Грицына В.П.

В связи с многократным ростом тарифов на электроэнергию в России, на многих предприятиях рассматривается вопросы строительства собственных электростанций малой мощности. В ряде регионов разрабатываются программы строительства малых или мини ТЭЦ, в частности, как замена устаревших котельных. На новой малой ТЭЦ, коэффициент использования топлива на которой достигает 90% при полном использовании тела в производстве и для отопления, стоимость получаемой электроэнергии может быть значительно ниже стоимости электроэнергии, получаемой от энергосистемы.

При рассмотрении проектов сооружения малых ТЭС энергетики и специалисты предприятий ориентируются на показатели, достигнутые в большой энергетике. Постоянное совершенствование газовых турбин (ГТУ) для применения в большой энергетике позволило увеличить их кпд до 36% и более, а применение комбинированного парогазового цикла (ПГУ) увеличило электрический кпд ТЭС до 54 %-57%.
Однако, в малой энергетике нецелесообразно рассматривать возможности применения сложных схем комбинированных циклов ПГУ для производства электроэнергии. Кроме того, газовые турбины в сравнении с газовыми двигателями, как приводы электрогенераторов, существенно проигрывают по кпд и эксплуатационным характеристикам, особенно при малых мощностях (менее 10 МВт). Так как в нашей стране ни газовые турбины, ни газопоршневые двигатели пока не получили широкого распространения в малой стационарной энергетике, то выбор конкретного технического решения представляет существенную проблему.
Эта проблема актуальна и для большой энергетики, т.е. для энергосистем. В современных экономических условиях, при отсутствии средств на строительство крупных электростанций по устаревшим проектам, к которым можно уже отнести и отечественный проект ПГУ 325 МВт, спроектированный 5 лет назад. Энергосистемы и РАО ЕЭС России должны обратить специальное внимание на развитие малой энергетики, на объектах которой могут быть опробованы новые технологии, что позволит начать возрождение отечественных турбостроительных и машиностроительных заводов и в дальнейшем перейти на большие мощности.
В последнее десятилетие за рубежом построены крупные дизельные или газомоторные ТЭС мощностью 100-200 Мвт . Электрический кпд дизельных или газомоторных электростанций (ДТЭС) достигает 47%, что превышает показатели ГТУ (36%-37%), однако уступает показателям ПГУ (51%-57%). Электростанции ПГУ включают большую номенклатуру оборудования: газовую турбину, паровой котел-утилизатор, паровую турбину, конденсатор, систему водоподготовки (плюс еще дожимной компрессор, если сжигается природный газ низкого или среднего давления. Дизель-генераторы могут работать на тяжелом топливе, которое в 2 раза дешевле, чем газотурбинное топливо и могут работать на газе низкого давления без применения дожимных компрессоров. По оценке фирмы S.E.M.T. PIELSTICK , полные затраты в течение 15 лет на эксплуатацию дизельного энергоблока мощностью 20 МВт в 2 раза меньше, чем для газотурбинной ТЭС той же мощности при использовании жидкого топлива обеими энергоустановками.
Перспективным Российским производителем дизельных энергоблоков до 22 МВт является Брянский машиностроительный завод, который предлагает заказчикам энергоблоки с повышенным кпд до 50% для работы, как на тяжелом топливе с вязкостью до 700 сСт при 50 С и содержанием серы до 5%, так и для работы на газообразном топливе.
Вариант крупной дизельной ТЭС может оказаться предпочтительнее, чем газотурбинная энергоустановка.
В малой энергетике при мощностях агрегатов менее 10 Мвт преимущества современных дизель-генераторов проявляются еще в большей мере.
Рассмотрим три варианта ТЭС с газотурбинными установками и газопоршневыми двигателями.

Коэффициент использования топлива у первых двух вариантов электростанций (при различном электрическом кпд) за счет теплоснабжения могут достигать 80%-94%, как в случае применения газовых турбин, так и для моторного привода.
Экономичность всех вариантов электростанций зависит от надежности и экономичности прежде всего "первой ступени" -привода электрогенератора.
Энтузиасты применения малых газовых турбин агитируют за их широкое применение, отмечая более высокую удельную мощность. Например, в [ 1 ] сообщается, что Elliot Energy Systems (в 1998-1999 г.) cоздает распределительную сеть из 240 дистрибьюторов в Северной Америке с обеспечением инжиниринговой и сервисной поддержки для продажи "микро"-газовых турбин. Энергосистема заказала изготовление 45 кВт турбины, которая должна была быть готова к поставкам в августе 1998 г. Там же указывалось, что электрический кпд турбины достигает 17%, и отмечается, что надежность газовых турбин выше, чем у дизель-генераторов.
Это утверждение верно с точностью наоборот!
Если взглянуть на табл. 1. то мы увидим, что в таком широком диапазоне от сотен кВт до десятков Мвт, кпд моторного привода на 13%-17% выше. Обозначенный ресурс моторного привода фирмы "Вяртсиля" означает гарантированный ресурс до полного капитального ремонта. Ресурс новых газовых турбин, -это расчетный ресурс, подтвержденный испытаниями, но не статистикой работы в реальной эксплуатации. По многочисленным источникам ресурс газовых турбин составляет 30-60 тыс. часов с уменьшением при уменьшении мощности. Ресурс дизелей зарубежного производства составляет 40-100 тысяч часов и более.

Табл.1
Основные технические параметры приводов электрогенераторов
Г-газотурбинная энергоустановка, Д-газопоршневая генераторная установка Вяртсиля.
Д - дизель из каталога Газпрома
*Минимальная величина требуемого давления топливного газа=48 ата!!
Эксплуатационные характеристики
Электрический кпд (и мощность) электрогенератора с приводом от газового двигателя по данным фирмы Вяртсиля при снижении нагрузки со 100% до 50% кпд меняется слабо.
КПД газового двигателем практически не изменяется до 25 оС.
Мощность газовой турбины равномерно падает от -30 оС до +30 оС.
При температурах выше 40 оС уменьшение мощности газовой турбины (от номинала) составляет 20%.
Время запуска газового двигателя с 0 до 100% нагрузки составляет менее минуты и экстренно за 20 секунд . Для запуска газовой турбины требуется около 9 мин .
Давление подачи газа для газовой турбины должно быть 16-20 бар.
Давление газа в сети для газового двигателя может быть 4 бар (абс) и даже 1,15 бар для двигателя 175 SG.
Капитальные затраты на ТЭЦ мощностью около 1 Мвт, по оценке специалистов "Вяртсиля" составляют для газотурбинной $1400/ kВт и $900/кВт для газопоршневой ЭУ.

Применение комбинированного цикла на малых ТЭЦ, путем установки дополнительно паровой турбины нецелесообразно, так как увеличивает вдвое количество тепломеханического оборудования, площадь машзала и количество обслуживающего персонала при увеличении мощности только в 1.5 раза.
При снижении мощности ПГУ с 325 Мвт до 22 Мвт по данным завода НПП "Машпроект" (Украина, г. Николаев) парадный кпд энергоустановки снижается с 51,5 %до 43,6%.
КПД дизельэнергоблока (на газовом топливе) мощностью 20-10 Мвт составляет 43,3 %. Отметим, что в летнее время на ТЭЦ с дизельным агрегатом горячее водоснабжение может обеспечиваться от системы охлаждения двигателя.
Расчеты по конкурентоспособности электростанций, базирующихся на газовых двигателях показали, что себестоимость электроэнергии на малых (1-1,5 Мвт) электростанциях составляет приблизительно 4,5 цента/ кВт.ч), а на крупных 32-40 Мвт с газовыми двигателями станциях 3,8 цента США/кВт.ч.
Согласно аналогичному методу расчета электроэнергия конденсационной АЭС стоит примерно 5,5 центов США /кВт.ч. , а угольной КЭС примерно 5,9 центов. США/кВт.ч. По сравнению с угольной КЭС станция с газовыми двигателями вырабатывает электроэнергию на 30% дешевле.
Стоимость электроэнергии, производимой микротурбинами, по другим данным оценивается в пределах от $0,06 до $0,10/ кВт.ч
Ожидаемая цена за полнокомплектный газотурбинный генератор 75 кВт (США) составляет $40,000, что соответствует удельной стоимость для более крупных (более 1000 кВт) энергоустановок. Большим преимуществом энергоблоков с газовыми турбинами являются меньшие габариты, в 3 и более раз меньший вес.
Отметим, что удельная стоимость электрогенераторных установок российского производства на базе автомобильных двигателей мощностью 50-150 КВт может оказаться в несколько раз меньше, чем упомянутые турбоблоки (США), учитывая серийность производства двигателей и меньшую стоимость материалов.
Приведем мнение датских специалистов , оценивающих свой опыт внедрения малых энергоустановок.
"Инвестиции в завершенную, построенную под ключ ТЭЦ, работающую на природном газе, мощностью 0,5-40 Мвт составляют 6,5-4,5 млн. датских крон на 1 МВт (1 крона была примерно равна 1 рублю летом 1998 г.). ТЭЦ комбинированного цикла мощностью ниже 50 Мвт достигнет электрического кпд= 40-44 %.
Эксплуатационные расходы на смазочные масла, техническое обслуживание и содержание персонала на ТЭЦ достигают 0,02 дат кроны за 1 кВт.ч, производимого на газовых турбинах. На ТЭЦ с газовыми двигателями эксплуатационные расходы составляют около 0,06 дат. крон на 1 кВт.ч. При текущих ценах на электроэнергию в Дании высокая производительность газовых двигателей более, чем компенсирует их более высокие эксплуатационные расходы.
Датские специалисты считают, что большинство ТЭЦ мощностью ниже 10 Мвт в ближайшие годы будут оснащены газовыми двигателями".

Выводы
Приведенные оценки, казалось бы, однозначно показывают преимущества моторного привода при малых мощностях энергоустановок.
Однако, в настоящее время мощность предлагаемого моторного привода российского производства на природном газе не превышает мощность 800 кВт-1500 кВт (завод РУМО, Н-Новгород и Коломенский машзавод), а турбоприводы большей мощности могут предложить несколько заводов.
Два завода в России: з-д им. Климова (С-Петербург) и Пермские Моторы готовы поставлять полнокомплектные энергоблоки мини-ТЭЦ с котлами-утилизаторами.
В случае организации регионального сервисного центра вопросы техобслуживания и ремонта малых турбин турбин могут решаться путем замены турбины на резервную за 2-4 часа и ее дальнейшим ремонтом в заводских условиях техцентра.

КПД газовых турбин в настоящее время может быть повышен на 20-30 % путем применения энергетического впрыска пара в газовую турбину (цикл STIG или парогазовый цикл в одной турбине). Это техническое решение в предыдущие годы было проверено в полномасштабных натурных испытаниях энергетической установки "Водолей" в г. Николаеве (Украина) НПП "Машпроект" и ПО "Заря", что позволило увеличить мощность турбоагрегата с 16 до 25 Мвт а кпд был увеличен с 32,8 %до 41,8%.
Ничего не мешает перенести этот опыт на меньшие мощности и реализовать, таким образом, ПГУ в серийной поставке. В этом случае электрический кпд сравнивается с кпд дизелей, а удельная мощность возрастает настолько, что капитальные затраты могут быть на 50% ниже, чем на ТЭЦ с газомоторным приводом, что весьма привлекательно.

Данное рассмотрение проведено с целью показать: что при рассмотрении вариантов строительства электростанций в России, а тем более направлений создания программы строительства энергоустановок, необходимо рассматривать не отдельные варианты, которые могут предлагать проектные организации, а широкий перечень вопросов с учетом возможностей и интересов отечественных и региональных производителей оборудования.

Литература

1. Power Value, Vol.2, No.4, July/August 1998 , USA, Ventura, CA.
The Small Turbine Marketplace
Stan Price, Northwest Energy Efficiency Council, Seattle, Washington and Portland, Oregon
2. Новые направления энергопроизводства Финляндии
АСКО ВУОРИНЕН, доц. техн. наук, АО Вяртсила NSD Corporation, "ЭНЕРГЕТИК" -11.1997. стр.22
3. Централизованное теплоснабжение. Исследование и разработка технологии в Дании. Министерство энергетики. Управление энергетики,1993 г.
4. DIESEL POWER PLANTS. S.E.M.T. PIELSTICK. Проспект выставки POWERTEK 2000, 14-17 марта 2000 г.
5. Электростанции и электроагрегаты, рекомендованные к применению на объектах ОАО "ГАЗПРОМ". КАТАЛОГ. Москва 1999 г.
6. Дизельная электрическая станция. Проспект ОАО "Брянский машиностроительный завод". 1999г. Проспект выставки POWERTEK 2000/
7. НК-900Э Блочно-модульная теплоэлектростанция. ОАО Самарский научно-технический комплекс им. Н.Д. Кузнецова. Проспект выставки POWERTEK 2000

Турбиной называется двигатель, в лопаточном аппарате которого потенциальная энергия сжимаемой жидкости превращается в кинетическую энергию, а последняя в рабочих колесах – в механическую работу, передаваемую непрерывно вращающемуся валу.

Паровые турбины по своей конструкции представляют тепловой двигатель, который постоянно находится в работе. В период эксплуатации перегретый или насыщенный пар воды, который поступает в проточную часть, и благодаря своему расширению принуждает вращаться ротор. Вращение происходит в результате воздействия на лопаточный аппарат потока пара.

Турбина паровая входит в состав паротурбинной конструкции, которая предназначена для вырабатывания энергии. Также существуют установки, способные кроме электроэнергии вырабатывать тепловую энергию – пар, прошедший через лопатки пар, поступает на нагреватели сетевой воды. Подобный вид турбин именуется промышленно-теплофикационным или теплофикационным типом турбин. В первом случае, в турбине отбор пара предусмотрен для промышленных целей. В комплекте с генератором паровая турбина представляет турбоагрегат.

Типы паровых турбин

Турбины делятся, в зависимости от того, в каком направлении движется пар, на радиальные и аксиальные турбины. Паровой поток в радиальных турбинах направлен перпендикулярно оси. Паровые турбины могут быть одно-, двух- и трехкорпусные. Паровая турбина снабжена разнообразными техническими устройствами, которые предупреждают попадание внутрь корпуса окружающего воздуха. Это разнообразные уплотнители, на которые подается водяной пар в небольшом количестве.

На переднем участке вала размещается регулятор безопасности, предназначенный для отключения паровой подачи при увеличении частоты вращения турбины.

Характеристика основных параметров номинальных значений

· Номинальная мощность турбины - наибольшая мощность, которую турбина должна длительно развивать на зажимах электрогенератора, при нормальных величинах основных параметров или при изменении их в пределах, оговоренных отраслевыми и государственными стандартами. Турбина с регулируемым отбором пара может развивать мощность выше номинальной, если это соответствует условиям прочности её деталей.

· Экономическая мощность турбины - мощность, при которой турбина работает с наибольшей экономичностью. В зависимости от параметров свежего пара и назначения турбины номинальная мощность может быть равна экономической или более её на 10-25 %.

· Номинальная температура регенеративного подогрева питательной воды - температура питательной воды за последним по ходу воды подогревателем.

· Номинальная температура охлаждающей воды - температура охлаждающей воды при входе в конденсатор.

Газовая турбина (фр. turbine от лат. turbo вихрь, вращение ) - это тепловой двигатель непрерывного действия, в лопаточном аппарате которого энергия сжатого и нагретого газа преобразуется в механическую работу на валу. Состоит из ротора (рабочие лопатки, закреплённые на дисках) и статора (направляющие лопатки, закреплённые в корпусе).

Газ, имеющий высокую температуру и давление, поступает через сопловой аппарат турбины в область низкого давления за сопловой частью, попутно расширяется и ускоряется. Далее, поток газа попадает на рабочие лопатки турбины, отдавая им часть своей кинетической энергии и сообщая лопаткам крутящий момент. Рабочие лопатки передают крутящий момент через диски турбины на вал. Полезные свойства газовой турбины: газовая турбина, например, приводит во вращение находящийся с ней на одном валу генератор, что и является полезной работой газовой турбины.

Газовые турбины используются в составе газотурбинных двигателей (применяются для транспорта) и газотурбинных установок (применяются на ТЭЦ в составе стационарных ГТУ, ПГУ). Газовые турбины описываются термодинамическим циклом Брайтона, в котором сначала происходит адиабатическое сжатие воздуха, затем сжигание при постоянном давлении, а после этого осуществляется адиабатическое расширение обратно до стартового давления.

Типы газовых турбин

- Авиационные и реактивные двигатели

- Вспомогательная силовая установка

- Промышленные газовые турбины для производства электричества

- Турбовальные двигатели

- Радиальные газовые турбины

- Микротурбины

Механически газовые турбины могут быть значительно проще, чем поршневые двигатели внутреннего сгорания. Простые турбины могут иметь одну движущуюся часть: вал / компрессор / турбина / альтернативный ротор в сборе (см. изображение выше), не учитывая топливную систему.

Более сложные турбины (те, которые используются в современных реактивных двигателях), могут иметь несколько валов (катушек), сотни турбинных лопаток, движущихся статорных лезвий, а также обширную систему сложных трубопроводов, камер сгорания и теплообменников.

Как правило, чем меньше двигатель, тем выше должна быть частота вращения вала(ов), необходимая для поддержания максимальной линейной скорости лопаток. Максимальная скорость турбинных лопаток определяет максимальное давление, которое может быть достигнуто, что приводит к получению максимальной мощности, независимо от размера двигателя. Реактивный двигатель вращается с частотой около 10000 об/мин и микро-турбина - с частотой около 100000 об/мин.

Газовая турбина, как тепловой двигатель, объединяет харак­терные особенности паровой турбины и двигателя внутреннего сго­рания, в котором энергия топлива при его горении превращается непосредственно в механическую работу. Рабочим телом газовых турбин, работающих по открытому циклу, являются продукты сгорания топлива, а рабочим телом газовых турбин, работающих по закрытому циклу,- чистый воздух или газ, непрерывно цирку­лирующий в системе. На судах применяют газотурбинные уста­новки (ГТУ), работающие по открытому циклу, со сгоранием топ­лива при постоянном давлении (р = const) и ГТУ, работающие по закрытому циклу.

В настоящее время судовые ГТУ выполняют двух типов: 1) турбокомпрессорные и 2) со свободно-поршневыми генераторами газа (СПГГ).

Схема простейшей турбокомирессорной газотурбинной уста­новки, работающей при постоянном давлении сгорания топлива представлена на рис. 101. Компрессор 9 засасывает чистый атмо­сферный воздух, сжимает его до высокого давления и подает по воздухопроводу 3 в камеру сгорания 2, куда одновременно через форсунку 1 поступает топливо. Топливо, смешиваясь с воздухом, образует рабочую смесь, которая сгорает при р = const. Образо­вавшиеся продукты сгорания охлаждаются воздухом и направля­ются в проточную часть турбины. В неподвижных лопатках 4 про­дукты сгорания расширяются и с большой скоростью поступают на рабочие лопатки 5, где происходит преобразование кинетиче­ской энергии газового потока в механическую работу вращения вала. По патрубку 6 отработавшие газы уходят из турбины. Газо­вая турбина приводит во вращение компрессор 9 и через редук­тор 7 гребной винт 8. Для запуска установки используется пуско­вой двигатель 10, который раскручивает компрессор до минималь­ной частоты вращения.

На этом же рисунке изображен теоретический цикл рассмот­ренной ГТУ в координатах р - ? и S - Т: AВ - процесс сжатия воздуха в компрессоре; ВС-сгорание топлива при постоянном давлении в камере сгорания; СД- расширение газа в турбине, ДА - отвод тепла от отработавших газов.

Для повышения экономичности работы ГТУ применяют реге­неративный подогрев воздуха, поступающего в камеру сгорания, либо ступенчатое сгорание топлива в нескольких последователь­ных камерах сгорания, которые обслуживают отдельные турбины. Из-за конструктивной сложности ступенчатое сгорание применяют редко. С целью повышения эффективного к. п. д. установки наряду с регенерацией используют двухступенчатое сжатие воздуха, при этом между компрессорами включают промежуточный охладитель воздуха, что сокращает потребную мощность компрессора высо­кого давления.

На рис. 102 дана схема простейшей газотурбинной установки со сгоранием топлива при р = const и регенерацией тепла. Воздух, сжатый в компрессоре 1 , проходит через регенератор 2 в камеру сгорания 3 , где подогревается за счет тепла отработавших газов, покидающих турбину 4 со сравнительно высокой температурой. Действительный цикл этой установки показан на диаграмме S-Т (рис. 103): процесс сжатия воздуха в компрессоре 1 - 2 ; нагрев воздуха в регенераторе, сопровождаемый падением давления от р 2 до р 4 2 - 3; подвод тепла в процессе сгорания топлива 3 - 4; действительный процесс расширения газа в турбинах 4-5 ; охлаж­дение газов в регенераторе, со­провождаемое потерей давле­ния р 5 -р 1 5-6; выпуск га­зов- отвод тепла 6-1 . Коли­чество тепла, полученное воз­духом в регенераторе, изобра­жается площадью 2"-2-3-3", а количество тепла, отданного отходящими газами в регенераторе, площадью 6"-6-5-5". Эти площади равны между собой.

В ГТУ закрытого цикла отработавшее рабочее тело не посту­пает в атмосферу, а после предварительного охлаждения вновь направляется в компрессор. Следовательно, в цикле циркулирует рабочее тело, не загрязненное продуктами сгорания. Это улуч­шает условия работы проточных частей турбин в результате чего повышается надежность работы установки и увеличивается ее мо­торесурс. Продукты сгорания не смешиваются с рабочим телом и поэтому для сжигания пригодно топливо любого вида.

На рис. 104 показана принципиальная схема всережимной су­довой ГТУ закрытого цикла. Воздух после предварительного ох­лаждения в воздухоохладителе 4 поступает в компрессор 5 , кото­рый приводится во вращение турбиной высокого давления 7 . Из компрессора воздух направляется в регенератор 3 , а затем в воздухонагреватель 6, выполняющий ту же роль, что и камера сго­рания в установках открытого типа. Из воздухонагревателя рабо­чий воздух при температуре 700° С поступает в турбину высокого давления 7 , которая вращает компрессор, а затем в турбину низ­кого давления 2 , которая через редуктор 1 приводит в действие винт регулируемого шага. Пусковой электродвигатель 8 предназ­начен для запуска установки в работу. К недостаткам ГТУ закры­того цикла следует отнести громоздкость теплообменников.

Особый интерес представляют ГТУ закрытого цикла с ядерным реактором. В этих установках в качестве рабочего тела газовых турбин (теплоносителя) применяют гелий, азот, углекислый газ. Эти газы не активируются в ядерном реакторе. Нагретый в реакторе до высокой температуры газ непосредственно направляется на работу в газовую турбину.

Основными достоинствами газовых турбин по сравнению с па­ровыми являются: малые вес и габариты, так как отсутствуют ко­тельная и конденсационная установка со вспомогательными меха­низмами и устройствами; быстрый пуск в ход и развитие полной мощности в течение 10-15 мин\ весьма малый расход охлаждаю­щей воды; простота обслуживания.

Основные преимущества газовых турбин по сравнению с дви­гателями внутреннего сгорания являются: отсутствие кривошипно-шатунного механизма и связанных с ним инерционных сил; малые вес и габариты при больших мощностях (ГТУ по весу легче в 2- 2,5 раза и по длине короче в 1,5-2 раза, чем дизели); возмож­ность работы на низкосортном топливе; меньшие эксплуатацион­ные расходы. Недостатки газовых турбин следующие: небольшой срок службы при высоких температурах газа (так, при темпера­туре газа 1173° К срок службы 500-1000 ч); меньшая, чем у ди­зелей, экономичность; значительная шумность при работе.

В настоящее время газовые турбины применяют в качестве главных двигателей морских транспортных судов. В отдельных случаях газовые турбины малой мощности применяют в качестве привода насосов, аварийных электрогенераторов, вспомогатель­ных наддувочных компрессоров и др. Особый интерес представ­ляют газовые турбины как главные двигатели для судов с подвод­ными крыльями и судов на воздушной подушке.

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!

Силовыми агрегатами - приводами электрических генераторов для автономных малых тепловых электростанций могут быть дизельные, газопоршневые, микротурбинные и газотурбинные двигатели.

О преимуществах тех или иных генерационных установок и технологий написано большое количество дискуссионных и полемических статей. Как правило, в спорах в загоне, в опале часто остаются либо те либо другие. Попробуем разобраться, почему.

Определяющими критериями выбора силовых агрегатов для строительства автономных электростанций являются вопросы расхода топлива, уровень эксплуатационных затрат, а также срок окупаемости оборудования электростанции.

Важными факторами выбора силовых агрегатов являются простота эксплуатации, уровень технического обслуживания и ремонта, а также место выполнения ремонта силовых агрегатов. Эти вопросы связаны, прежде всего, с расходами и проблемами, которые может иметь впоследствии владелец автономной электростанции.

В данной статье у автора нет корыстной цели расставить приоритеты в пользу поршневой или турбинной технологий. Типы силовых установок электростанций правильнее, оптимальнее всего подбирать непосредственно к проекту, исходя из индивидуальных условий и технического задания заказчика.

При выборе силового оборудования для строительства автономной газовой ТЭЦ желательно консультироваться с независимыми специалистами из инжиниринговых компаний уже осуществляющих строительство электростанций «под ключ». Инжиниринговая компания должна иметь реализованные проекты, на которые можно посмотреть и посетить с экскурсией. Следует учитывать и такой фактор, как слабость и неразвитость рынка генерационного оборудования в России, реальные объемы продаж на котором, в сравнении с развитыми странами, невелики и оставляют желать лучшего – это, прежде всего, отображается на объеме и качестве предложений.

Газопоршневые установки против газотурбинных двигателей - эксплуатационные затраты

Действительно ли, что эксплуатационные затраты на мини–ТЭЦ с поршневыми машинами ниже, чем затраты на эксплуатацию электростанции с газовыми турбинами?

Стоимость капитального ремонта газопоршневого двигателя может составлять 30–350% от первоначальной стоимости самого силового агрегата, а не всей электростанции - при капремонте осуществляется замена поршневой группы. Ремонт газопоршневых установок можно производить на месте без сложного диагностического оборудования один раз в 7-8 лет.

Цена ремонта газотурбинной установки составляет 30–50% от начальных вложений. Как видите, затраты примерно равны. Реальные, честные цены на сами газотурбинные и поршневые агрегаты сопоставимой мощности и качества также схожи.

Капитальный ремонт газотурбинной установки ввиду его сложности на месте не производится. Поставщик должен увезти отработанный блок и привезти сменный газотурбинный блок. Старый блок может быть восстановлен только в заводских условиях.

Всегда следует учитывать соблюдение графика регламентных работ, характер нагрузок и режимы эксплуатации электростанции, вне зависимости от типа установленных силовых агрегатов.

Вопрос, который часто муссируется, о привередливости турбины к условиям эксплуатации, связан с устаревшей информацией сорокалетней давности. Тогда «на земле», в приводе электростанций, использовались авиационные турбины, «снятые с крыла» самолета. Такие турбины с минимальными изменениями приспосабливались к работе в качестве основных силовых агрегатов для электростанций.

Сегодня на современных автономных электростанциях применяются турбины промышленного, индустриального исполнения, рассчитанные на непрерывную работу с различными нагрузками.

Нижний предел минимальной электрической нагрузки, официально заявляемый заводами-производителями для индустриальных турбин, составляет 3–5%, но в таком режиме расход по топливу возрастает на 40%. Максимальная нагрузка газотурбинной установки, в ограниченных временных интервалах может достигать 110-120%.

Современные газопоршневые установки обладают феноменальной экономичностью, базирующейся на высоком уровне электрического КПД. «Проблемы», связанные с работой газопоршневых установок на малых нагрузках, решаются положительно еще на стадии проектирования. Проектирование должно быть качественным.

Cоблюдение рекомендованного заводом-изготовителем режима эксплуатации продлит жизнь деталям двигателя, сэкономив таким образом деньги владельцу автономной электростанции. Иногда, чтобы вывести газопоршневые машины в номинальный режим при частичных нагрузках, в проект тепловой схемы станции включаются один-два электрических котла, которые и позволяют обеспечить желаемые 50% нагрузки.

Для электростанций на базе газопоршневых установок и газовых турбин важным является соблюдение правила N+1 - количество действующих агрегатов плюс еще один - для резерва. “N+1” - это удобное, рациональное для эксплуатирующего персонала количество установок. Это обусловлено тем, что для силовых установок любых типов и видов надо проводить регламентные и ремонтные работы.

Предприятию, подключенному к сети, можно смонтировать только одну установку и пользоваться собственной электроэнергией по себестоимости, а во время техобслуживания питаться от общей электросети, платя по счетчику. Это дешевле, чем «+1», но, к сожалению, не всегда выполнимо. Связано это, как правило, с отсутствием электросети вообще, либо с неимоверной дороговизной технических условий на само подключение.

Недобросовестные дилеры газопоршневых установок и газовых турбин до продажи оборудования покупателю, как правило, предоставляют только проспекты - коммерческую литературу общего плана и крайне редко - точные сведения о полных эксплуатационных расходах и производимых технических регламентах.

На мощных газопоршневых установках масло менять не требуется. При постоянной работе оно просто вырабатывается, не успевая стареть. Масло на таких установках постоянно доливается. Подобные режимы эксплуатации предусмотрены особой конструкцией мощных газопоршневых двигателей и рекомендованы заводом-изготовителем.

Угар моторного масла составляет 0,25–0,45 грамма на один произведенный киловатт в час. Угар всегда выше при снижении нагрузки. Как правило, в комплект газопоршневого двигателя входит специальный резервуар для непрерывного долива масла, и мини-лаборатория для проверки его качества и определения срока замены.

Соответственно, подлежат замене и масляные фильтры или картриджи в них.

Так как моторное масло все же выгорает, поршневые агрегаты имеют чуть более высокий уровень вредных выбросов в атмосферу, нежели газотурбинные установки. Но так как газ сгорает полностью и является одним из самых чистых видов топлива, то говорить о серьезных загрязнениях атмосферы - только «шашки тупить». Пару старых венгерских автобусов «Икарус» наносят экологии куда более серьезный вред. Для соответствия требованиям по экологии, при использовании поршневых машин, надо строить более высокие дымовые трубы, с учетом уже имеющегося уровня ПДК в окружающей среде.

Отработанное масло газопоршневых установок нельзя просто вылить на землю - оно требует утилизации - это «расходы» для владельцев электростанции. Но на этом можно и заработать - отработанное моторное масло покупают специализированные организации.

Многие из нас используют моторное масло в поршневых двигателях автомобилей. Если двигатель исправен, правильно эксплуатируется и заправляется нормальным топливом, то никаких финансовых катаклизмов, связанных с его расходом, не происходит.

То же самое и на поршневых электростанциях: - расхода моторного масла бояться не нужно, оно вас не разорит, при нормальной эксплуатации современных качественных газопоршневых установок затраты по этой статье составляют всего 2-3 (!) копейки на 1 кВт выработанной электроэнергии.

В современных газотурбинных установках масло используется только в редукторе. Его объем можно считать незначительным. Замена редукторного масла в ГТУ производится в среднем 1 раз в 3-5 лет, а его долив не требуется.

Для проведения сервиса в полном объеме в комплект мощной газопоршневой установки должна входить кран–балка. При помощи кран–балки снимают тяжелые детали поршневых двигателей. Использование кран–балки требует высоких потолков помещения для машинных залов поршневой электростанции. Для ремонта газопоршневых установок малой и средней мощности можно обходиться более простыми подъемными механизмами.

Газопоршневые электростанции при поставке могут комплектоваться различными ремонтными инструментами и приспособлениями. Его наличие предполагает, что даже все ответственные операции можно производить силами квалифицированного персонала на месте. Фактически все ремонтные работы с газовыми турбинами можно проводить либо на заводе-изготовителе, либо при непосредственной помощи заводских специалистов.

Один раз в 3–4 месяца требуется замена свечей зажигания. Замена свечей - это всего 1-2 (!) копейки в себестоимости 1 кВт/ч собственной электроэнергии.

Поршневые агрегаты, в отличие от газотурбинных установок, имеют жидкостное охлаждение, соответственно персоналу автономной электростанции необходимо постоянно следить за уровнем охлаждающей жидкости и осуществлять периодическую замену, а если это вода, то требуется обязательно осуществлять её химическую подготовку.

Вышеперечисленные особенности эксплуатации поршневых агрегатов отсутствуют у газотурбинных установок. В газотурбинных установках не используется такие расходные материалы и компоненты, как:

• моторное масло,
• свечи зажигания,
• масляные фильтры,
• охлаждающая жидкость,
• наборы высоковольтных проводов.

Но ГТУ на месте не отремонтируешь и гораздо больший расход газа невозможно сопоставлять с затратами на эксплуатацию и расходные материалы для поршневых установок.

Что выбрать? Газопоршневые или газотурбинные установки?

Как соотносятся мощность силовых агрегатов электростанций и температура окружающей среды?

При значительном повышении температуры окружающей среды мощность газотурбинной установки падает. Но при понижении температуры электрическая мощность газотурбинной установки наоборот, растет. Параметры электрической мощности, по существующим стандартам ISO, измеряются при t +15 °C.

Иногда важным моментом является и то, что газотурбинная установка способна отдать в 1,5 раза больше бесплатной тепловой энергии, нежели поршневой агрегат аналогичной мощности. При использовании мощной (от 50 МВт) автономной ТЭЦ в коммунальном хозяйстве, например, это может иметь определяющее значение при выборе типа силовых агрегатов, особенно при большом и равномерном потреблении именно тепловой энергии.

Наоборот, там где тепло не требуется в больших количествах, а нужен акцент именно на производстве электрической энергии, будет экономически целесообразнее использование газопоршневых установок.

Высокая температура на выходе газотурбинных установок позволяет использовать в составе электростанции паровую турбину. Это оборудование бывает востребованным, если потребителю необходимо получить максимальное количество электрической энергии при одном и том же объеме потраченного газового топлива, и таким образом достичь высокого электрического КПД - до 59%. Энергокомплекс такой конфигурации сложнее в эксплуатации и стоит он на 30-40% дороже обычного.

Электростанции, имеющие в своей структуре паровые турбины, как правило, рассчитаны на довольно большую мощность - от 50 МВт и выше.

Поговорим о самом главном: газопоршневые установки против газотурбинных силовых агрегатов - КПД

КПД силовой установки более чем актуален - ведь он влияет на расход топлива. Средний удельный расход газового топлива на 1 выработанный кВт/час значительно меньше у газопоршневой установки, причем при любом режиме нагрузки (хотя длительные нагрузки менее 25% противопоказаны для поршневых двигателей).

Электрический КПД поршневых машин составляет 40–44%, а газовых турбин - 23–33% (в парогазовом цикле турбина способна выдать КПД достигающий 59%).

Парогазовый цикл применяется при высокой мощности электростанций - от 50-70 МВт.

Если Вам надо изготовить локомотив, самолет или морское судно, то можно считать одним из определяющих показателей именно коэффициент полезного действия (КПД) силовой установки. Тепло, которое получается в процессе работы двигателя локомотива, самолета (или судна) не используется и выбрасывается в атмосферу.

Но мы строим не локомотив, а электростанцию и при выборе типа силовых агрегатов для автономной электростанции подход несколько иной - здесь необходимо говорить о полноте использования сгораемого топлива - коэффициенте использования топлива (КИТ).

Сгорая, топливо производит основную работу - вращает генератор электростанции. Вся остальная энергия сгорания топлива - это тепло, которое можно и нужно использовать. В этом случае так называемый, «общий КПД», а вернее коэффициент использования топлива (КИТ) электростанции будет порядка 80-90%.

Если потребитель рассчитывает использовать тепловую энергию автономной электростанции в полном объеме, что обычно маловероятно, то коэффициент полезного действия (КПД) автономной электростанции не имеет практического значения.

При снижении нагрузки до 50% электрический КПД газовой турбины снижается.

Кроме того, турбинам требуется высокое входное давление газа, а для этого обязательно устанавливают компрессоры (поршневые) и они также повышают расход топлива.
Сравнение газотурбинных установок и газопоршневых двигателей в составе мини–ТЭЦ показывает, что установка газовых турбин целесообразна на объектах, которые имеют равномерные электрические и тепловые потребности при мощности свыше 30-40 МВт.

Из вышесказанного следует, что электрический КПД силовых агрегатов разных типов имеет прямую проекцию на расход топлива.

Газопоршневые агрегаты расходуют на четверть, а то и на треть меньше топлива, чем газотурбинные установки – это основная статья расходов!

Соответственно, при схожей или равной стоимости самого оборудования более дешёвая электрическая энергия получается на газопоршневых установках. Газ - это основная расходная статья при эксплуатации автономной электростанции!

Газопоршневые установки против газотурбинных двигателей - входное давление газа

Всегда ли необходимо наличие газопровода высокого давления, в случае применения газовых турбин?

Для всех типов современных силовых агрегатов электростанций давление подводимого газа не имеет практического значения, так как в комплекте газотурбинной установки всегда имеется газовый компрессор, входящий в стоимость энергокомплекса.

Компрессор обеспечивает требуемые рабочие характеристики газового топлива по давлению. Современные компрессоры являются чрезвычайно надежными и малообслуживаемыми агрегатами. В мире современных технологий, как для газопоршневых двигателей, так и для газовых турбин важно лишь наличие должного объема газового топлива для обеспечения нормальной работы автономной электростанции.

Однако не следует забывать, что дожимной компрессор также требует немалой энергии, расходных материалов и обслуживания . Парадоксально, но для мощных турбин часто используются именно поршневые компрессоры.

Газопоршневые двигатели против газотурбинных агрегатов - двухтопливные установки

Часто пишут и говорят, что двухтопливные установки могут быть только поршневыми. Правда ли это?

Это не соответствует действительности. Все известные фирмы-производители газовых турбин имеют в своей гамме двухтопливные агрегаты. Основной особенностью работы двухтопливной установки является ее возможность работы, как на природном газе, так и на дизельном топливе. Благодаря применению в двухтопливной установке двух видов топлива, можно отметить ряд ее преимуществ по сравнению с монотопливными установками:

• при отсутствии природного газа установка автоматически переходит на работу на дизельном топливе;
• во время переходных процессов установка автоматически переходит на работу на дизельном топливе.

При выходе на рабочий режим осуществляется обратный процесс перехода на работу на природном газе и дизельном топливе;
Не стоит забывать и о том факте, что первые турбины изначально проектировались для работы именно на жидком топливе - керосине.

Двухтопливные установки имеют все же ограниченное применение и не нужны для большинства автономных ТЭЦ - для этого есть более простые инженерные решения.

Газопоршневые установки против газотурбинных - количество пусков

Каким может быть количество пусков газопоршневых агрегатов?

Количество пусков: газопоршневой двигатель может запускаться и останавливаться неограниченное число раз, и это не отражается на его моторесурсе. Но частые пуски– остановки газопоршневых агрегатов, с потерей питания собственных нужд, могут повлечь за собой износ наиболее нагруженных узлов (подшипников турбонагнетателей, клапанов и т.д.).

Газотурбинную установку из-за резких изменений термических напряжений, возникающих в наиболее ответственных узлах и деталях горячего тракта ГТУ при быстрых пусках агрегата из холодного состояния, предпочтительнее использовать для постоянной, непрерывной работы.

Газопоршневые двигатели электростанций против газотурбинных установок - ресурс до капитального ремонта

Каким может быть ресурс установки до капитального ремонта?

Ресурс до капитального ремонта составляет у газовой турбины 40000–60000 рабочих часов. При правильной эксплуатации и своевременном проведении регламентных работ у газопоршневого двигателя этот показатель также равен 40000–60000 рабочих часов. Однако бывают иные ситуации, когда капремонт наступает гораздо раньше.

Газопоршневые установки против газотурбинных двигателей - капитальные вложения и цены

Какие потребуются капитальные вложения (инвестиции) в строительство электростанции? Какова стоимость строительства автономного энергокомплекса под ключ?

Как показывают расчёты, капиталовложения (доллар/кВт) в строительство тепловой электростанции с газопоршневыми двигателями приблизительно равны с газотурбинными установками. Финская тепловая электростанция WARTSILA мощностью 9 МВт обойдется заказчику ориентировочно в 14 миллионов евро. Аналогичная газотурбинная тепловая электростанция на базе первоклассных агрегатов полностью «под ключ» будет стоить 15,3 миллионов долларов.

Газопоршневые моторы против газотурбинных установок - экология

Каким образом выполняются требования по экологии?

Надо отметить, что газопоршневые установки уступают газотурбинным агрегатам по уровню выбросов NO x . Так как моторное масло выгорает, поршневые агрегаты имеют уровень вредных выбросов в атмосферу чуть больший, чем у газотурбинных агрегатов.

Но это не критично: в СЭС запрашивается уровень фона по ПДК в месте расположения мини-ТЭЦ, После этого делается расчёт рассеивания с тем, чтобы «добавка» вредных веществ от мини-ТЭЦ добавленная к фону не привела к превышению ПДК. Путём нескольких итераций подбирается минимальная высота дымовой трубы, при которой соблюдаются требования СанПиН. Добавка от станции 16 МВт по выбросам NO x не столь значительна: при высоте дымовой трубы 30 м - 0.2 ПДК, при 50 м - 0.1 ПДК.

Уровень вредных выбросов от большинства современных газотурбинных установок не превышает значение 20-30 ppm и в каких-то проектах это может иметь определенное значение.

Поршневые установки при работе имеют вибрации и низкочастотный шум. Доведение шума до стандартных значений возможно, просто необходимы соответствующие инженерные решения. Помимо расчёта рассеивания при разработке раздела проектной документации «Охрана окружающей среды» делается акустический расчёт и проверяется: удовлетворяют ли выбранные проектные решения и применяемые материалы требованиям СанПиН с точки зрения шума.

Любое оборудование излучает шум в определенном спектре частот. Газотурбинные установки сия чаша не миновала.

Газопоршневые установки против газотурбинных двигателей - выводы

При линейных нагрузках и соблюдении правила N+1 применение газопоршневых двигателей в качестве основного источника энергоснабжения возможно. В составе такой электростанции необходимы резервные агрегаты и емкости для хранения второго вида топлива - дизельного.

В диапазоне мощности до 40-50 МВт использование поршневых моторов на мини–ТЭЦ считается абсолютно оправданным.

В случае использования газопоршневых агрегатов потребителю можно полностью уйти от внешнего электроснабжения, но только при обдуманном и взвешенном подходе.

Поршневые установки так же можно применять и в качестве резервных или аварийных источников электроэнергии.

Некая альтернатива поршневым установкам – газовые микротурбины. Правда цены на микротурбины сильно «кусаются» и составляют ~ $2500–4000 за 1 кВт установленной мощности!

Сравнение газотурбинных установок и газопоршневых двигателей в составе мини–ТЭЦ показывает, что установка газовых турбин возможна на любых объектах, которые имеют электрические нагрузки более 14-15 МВт, но из-за высокого расхода газа турбины рекомендуются для электростанций гораздо большей мощности – 50-70 МВт.

Для многих современных генерационных установок 200.000 моточасов эксплуатации не является критической величиной и при соблюдении графика планового технического обслуживания и поэтапной замены частей турбины, подверженных износу: подшипники, инжекторы, различное вспомогательное оборудование (насосы, вентиляторы) дальнейшая эксплуатация газотурбинной установки остается экономически целесообразной. Качественные газопоршневые установки сегодня так же успешно преодолевают 200.000 моточасов эксплуатации.

Это подтверждается современной практикой эксплуатации газотурбинных/газопоршневых установок во всем мире.

При выборе силовых агрегатов автономной электростанции необходимы консультации специалистов!

Советы специалистов, надзор необходимы и при строительстве автономных электростанций. Для решения задачи нужна инжиниринговая компания с опытом работы и реализованными проектами.

Инжиниринг позволяет компетентно, не предвзято и объективно определиться с выбором основного и вспомогательного оборудования для подбора оптимальной конфигурации - комплектации вашей будущей электростанции.

Квалифицированный инжиниринг позволяет сберечь значительные денежные средства заказчика, а это 10–40% от общей суммы затрат. Инжиниринг от профессионалов в сфере электроэнергетики, позволяет избежать дорогостоящих ошибок в проектировании и в выборе поставщиков оборудования.