Микроэнергетический комплекс на базе влажно-паровой микротурбины

Судовые газотурбинные установки

ГТУ активно используются и на судах. Их эксплуатация приносит довольно неплохие результаты. Таким образом, увеличивается полезное водоизмещение, скорость самого судна и дальность его плавания. Данное устройство успешно конкурирует во флоте с аналогичным дизельным и паротурбинным оборудованием.

СГУ более компактная, ремонтопригодна, лучше адаптирована для автоматизации и обладает небольшим удельным весом.

Также, корабельные газотурбинные установки могут использоваться совместно с другими типами энергетических установок. Служат они для обеспечения хода самого судна и обеспечения необходимым видом энергии (электронной, тепловой и т.д.). Самыми характерными чертами данных установок является простое обслуживание, небольшой вес и безотказная работа.

Данные устаноки классифицируются согласно используемого вида топлива на: органические и ядерные. Все такие установки между собой отличаются габаритами, весом, приспособленностью к автоматизации, ремонтопригодностью и дистанционным управлением.

Использование газотурбинных установок на судах впервые было применено в 1961 году в России. Тогда в состав силовой установки входили четыре свободно-поршневые генераторы. С их помощью вырабатывался газ для турбины, мощность которой составляла 3800 л.с.

Сегодня же победу одержали дизельные суда, но большинство мирового тоннажа осуществляют теплоходы. Кроме этого, активно развивается строение и спуск на воду судов-гигантов, супертанкеров, круизных лайнеров и т.д.

Для того чтобы такие судна смогли набирать нужную скорость одного дизельного двигателя сгорания крайне мало. И тогда остро стаёт вопрос о применении СГУ.

Сегодня газотурбинные двигатели устанавливаются в основном на кораблях, относящихся к военно-морскому флоту. Применение их на коммерческих суднах было не оправдано. Обусловлено это небольшим коэффициентом полезного действия и отсутствием реверса.

Но ГТУ можно использовать и в качестве дополнительных двигателей на тех судах, которые имеют винтовые крылья либо же воздушную подушку.

Популярные производители

Модель марки RIG

Если рассматривать газогенераторы компактные для выработки электроэнергии, купить их можно уже в пределах 35 000 руб. Например, это могут быть устройства производителя Generac, работающие на природном или сжиженном газу.

Причем пользователь получит функциональную технику мощностью от 2 кВт и выше. А вот пиролизные устройства обойдутся порядком дороже, учитывая их устройство и крупные габариты.

Из отечественных выделяются «ЭльтЭнергоЭффект», «Союзэнерго», «АэМэс». Также популярны марки «FG Wilson», «RIG». Преимуществами газовых установок являются их высокий ресурс работы, экологичность и относительная доступность топлива, в особенности, когда речь идет о пиролизных моделях.

Оценка пользователей

Если заинтересовали газогенераторы пиролизные для выработки электроэнергии, купить их можно за довольно большую цену, что обусловлено высокой производительностью и мощностью, некоторые модели выдают значение от 40 кВт и выше. Несомненно, при большой нагрузке такие агрегаты вполне оправдывают себя, но на практике пользователями нередко отмечается неудобство при эксплуатации и сложности обслуживания. Например, особенно трудно контролировать уровень влажности, влияющий на процесс горения.

Смотрим видео, отзывы о продукции Generac:

Оборудование, которое работает на природном или сжиженном газу, занимает меньше места, также выдает высокую степень производительности, но его плюс в том, что можно подобрать вариант небольшой мощности (от 2 кВт). Однако есть и недостаток – не всегда использование газа в качестве топлива для работы автономного источника электроэнергии обходится дешево. Но такие модели намного проще эксплуатировать благодаря автоматическому процессу работы.

Выбор места для установки и особенности монтажа

Крупногабаритные пиролизные устройства, во-первых, не слишком привлекательны с виду, во-вторых, требуют довольно много места для расположения в жилой комнате. К тому же условия эксплуатации заставляют производить установку в специальном помещении. Поэтому для бытовых условий допускается использовать под эти нужды цокольный или подвальный этаж. Если агрегат соответствует степени защиты определенного уровня, тогда вполне можно расположить газогенератор под открытым небом.

