих целей потребует от коммунальных предприятий миллиардов долларов инвестиций в газовые заводы, построенные за последние 10 лет.

«Газ — это новый уголь, и это не очень хорошо», — сказал Марк Дайсон, руководитель практики RMI в области электроэнергетики.

Сегодня бум газовой энергетики в значительной степени обусловлен исторически низкими ценами на топливо, вызванными революцией сланцевого газа. Эта революция больше, чем любая государственная политика, помогла снизить выбросы парниковых газов в США за последнее десятилетие, в основном за счет замены угольной генерации на газ. Переход от угля к газу был удивительно быстрым по стандартам исторических переходов в области энергетики и принес пользу как с экологической, так и с экономической точки зрения. Но в 2018 году выбросы в США снова пошли вверх, и, согласно прогнозам США.По данным Управления энергетической информации США, в обозримом будущем газ по-прежнему будет доминирующим источником электроэнергии в США, на его долю будет приходиться почти 40% всей электроэнергии США к середине века. Доля возобновляемых источников энергии увеличится, но в 2050 году все равно будет составлять менее одной трети.

В сочетании с предполагаемой долей угольных электростанций в 17% к 2050 году это означает, что большая часть электроэнергии в США будет по-прежнему производиться на ископаемом топливе, а выбросы парниковых газов в энергетическом секторе США вряд ли уменьшатся и превысят 5 миллиардов метрических тонн углекислого газа на единицу. к 2050 году, а цели, поставленные законами штата и Парижским соглашением по изменению климата, станут недостижимыми.

Истоки застройки

Однако дешевый природный газ — не единственный фактор, способствующий этому строительному буйству.

Бизнес-модели многих американских коммунальных предприятий вознаграждают их за создание новой инфраструктуры, независимо от того, является ли она экономически жизнеспособной, действительно необходимой или нет. Перегруженным регулирующим органам часто не хватает ресурсов и опыта для тщательного изучения планирования производства коммунальных услуг, а иногда им не хватает институционального влияния, чтобы повернуть вспять амбициозные планы строительства коммунальных предприятий.Законодатели штата, привыкшие к щедрой финансовой поддержке со стороны крупных коммунальных предприятий, склонны уступать требованиям этих компаний. На нерегулируемых рынках инвесторы защищены от долгосрочного риска ухудшения ситуации за счет структур капитала, которые обеспечивают окупаемость, даже если электроэнергию, производимую этими станциями, становится нерентабельно продавать. Прогнозы спроса на энергию основаны на устаревших моделях, которые предполагают неумолимый рост потребления электроэнергии в далеком будущем. Слишком высокая для начала резервная маржа обычно превышается.А цены на возобновляемые источники энергии падали быстрее, чем ожидалось, что резко изменило рынки электроэнергии.

Руководители коммунальных предприятий, столкнувшись с неопределенным будущим и требуя новых государственных требований в отношении возобновляемых источников энергии, часто возвращаются к тому, что они делали всегда: к установке дополнительных мощностей.

Основываясь на десятках интервью с регулирующими органами, руководителями коммунальных предприятий, разработчиками и инвесторами, а также на запросах публичной информации и данных от S&P Global Market Intelligence, в этой серии будут исследованы основные причины перенасыщения электроснабжением и будущее производства электроэнергии в США. .S., поскольку он распространяется в нескольких регионах и нескольких компаниях.

В PJM Interconnection, крупнейшем сетевом операторе страны, с 2008 года было добавлено более 29000 МВт новых газовых станций, несмотря на вялый спрос, и к 2027 году запланировано установить почти 30 000 МВт газовой мощности, что почти наверняка превысит 30 долларов. миллиард. В Вирджинии, где дочерняя компания Dominion Energy Inc. в Вирджинии долгое время обладала огромной политической властью и постоянно завышала прогноз спроса на электроэнергию, регулирующие органы и политики, наконец, сопротивляются, чтобы ускорить переход на возобновляемые источники энергии.NextEra Energy Inc., которая долгое время позиционировала себя как ведущий чемпион в области возобновляемых источников энергии, продолжила десятилетний рост расходов на природный газ во Флориде, где ее дочерняя коммунальная компания Florida Power & Light Co. добавила тысячи мегаватт нового газа. даже несмотря на то, что руководители компаний заявляли о рентабельности более чистых альтернатив. А в Калифорнии амбициозная энергетическая политика штата с нулевым уровнем выбросов наталкивается на проблемы, связанные с устаревшими газовыми заводами и перебоями в подаче солнечной энергии.

То, как все это будет сделано, определит перспективы декарбонизации электросети США и определит будущее электроэнергетического сектора США на десятилетия вперед.