Газовые автономные генераторы и электростанции, отзывы о которых в своем большинстве положительны, практически всегда заключены в закрытый кожух, который как раз и обеспечивает устройству определенный уровень защиты. Такая особенность является решающей при выборе места для установки, так как исключает какие-либо ограничения. Единственное, что следует соблюдать, так это необходимость расположения техники такого рода на максимально ровной поверхности. Если проигнорировать данное требование, то уровень издаваемого шума во время работы будет выше, а излишние биения основных элементов при вращении приведут к преждевременному износу и выходу из строя.

Смотрим видео, расположение и монтаж оборудования:

Пиролизные котлы рекомендуется устанавливать на участке, куда будет проще организовать подачу топлива. Нередко задействуются исполнения, поддерживающие прием дров длиной до 1,5 м. Трудно не согласиться, что в таких условиях довольно проблематично осуществить подачу древесины, если котел располагается где-то в помещении, например, на цокольном этаже. Также учитывается и уровень теплоотдачи оборудования, ведь во время горения температура достигает больших значений (до 1400 градусов). Исключение составляют, пожалуй, только котлы длительного горения, которые оснащены дополнительным слоем теплоизоляционного материала камер сгорания.

Таким образом, при правильной организации участка эксплуатации техники можно снизить необходимость регулярного обслуживания. Газогенераторное оборудование в сравнении с прочими видами и так требует намного меньше внимания ввиду того, что топливо сгорает полностью, что исключает необходимость регулярной очистки камер сгорания. Для пользователя главной остается задача по выбору техники с соответствующим уровнем мощности, чтобы обеспечить эффективную работу в полевых условиях, где отсутствуют централизованные сети

Важно не забывать также и о соответствии габаритов устройства с размерами помещения, где оно будет располагаться. Если газогенератор планируется установить на улице, тогда этот вопрос не является актуальным

Управление

Выделяют два основных режима работы, при которых эксплуатируются газотурбинные установки:

  • Стационарный. В этом режиме турбина работает при фиксированной номинальной или неполной нагрузке. До недавнего времени стационарный режим был основным для ГТУ. Остановка турбины проводилась несколько раз в год для плановых ремонтов или в случае неполадок.
  • Переменный режим предусматривает возможность изменения мощности ГТУ. Необходимость изменять режим работы турбины может быть вызвана одной из двух причин: если изменилась потребляемая электрогенератором мощность ввиду изменения подключенной к нему нагрузки потребителей, и если изменилось атмосферное давление и температура забираемого компрессором воздуха. К нестационарным режимам, причем наиболее сложным, относится остановка и пуск газотурбинной установки. При последнем машинист газотурбинных установок должен выполнить многочисленные операции перед первым толчком ротора. Перед полноценным пуском установки осуществляется предварительная раскрутка ротора.

Изменение режима работы установки осуществляется регулировкой подачи горючего в камеру сгорания. Главной задачей управления ГТУ является обеспечение нужной мощности. Исключением является газотурбинная энергетическая установка, для которой основная задача управления – постоянство частоты ращения, связанного с турбиной электрического генератора.

Последние изменения

24.05.2019

Завершено исполнительное производство
№ 88580/19/73040-ИП от 06.05.2019

06.05.2019

Новое исполнительное производство
№ 88580/19/73040-ИП от 06.05.2019, сумма требований: 37 969 399 руб.

17.05.2018

Завершено рассмотрение судебного дела
№А72-6074/2018 от 20.04.2018 в
первой
инстанции.
Организация
в роли ответчика, сумма исковых требований 14 633 314 руб.

20.04.2018

Новое судебное дело
№А72-6074/2018 от 20.04.2018 в роли ответчика, сумма исковых требований 14 633 314 руб.

09.04.2018

Завершено рассмотрение судебного дела
№А72-3332/2018 от 06.03.2018 в
первой
инстанции.
Организация
в роли ответчика, сумма исковых требований 14 633 314 руб.

06.03.2018

Новое судебное дело
№А72-3332/2018 от 06.03.2018 в роли ответчика, сумма исковых требований 14 633 314 руб.

11.01.2018

Завершено рассмотрение судебного дела
№А40-194658/2017 от 17.10.2017 в
первой
инстанции.
Организация
в роли истца, сумма исковых требований 1 417 718 687 руб.

17.10.2017

Новое судебное дело
№А40-194658/2017 от 17.10.2017 в роли истца, сумма исковых требований 1 417 718 687 руб.

КПД превыше всего!

Для потребителей именно КПД выходит на первое место. Действительно, он определяет то количество газа, которое потребитель должен сжечь в агрегате для выработки 1 кВт и, в конечном итоге, ту сумму, которую потребитель вынужден заплатить за «голубое топливо». К сожалению, конструктивные особенности микротурбины не позволяют ей выйти на одну планку с ГПГУ. Большую часть механической мощности (почти 2/3!) забирает компрессор, нагнетающий воздух в камеру сгорания. Даже у самых «продвинутых» МТУ электрический КПД не превышает 32-33% в номинальном режиме. В то время как уже упомянутая выше Waukesha серии APG имеет показатели в 42,5%, что на четверть выше (*прим. GazEcos: для установок GazEcos 44%). А это колоссальная разница! Ведь в современной технике разница в КПД более чем на 0,5-1,0% уже считается технологическим прорывом. Средний же КПД большинства МТУ ограничен 28%. В сравнении с ГПГУ — это уже более чем в полтора раза меньше. Для примера, ГПГУ для выработки 1 МВт потребляет около 250 нм3/час, МТУ — уже 400 нм3/час. Разница составит более 1,2 млн м3 газа за год или в денежном выражении — более 3,5 млн руб/год (при стоимости газа 3000 руб./1000 м3).

Следует добавить, что и дожимной компрессор, служащий для повышения давления до 5 бар, и АКБ, постоянно потребляющие мощность вырабатываемую МТУ в переходных режимах, значительно снижают общий КПД системы. В меньших объемах, но потребляют электрическую энергию и силовая электроника преобразователя и системы управления, а также вытяжные вентиляторы. В сумме это приводит к снижению реального электрического КПД еще на величину около 5-7%.

Все указанные выкладки справедливы для работы МТУ в номинальном режиме. Но стоит только измениться одному из параметров, как электрический КПД МТУ начинает ползти вниз. Пример — работа на частичной нагрузке. В режимах с нагрузкой около 25% от номинала КПД МТУ составляет уже 19%, а с учетом энергопотребления дожимного компрессора (нетто) уже чуть больше 13%. Зависимость КПД турбины от температуры окружающего воздуха тоже крайне велика. Выходная мощность С30 от Capstone начинает стремительно падать уже при температуре +180С, а при +500С снижается уже на треть от номинального значения (до 20 кВт).

Интересно, как работает кластер с точки зрения КПД. Для быстрого набора нагрузки весь кластер микротурбин держат на горячем резерве (так называемый холостой ход, около 45 000 об/мин, мощность при этом составляет около 700 Вт). В этом случае потребление газа идет не только работающими агрегатами, но и всеми машинами кластера. В итоге суммарный КПД кластера значительно ниже индивидуального КПД микротурбины. Если же в установках программного обеспечения «мастера» задать полное отключение неиспользуемых МТУ кластера, то в случае увеличения потребления временно остановленные микротурбины будут вынуждены пройти очередной процесс пуска. А как мы выяснили, запуск МТУ — это минимум 500 часов ее работы от ресурса. При скачкообразном графике потребления годовой ресурс в 300 пусков/год микротурбина выработает уже на третий день эксплуатации.

Утверждение производителей МТУ о выгоде, которую несет потребителям суммарный КПД микротурбин (с учетом электрической и тепловой мощности), достигающий 90%, вряд ли имеет под собой здравый смысл. Ведь автономная генерация с точки зрения потребителя должна решать прежде всего «электрическую» проблему. «Тепловую» проблему потребителя с меньшими капитальными затратами и большей эффективностью может решить газовый котел, имеющий КПД на уровне 95%.

В обзоре мы намеренно не коснулись экономики проектов с точки зрения стоимости первоначальных инвестиций. Однако можно заметить, что кВт установленной мощности МТУ минимум в 1,5-2 раза выше по сравнению с ГПГУ — $1000-1200 (*прим. GazEcos: для установок GazEcos $400-600) у поршней против $1800-2500 у микротурбин.

Микротурбинные электростанции — сервисное обслуживание и повседневная эксплуатация

Наряду с надежностью и высокой экономической эффективностью одним из основных преимуществ микротурбинных электростанций является неприхотливость и низкие затраты в процессе эксплуатации.

Ежегодные регламентные работы занимают около 1,5 часов на одну микротурбину и на протяжении первых 2–3 лет включают в себя только визуальный осмотр, диагностику и замену воздушных фильтров, инжекторов, термопар, элементов зажигания.

Дополнительные работы, связанные с заменой регламентных запчастей, занимают также не более нескольких часов. Они проводятся раз в 2,5–3 года (через каждые 20 000 моточасов) и тоже не являются сложными.

При наработке 60 000 часов производится диагностика и замена горячей части двигателей микротурбинных электростанций, что аналогично среднему ремонту газопоршневой установки, который необходимо выполнять как минимум каждые 25–30 тысяч часов.

Сервисное обслуживание и капитальный ремонт микротурбинных электростанций производятся непосредственно на месте эксплуатации и не требуют специального подъемно–транспортного оборудования.

С целью максимальной оптимизации затрат на сервисное обслуживание потребитель имеет возможность заключить сервисный контракт на 5 или 10 лет с фиксированной стоимостью, и тем самым четко спланировать все расходы на эксплуатацию оборудования микротурбинных электростанций.

Регламент обслуживания газопоршневых и дизельных установок предполагает круглосуточный контроль, проведение регулярных проверок и добавление расходных материалов. Обычно срок замены масла составляет 500–2000 моточасов в зависимости от марки двигателя и масла. Раз в год требуется замена охлаждающей жидкости в двигателе и системе теплоутилизации. Одновременно с маслом меняют и масляные фильтры.

Сервисное обслуживание газопоршневой установки, связанное с заменой запчастей по регламенту, и средний ремонт могут длиться несколько недель. Поэтому в состав энергоцентров обычно включают дополнительную (резервную) газопоршневую установку, что удорожает проект.

Как правило, контроль работы микротурбинных электростанций на объектах возлагается на 1–2 прошедших обучение специалистов, которые при этом могут совмещать обязанности электрика или главного энергетика, так как микротурбины не требуют круглосуточного наблюдения. Низкие затраты на обслуживающий персонал сказываются непосредственно на себестоимости вырабатываемой энергии

Микротурбинные установки — электростанции Capstone — серийные модули высокой степени заводской готовности

Микротурбины Capstone – серийные установки, то есть они имеют проверенную, надёжную конструкцию. Микротурбины Capstone представляют собой конструктивно законченные комплектные модули.  Потребителю, приобретающему микротурбины, не приходится долго ждать, пока его электростанция будет изготовлена на заводе и запущена на месте эксплуатации. Тем не менее, на обязательное проектирование микротурбинной электростанции, изготовление силовых агрегатов, доставку к месту, логистику, строительно-монтажные работы (СМР), пуско-наладочные работы (ПНР) в среднем уходит от 8 до18 месяцев.

Микротурбины Capstone — это когенераторные установки, то есть это компактные тепловые электростанции (ТЭЦ — ТЭС). При производстве 1 кВт электрической энергии владельцы тепловых микротурбинных электростанций Capstone получают примерно 1,5 кВт условно бесплатной тепловой энергии.

Для производства 1 кВт электричества микротурбины потребляют примерно 0,39 — 0,49 м³/час стандартного газового топлива, в зависимости от режима работы и текущих нагрузок. Большее потребление газа связано, как правило, с высокими пиковыми нагрузками или постоянной работой части установок микротурбинного энергокомплекса на холостом ходу.

В ценах на природный газ 2015 года из одного кубического метра газа (стоимостью 3,5 руб. за 1 м³) микротурбины Capstone вырабатывают 2-2,5 кВт электричества и 4 кВт тепловой энергии. Таким образом, себестоимость 1 кВт электроэнергии полученной от микротурбины Capstone, с учетом эксплуатационных расходов равна ориентировочно 2 рублям, дополнительно к этому потребитель получает около 1,5–2 кВт тепловой энергии.

При  автономном  энергоснабжении от микротурбины Capstone себестоимость  производимой  электроэнергии  и  тепла  в 1,5-2 раза ниже действующих российских тарифов. 

Избытки тепловой энергии получаемой от микротурбины, посредством холодильной машины — АБХМ, не электрическим, а химическим способом можно получать холод для кондиционирования помещений или использовать хладагент в производственных процессах. Такая инновационная технология носит название — тригенерация. Стоимость действующего оборудования АБХМ составляет 8-12 тыс. рублей за 1 кВт. Поэтому в большинстве случаев эксплуатации собственной электростанции дешевле обходится стандартное, электрическое кондиционирование, а для утилизации избытка тепловой энергии необходима градирня.

Микротурбины Capstone – обеспечивают автономность, бесперебойность и высокое качество снабжения энергией.

Описание — технические характеристики микротурбины — тепловой электростанции Capstone – Calnetix ТА–100 Скачать/загрузить брошюру в формате PDF, 4 MB

Текущий ремонт либо регламентные работы микротурбины Capstone осуществляются на месте размещения установки один раз в год.

Стоимость капитального ремонта микротурбины по истечении 5–6 лет составляет не более 40% от первоначальных затрат на приобретение самих энергоблоков. Сроки проведения капитального ремонта микротурбины Capstone составляют 3–5 дней. При этом цены на немногочисленные расходные материалы микротурбины могут быть зафиксированы долголетними сервисными контрактами.

Допускается 300 стартов и остановок микротурбины в год без потери ресурса.

Надежность и качество изготовления микротурбин сводят к минимуму затраты на обслуживание. Высокая степень автоматизации микротурбины Capstone практически не требует присутствия обслуживающего персонала. Автономный энергоцентр на базе микротурбин, способен автоматически отправлять SMS или электронные уведомления о своем текущем состоянии удаленному оператору.

История

Основная статья:

Попытки создать механизмы, похожие на турбины, делались очень давно. Известно описание примитивной паровой турбины, сделанное Героном Александрийским (1 в. до н. э.). В восемнадцатом веке англичанин Джон Барбер получил патент на устройство, которое имело большинство элементов, присутствующих в современных газовых турбинах. В конце XIX века, когда термодинамика, машиностроение и металлургия достигли достаточного уровня, Густав Лаваль (Швеция) и Чарлз Парсонс (Великобритания) независимо друг от друга создали пригодные для промышленного использования паровые турбины.

Первую в мире газовую реверсивную турбину сконструировал русский инженер и изобретатель Павел Дмитриевич Кузьминский в 1887 году. Его 10-ступенчатая турбина работала на парогазовой смеси, получаемой в созданной им же в 1894 году камере сгорания — «газопаророде». Кузьминский применил охлаждение камеры сгорания водой. Вода охлаждала стенки и затем посту­пала внутрь камеры. Подача воды снижала температуру и в то же время увеличивала массу газов, поступающих в турбину, что должно было повысить эффективность установки. В 1892 году П. Д. Кузьминский испытал турбину и предложил её военному министерству в качестве двигателя для дирижабля его собственной конструкции. В 1897 году на Петербургском патронном заводе была построена действующая газовая турбина, которую изобретатель готовил к показу на Всемирной выставке в Париже в 1900 году, однако не дожил до неё несколько месяцев.

Одновременно с Кузьминским опыты с газовой турбиной (в качестве перспективного двигателя для торпед) проводил также Чарлз Парсонс, однако вскоре пришёл к выводу, что имеющиеся сплавы из-за низкой жаропрочности не позволяют создать надёжный механизм, который приводился бы в движение струёй раскалённых газов либо парогазовой смесью, после чего сосредоточился на создании паровых турбин.

Технико-экономическое обоснование применения ГТУ-ТЭЦ

Самым эффективным способом энергоснабжения и энергосбережения в мировой практике признан способ комбинированного производства электрической и тепловой энергии на теплоэлектроцентралях (ТЭЦ). При этом для производства электрической энергии в газотурбинных установках используется природный газ, а для производства тепловой энергии — низкопотенциальная теплота отработавшего в турбине газа. За счёт утилизации этого тепла покрывается более 7% годовой потребности в тепловой энергии. Водогрейные котлы, в топках которых сжигается природный газ, используются, как правило, для снятия пиковых тепловых нагрузок в наиболее холодные периоды отопительного сезона и обеспечивают выработку до 3% годовой потребности.

ГТУ малой и средней мощности (от 2,5 до 30 МВт) найдут применение при реконструкции и модернизации систем энергоснабжения промышленных предприятий области, систем теплоснабжения ЖКХ. Газотурбинные установки большой мощности (до 100 МВт и более) целесообразно использовать в системах централизованного теплои электроснабжения крупных городов и горно-металлургического комплекса области.

В настоящее время известно много технологических схем ГТУ, каждая из которых учитывает специфику их применения и предъявляемые к ним требования. Они отличаются друг от друга экономичностью, параметрами и формой теплоносителя, но основная идея высокоэффективного применения ГТУ — утилизация теплоты выхлопных газов (комбинированная схема) на ГТУ-ТЭЦ.

Основными преимуществами газотурбинных электростанций являются:

  • низкий удельный расход условного топлива на производство электроэнергии (150–180 г/ кВт·ч) по сравнению с действующими ГРЭС (360–390 г/ кВт·ч);
  • меньшие на 30–7% удельные капитальные вложения;
  • сокращённые в два-три раза сроки строительства;
  • низкая удельная численность эксплуатационного персонала;
  • пониженные в два-три раза выбросы вредных веществ в окружающую среду;
  • отсутствие потребности в системах технического водоснабжения;
  • максимальная приближённость к потребителю (не требуется весьма дорогостоящее строительство дополнительных ЛЭП и подстанций 110–500 кВ);
  • значительное сокращение затрат в газодобывающую отрасль и магистральные газопроводы.

При реконструкции существующих котельных дополнительную экономию можно получить путём внедрении комбинированной схемы производства энергии за счёт уменьшения затрат на строительство подъездных путей, здания для ГТУ-ТЭЦ, систем топливоподачи и дымоудаления, водоподготовительной установки и пр.

Один из показателей энергетической эффективности ТЭЦ — удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении; её зависимость на ГТУ-ТЭЦ от КПД газовой турбины представлена на рис. 1.

Применение современных газотурбинных технологий и высокий уровень их самоокупаемости положительно влияет как процесс привлечения инвестиций, так и на наращивание степени надёжности и экономичности основных производств области: сельскохозяйственные перерабатывающие предприятия, горнометаллургический комплекс и др.

В городе Белгороде построены и действуют две газотурбинные ТЭЦ с утилизацией теплоты отработавших газов в котлах-утилизаторах на ГТУ-ТЭЦ «Луч» и на Белгородской ТЭЦ мощностью каждой по 60 МВт (2×30 МВт).

Оцените статью:
Оставить комментарий
Adblock
detector