Siemens Energy представила миру новую газотурбинную установку | Новости и аналитика

Компания Siemens Energy, Inc., постоянный клиент Gray Construction, провела торжественное открытие своего нового завода 489 905 s.f. завод по производству газовых турбин и офисный комплекс, 16 ноября 2011 г. Завод расположен на территории существующего центра обслуживания паровых турбин и генераторов Сименс в Шарлотте, штат Нью-Йорк.C. Это самый крупный проект, который в настоящее время строится для Siemens в мире, и самый крупный проект в Шарлотте за 30 лет. На предприятии будет установлен кран грузоподъемностью 450 тонн, и он нацелен на получение сертификата LEED Gold за счет включения элементов устойчивого строительства и стратегий по снижению воздействия на окружающую среду.

Компания

Gray Construction, занимающая третье место среди ведущих экологических подрядчиков США в строительстве производственных предприятий, обеспечивала управление строительством, координацию сертификации LEED и услуги по вводу в эксплуатацию зданий. GNF Architects and Engineers обеспечили архитектурное и инженерное проектирование.

«Этот проект еще раз демонстрирует приверженность Siemens инвестициям США и будущему энергетического рынка», — сказал Стивен Грей, президент и главный исполнительный директор Gray Construction. «Мы гордимся тем, что сыграли роль в расширении операций Siemens в США».

Для получения дополнительной информации об услугах Grey по строительству завода или о проекте Siemens Energy, пожалуйста, свяжитесь с Филом Силом, старшим вице-президентом по производственному рынку, по адресу pseale @ gray.com.

См. Ниже статью, опубликованную в Charlotte Observer 17 ноября 2011 года.

Сименс в Шарлотте раскрывает свою ставку на природный газ в размере 350 миллионов долларов

Расширение производства турбин, вероятно, приведет к увеличению числа рабочих мест к 2014 году.

Брюс Хендерсон

Лазерные лучи плясали в среду над зияющей пещерой расширения Siemens Energy стоимостью 350 миллионов долларов, впечатляющей демонстрацией здоровья в энергетическом и производственном секторах Шарлотты.

Siemens построит и модернизирует газовые турбины для клиентов в США и во всем мире на пристройке площадью 450 000 квадратных футов, которая примыкает к существующей паровой турбине и генератору на 700 рабочих. С момента объявления о расширении в начале прошлого года компания Siemens наняла еще 700 сотрудников и планирует привлечь еще 400 человек к 2014 году.

Губернатор Бев Пердью, которая помогала ухаживать за Siemens, назвала расширение шагом к восстановлению производственной базы Северной Каролины после того, как текстиль и мебель сократились.

«Мы хотим, чтобы нас считали государством, которое строит вещи», — сказала она.

Siemens получит 21,7 миллиона долларов в виде государственных льгот, если он достигнет целей по созданию рабочих мест, инвестициям и заработной плате.

Огромные инвестиции были сделаны на фоне экономических потрясений, которые охватили большую часть мира, включая базу Siemens в Германии, что снизило спрос на электроэнергию, производимую ее компонентами. Но официальные лица компании видят свет в конце туннеля, и он поступает в виде природного газа.

Siemens заявляет, что газ будет топливом, который заменит в Соединенных Штатах стареющие угольные электростанции. Природный газ горит более чисто, чем уголь, и легче соответствует экологическим стандартам. Газовые турбины запускаются быстро, что делает их потенциально идеальными помощниками для сглаживания колебаний производительности солнечных и ветряных электростанций.

И газа в Соединенных Штатах много. По данным Управления энергетической информации, быстрое расширение технологии извлечения газа из сланцевой породы, гидроразрыва пласта и горизонтального бурения увеличило добычу сланцевого газа на 48 процентов в год с 2006 года.

«Это действительно лучшее решение», — сказал Марк Прингл, операционный директор Siemens в Шарлотте. «Наши клиенты все больше и больше воодушевляются доступностью природного газа на конкурентном уровне».

Спустя тринадцать месяцев после закладки фундамента в октябре 2010 года на месте бывшей автостоянки для сотрудников теперь находится массивная конструкция с кранами, способными поднимать 450 тонн. Новый завод имеет сертификат LEED Gold — стандарт экологически чистых зданий.

После выступления в среду Perdue и официальных лиц компании, занавес открылся, чтобы показать первую газовую турбину, покинувшую новый завод. Турбина, построенная для компании по добыче меди Grupo Mexico, будет питать станцию ​​мощностью 250 мегаватт, которую Siemens построит в штате Сонора, Мексика. Siemens также построит вторую турбину для Grupo.

Ожидается, что с расширением своего предприятия в Шарлотте объем экспорта увеличится до 400 миллионов долларов в год. Его 1400 сотрудников делают его вторым по величине после Duke Energy среди 250 энергетических компаний в регионе Шарлотт.По данным Торговой палаты Шарлотты, на производстве в регионе работает более 110 000 человек.

Компания Siemens стала партнером UNC Charlotte и Central Piedmont Community College для обучения инженеров и машинистов работе с ее точным производственным оборудованием с компьютерным управлением.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован.