Газотурбинная электростанция 2 мвт цена: Энергокомплексы 1, 2, 3 МВт

Содержание

Газотурбинные электростанции «Урал-2500»

В условиях ISO. Топливо* – природный газ, попутный нефтяной газ, жидкое топливо
Номинальная мощность на клеммах генератора, МВт2,56
Номинальная частота электрического тока, Гц50
Температура газа за силовой турбиной на выхлопе, °С361
Расход газа за силовой турбиной на выхлопе, кг / с25,6
Тепловая мощность по утилизационной схеме, Гкал / ч5,8
Суммарный коэффициент использования топлива при t вых = 110 °С, %76,9
Параметры топливного газа перед ГТЭС: – давление (избыточное), кгс / см210…12
Параметры топливного газа перед ГТЭС: – температурный диапазон, °С+5…+90
Эквивалентный уровень звука при обслуживании, не более, дБА80
Ресурс ГТЭС: – до капитального ремонта, ч30000
Ресурс ГТЭС: – общетехнический, ч100000

* — состав топлива согласовывается с АО «ОДК-Авиадвигатель»

Монтаж и ПНР

  • непосредственно на месте строительства.

Транспортировка

  • отдельными блоками (модулями) без использования специального грузоподъемного оборудования;
  • железнодорожным транспортом;
  • автомобильным транспортом;
  • водным транспортом.

Размещение

  • внутри помещения;
  • на открытой площадке на заранее подготовленном фундаменте.

Топливо*

  • природный газ;
  • попутный нефтяной газ;
  • жидкое топливо.

 

* — состав топлива согласовывается с АО «ОДК-Авиадвигатель»

Предприятия газовой, нефтегазовой, промышленной и других отраслей: ООО «Газпром добыча Надым», ООО «Газпром трансгаз Югорск». Более подробную информацию смотрите на странице Референс-лист

Газотурбинные установки и электростанции Dresser-Rand от 2 МВт

Газотурбинные установки  Dresser-Rand KG-2

Газовые турбины KG2 для производства электроэнергии

В течение последних 40 лет газотурбинные установки играют все
более важную роль в производстве электроэнергии. Они
доминируют на морских месторождениях в нефтегазовой отрасли и широко используются по всему
миру в системах общего назначения. 

Надежность пусков 99,3% , способность к набросу полной нагрузки и минимальные требования к
техобслуживанию делают газовую турбину KG2 компании DresserRand идеальной для организации
резервного и непрерывного электроснабжения – как наземных, так и морских объектов. 

Генераторная установка KG2 разработана для удовлетворения потребности в электроэнергии
мощностью от 1 МВт до 10 МВт (одна или несколько установок). Более 900 установок уже
поставлены и работают по всему миру.

ОСНОВНЫЕ ПРЕИМУЩЕСТВА

-Легко обслуживаемая закрытая генераторная установка на салазках
-Высокая надежность
-Эксплуатационная готовность 98–99%

-Надежность пусков 99,3%
-Качество подтверждено первой установкой, наработавшей 150000 часов
-Незначительная вибрация
-Малошумная закрытая генераторная установка (85 дБА на расстоянии 1 м)
-Интегрированная операторная (дополнительно)
-Работа на одном, двух, смеси двух видов топлива
-Возможность применения твердого топлива и биомассы в установках с непрямым нагревом
-Допускается высокое содержание серы в газовом топливе
-Отсутствие подшипников в зоне высокой температуры

Общая информация

KG-2 – простая одновальная газотурбинная установка, самоуправляемая. Предназначена для для: комбинированной выработки электроэнергии и тепла для промышленных нужд, комбинированного энергоснабжения и вентиляции, централизованного теплоснабжения, энергоснабжения для собственных нужд нефтегазовой области, для отопления и освещения теплиц, обессоливания морской воды, непосредственного использования теплоты горячего и экологически чистого выхлопа и для различных потребителей.

Силовая секция состоит из одноступенчатого центробежного компрессора и одноступенчатой радиальной приточной турбины. Камера сгорания обратного потока. Турбогенератор дополнительно может быть оснащен системой утилизации тепла для использования в режиме когенерации.

Принцип Работы

Воздух входит в газовую турбину через входное сопло, направляется в компрессор. Компрессор, вращающийся на высокой скорости, передает энергию воздуху, увеличивая его давление и скорость. Далее воздух идет через канальный диффузор, где скорость конвертируется в дальнейшее повышение давления. С диффузора спрессованный воздух обходит снаружи корпус турбины, снаружи по спирали поднимается в камеру сгорания, там, наверху, воздух смешивается с распыленным топливом, поступающим через двойную топливную насадку, и длительно горит, опускаясь вниз камеры. Горячий спрессованный воздух поступает на направляющие лопатки, подающие его на турбину, а давление и тепловая энергия конвертируются в механическую энергию. Пройдя через турбинную секцию, выхлопной газ покидает двигатель через короткий выхлопной диффузор. 

Описание

Силовая секция двигателя состоит из компрессора, турбины, камеры сгорания, соответствующих
каналов и поддерживающих устройств. Компрессор центробежный с пространственными
лопатками, одноступенчатый, изготовлен из титановой поковки. Турбина состоит из двух секций. 
Радиальная приточная лопасть изготовлена из высокотемпературного сплава Cr-Co-Ni, входной
направляющий аппарат изготовлен из сплава Cr-Ni. Корпус турбины и направляющие лопатки
изготовлены из высокотемпературных сплавов Cr-Ni-W-Co и Cr-Co соответственно, охлаждаются
компрессорным выпускаемым воздухом. Камера сгорания обратного потока, включает топливные
насадки и мощное зажигание, материалы Cr-Ni и Cr-Mo. Конфигурация обратного потока
гарантирует охлаждение компонентов. 

Секции мотора соединяются муфтами HIRTH для гарантии допустимого теплового изменения в

момент точной балансировки. Вал ротора поддерживается двумя радиальными подшипниками, 
упорным подшипником, подшипником с шарнирным подпятником. Редуктор – из коррозионно-
устойчивого алюминиевого сплава, с заменяемыми упорными подшипниками, прямозубой
цилиндрической зубчатой передачей. Направление вращения выходного вала – по часовой
стрелке. Стандартная выходная скорость – 1500 и 1800 об/мин.

Вспомогательные системы двигателя, включая масляные насосы и насосы жидкого топлива, приводятся с конца
вспомогательного вала, расположенного перпендикулярно главным валам. Вспомогательный вал
оснащен соединительной муфтой для приема входных сигналов от стартового мотора на
отдаленном конце. 

Испытания

Материалы, процессы, компоненты и узлы подлежат процедуре контроля качества и
неразрушающего контроля. Вся машина может пройти опционные гидравлические испытания и
испытания в присутствии заказчика. 

Эксплуатация

Старт инициируется нажатием стартовой кнопки или внешним стартовым сигналом. Запускается

алгоритм управления двигателя, который активирует стартовый сигнал вспомогательного
масляного насоса. Когда давление масла достигает значения уставки, стартовый мотор двигателя
запускается и заводит двигатель. При наборе двигателем скорости ~ 15% подается сигнал на
активацию системы зажигания, открытие топливного соленоидного клапана и запуск таймера
зажигания. После 10-секундной работы таймера выхлопная температура превышает 2000 С, 
индикация показывает, что зажигание произошло, алгоритм двигателя обеспечивает сигнал на
останов. После зажигания стартовый мотор продолжает поддерживать ускорение двигателя, после
набора двигателем 50% скорости стартовый мотор и система зажигания отключаются. Двигатель
продолжает набор скорости, при 85% скорости отключается вспомогательный масляный насос,
срабатывает сигнал для начала возбуждения генератора. При наборе скорости 95% алгоритм
двигателя запускает работу оборудования.
Алгоритм двигателя продолжает защищать турбину, формирует предупреждающие сигналы или
сигналы на отключение при сбоях работы.

Изоляция корпуса турбины

Изоляционные прокладки предотвращают потерю тепла и снижают температуру поверхностей.
Состоят из минеральной шерсти, покрытой теплозащитным материалом и алюминиевой фольгой.
Толщина прокладок примерно 50мм, прокладки уложены плотно, выкроены по корпусу,
фиксируются нержавеющим стальным проводом. Изолируют примерно 30кВт теплового
излучения.

Малые электростанции с газотурбинными установками — Энергетика и промышленность России — № 2 (18) февраль 2002 года — WWW.EPRUSSIA.RU

Газета «Энергетика и промышленность России» | № 2 (18) февраль 2002 года

Малые электростанции с газотурбинными установками (ГТУ-ТЭЦ) появились сравнительно недавно. Их особенность: они ориентированы на автономное энергоснабжение районов и наилучшим образом учитывают особенности потребителей.

Основная задача ГТУ-ТЭЦ — обеспечить надежное снабжение тепло- и электроэнергией небольшие города и отдельные жилые микрорайоны крупных городов. Электростанции такого типа обладают рядом преимуществ по сравнению с традиционными электростанциями:

— Высокие начальные параметры газотурбинного цикла в сочетании с использованием тепла выхлопных газов для производства горячей воды позволяют поднять КПД энергоустановки на 10-15% по сравнению с традиционными энергоблоками, а это снижает расходы на основную составляющую себестоимости тепло- и электроэнергии — на топливо.

— Благодаря компактности установки сокращаются объемы капитального строительства. Стоимость сооружения электростанции такого типа сокращается примерно на 25%.

— Размеры площадки ГТУ-ТЭЦ дают возможность приблизить ее к потребителю, сократить коммуникации — тепло- и электрические сети, добиться снижения капиталовложений, снизить потери при передачи энергии.

— Экологический эффект на ГТУ-ТЭЦ достигается благодаря нескольким факторам. Низкие удельные выбросы загрязняющих веществ обусловлены не только тем, что ГТУ работают на природном газе, но и эффективным использованием выделяемого при сгорании тепла, а также технологией сжигания топлива. Газотурбинный цикл почти не использует воды — отсюда минимальное воздействие на водный бассейн. Комплекс мероприятий обеспечивает низкий уровень шума.

Типы ГТУ-ТЭЦ:

1. Газотурбинная электростанция с выработкой только электроэнергии (ГТЭС). Эффективность работы такой станции определяется только степенью совершенства газовой турбины, т.е. ее коэффициентом полезного действия, который для современных газовых турбин класса мощности 15-20 МВт колеблется от 30% до 35%. Капитальные затраты на строительство таких электростанций минимальные, однако срок их окупаемости может быть достаточно большим из-за больших затрат на топливо. Удельный расход условного топлива колеблется от 50 гут/кВт-ч до 400 гут/кВт-ч (под условным топливом в России понимается топливо с низшей теплотворной способностью 7000 ккал/кг или 29300 кДж/кг).

2. Газотурбинные электростанции с комбинированной выработкой электрической и тепловой энергии (ГТЭСК). За счет утилизации тепла газов, имеющих температуру от 370 до 530 °С появляется возможность генерирования тепловой энергии в виде горячей воды, идущей на теплоснабжение зданий жилого, социально-культурного и производственного назначения. Капитальные затраты на сооружение таких электростанций возрастают по сравнению с ГТЭС на 30 — 40 % за счет установки теплообменников-утилизаторов и оборудования системы теплоснабжения. Поскольку в этом случае электрическая мощность станции не изменяется, удельные капвложения на установленный кВт возрастают. Как правило, тепловая мощность когенерационного цикла на 55 — 60% выше электрической, что и определяет большую эффективность ГТЭСК по сравнений с ГТЭС.

3. Если две предыдущие схемы работы ГТУ хорошо известны на Западе, то схемы ГТУ-ТЭЦ там не применяются. В России проект ГТУ-ТЭЦ является «пилотным». В этом проекте использованы традиционные технические решения, широко применяемые в схемах ТЭЦ с паротурбинными установками. Суть этих решений сводится к достижению максимальной надежности теплоснабжения потребителей. С этой целью дополнительно к оборудованию ГТЭСК устанавливаются водогрейные котлы с необходимым вспомогательным оборудованием. Мощность водогрейных котлов должна быть примерно такой же, как утилизационных теплообменников.

4. Широкое распространение в энергетике получили схемы парогазовых установок, в которых тепло уходящих газов газовой турбины утилизируется в парогенераторах, пар от которых поступает в паровые турбины для выработки электроэнергии. Основная энергия идет на выработку электроэнергии. Применение парогазовых технологий в российской теплоэнергетике особенно перспективно, поскольку доля природного газа — идеального топлива для ГТУ — в топливном балансе составляет более 60%.

«Газпром нефть» строит крупнейшую на полуострове Ямал газотурбинную электростанцию

«Газпром нефть» приступает к строительству на Новопортовском месторождении газотурбинной электростанции (ГТЭС) проектной мощностью 96 МВт с возможностью расширения до 144 МВт, которая станет одной из крупнейших на полуострове Ямал. Первый пусковой комплекс установленной мощностью 48 МВт будет запущен в конце 2016 года.

 

В настоящее время ведется инженерная подготовка площадки под строительство объекта, общая площадь которого достигнет 11 гектаров. Основой электростанции станут 6 газотурбинных энергетических агрегатов мощностью 16 МВт каждый, разработанные и изготовленные по заказу оператора проекта – компании «Газпром нефть Новый порт». В январе они успешно прошли тестирование на испытательном стенде компании-поставщика – российского предприятия «ОДК-Газовые Турбины».

 

Сырьем для будущей электростанции может служить как природный, так и попутный нефтяной газ. ГТЭС будет обеспечивать электроэнергией объекты инфраструктуры по добыче, транспортировке и хранению углеводородов, а также строящегося в районе Мыса Каменного терминала по круглогодичной перевалке нефти. Для подачи электроэнергии с месторождения на побережье запланировано строительство до конца 2016 года линии электропередачи напряжением 110 кВ и протяженностью 98 км. К середине 2017 года мощность ГТЭС будет увеличена до 96 МВт.

 

Генеральный директор компании «Газпром нефть Новый Порт» Сергей Бирюков отметил: «Особенностью Новопортовского месторождения является его географическая отдаленность от промышленной инфраструктуры и суровые климатические условия, характерные для Заполярья. Новая ГТЭС позволит избежать дефицита энергетических мощностей, обеспечив стабильное энергоснабжение объектов проекта и повысив его промышленную безопасность».

 

 

СПРАВКА:

 

В настоящее время электроснабжение проекта осуществляется с помощью газопоршневых и дизельных генераторов. Экономическая эффективность их использования в условиях автономной работы ниже, чем у ГТЭС.

 

Основными сооружениями объекта будут два машинных зала ГТЭС, система газоподготовки, котельная, аварийные дизельные электростанции и силовые трансформаторы мощностью 25 МВА.

 

Новопортовское – одно из самых крупных разрабатываемых нефтегазоконденсатных месторождений полуострова Ямал. Оно расположено за Полярным кругом, вдалеке от транспортной трубопроводной инфраструктуры. В качестве оптимального решения для транспортировки сырья была выбрана отгрузка морем через Мыс Каменный. В настоящее время нефть с месторождения до побережья доставляется по напорному нефтепроводу протяженностью около 100 км и мощностью 600 тыс. тонн в год. В январе компания приступила к строительству второй очереди нефтепровода, который в перспективе обеспечит транспортировку не менее 5,5 млн тонн нефти в год. После увеличения мощности трубопровода и завершения строительства нефтеналивного терминала транспортировка новопортовской нефти будет производиться морским путем круглогодично. Промышленная эксплуатация месторождения начнется в 2016 году.

Что такое Газотурбинная электростанция (ГТЭС)?

Газотурбинная электростанция — установка, генерирующая электричество и тепловую энергию.

Газотурбинная электростанция — установка, генерирующая электричество и тепловую энергию. 

В газотурбинной электростанции в качестве привода электрического генератора используется газовая турбина. 

Основу ГТЭС составляют одна или несколько газотурбинных установок — силовых агрегатов, механически связанных с электрогенератором и объединенных системой управления в единый энергетический комплекс.

ГТЭС может иметь электрическую мощность от десятков кВт до сотен МВт. 

Электрический КПД современных газотурбинных установок составляет 33-39%. 

С учетом высокой температуры выхлопных газов в мощных газотурбинных установках имеется возможность комбинированного использования газовых и паровых турбин. 

Такой инженерный подход позволяет существенно повысить эффективность использования топлива и увеличивает электрический КПД установок до 57-59%. 

ГТЭС способна отдавать потребителю значительное количество тепловой энергии — с коэффициентом ~ 1:2 по отношению к электрической мощности. 

В зависимости от потребностей газотурбинные установки (ГТУ) дополнительно оснащаются паровыми или водогрейными котлами, что дает возможность иметь пар различного давления для производственных потребностей или горячую воду со стандартными температурами (ГВС). 

При комбинированном использовании энергии 2-х видов коэффициент использования топлива газотурбинной тепловой электростанции увеличивается до 90%.


Технология процесса

В компрессор газотурбинного силового агрегата подается чистый воздух. 

Под высоким давлением воздух из компрессора направляется в камеру сгорания.

Одновременно в камеру сгорания подается топливо — газ.

Смесь воспламеняется. 

При сгорании газовоздушной смеси образуется энергия в виде потока раскаленных газов. 

Этот поток с высокой скоростью устремляется на рабочее колесо турбины и вращает его. 

Вращающийся вал турбины приводит в действие компрессор и электрический генератор. 

С клемм электрогенератора произведенное электричество, обычно через трансформатор, направляется в электросеть, к потребителям энергии.


Применение ГТЭС оправдано экономически, т. к. сегодня электростанции, работающие на газовом топливе, имеют наиболее привлекательную для потребителя удельную стоимость строительства и низкие затраты при последующей эксплуатации.

Преимущества газотурбинной электростанции

Основные преимущества газотурбинных электростанций:

  • ГТЭС весьма надежны. В среднем длительность работы основных узлов без капитального ремонта составляет от 100 до 130 тыс. часов;

  • КПД самой газотурбинной установки составляет порядка 51%, а при утилизации уходящих газов  общий КПД достигает уже 93%;

  • газотурбинные электростанции, как уже было отмечено выше, имеют довольно небольшие размеры, что значительно уменьшает срок строительства, и, соответственно, позволяет им быстро окупаться;

  • газотурбинные электростанции достаточно экологичны;

  • ГТЭС могут работать полностью в автоматическом режиме, а возможность полной диагностики состояния оборудования или основных узлов станции, простота управления и соответственно минимальное количество обслуживающего персонала делают их наиболее оптимальным решением в самых различных ситуациях.

Газотурбинные электростанции Dresser-Rand от 2 МВт, цена

Газотурбинные установки  Dresser-Rand KG-2

Газовые турбины KG2 для производства электроэнергии

В течение последних 40 лет газотурбинные установки играют все
более важную роль в производстве электроэнергии. Они
доминируют на морских месторождениях в нефтегазовой отрасли и широко используются по всему
миру в системах общего назначения. 

Надежность пусков 99,3% , способность к набросу полной нагрузки и минимальные требования к
техобслуживанию делают газовую турбину KG2 компании DresserRand идеальной для организации
резервного и непрерывного электроснабжения – как наземных, так и морских объектов. 

Генераторная установка KG2 разработана для удовлетворения потребности в электроэнергии
мощностью от 1 МВт до 10 МВт (одна или несколько установок). Более 900 установок уже
поставлены и работают по всему миру.

ОСНОВНЫЕ ПРЕИМУЩЕСТВА

-Легко обслуживаемая закрытая генераторная установка на салазках
-Высокая надежность
-Эксплуатационная готовность 98–99%
-Надежность пусков 99,3%
-Качество подтверждено первой установкой, наработавшей 150000 часов
-Незначительная вибрация
-Малошумная закрытая генераторная установка (85 дБА на расстоянии 1 м)
-Интегрированная операторная (дополнительно)
-Работа на одном, двух, смеси двух видов топлива
-Возможность применения твердого топлива и биомассы в установках с непрямым нагревом
-Допускается высокое содержание серы в газовом топливе
-Отсутствие подшипников в зоне высокой температуры

Общая информация

KG-2 – простая одновальная газотурбинная установка, самоуправляемая. Предназначена для для: комбинированной выработки электроэнергии и тепла для промышленных нужд, комбинированного энергоснабжения и вентиляции, централизованного теплоснабжения, энергоснабжения для собственных нужд нефтегазовой области, для отопления и освещения теплиц, обессоливания морской воды, непосредственного использования теплоты горячего и экологически чистого выхлопа и для различных потребителей.

Силовая секция состоит из одноступенчатого центробежного компрессора и одноступенчатой радиальной приточной турбины. Камера сгорания обратного потока. Турбогенератор дополнительно может быть оснащен системой утилизации тепла для использования в режиме когенерации.

Принцип Работы

Воздух входит в газовую турбину через входное сопло, направляется в компрессор. Компрессор, вращающийся на высокой скорости, передает энергию воздуху, увеличивая его давление и скорость. Далее воздух идет через канальный диффузор, где скорость конвертируется в дальнейшее повышение давления. С диффузора спрессованный воздух обходит снаружи корпус турбины, снаружи по спирали поднимается в камеру сгорания, там, наверху, воздух смешивается с распыленным топливом, поступающим через двойную топливную насадку, и длительно горит, опускаясь вниз камеры. Горячий спрессованный воздух поступает на направляющие лопатки, подающие его на турбину, а давление и тепловая энергия конвертируются в механическую энергию. Пройдя через турбинную секцию, выхлопной газ покидает двигатель через короткий выхлопной диффузор. 

Описание

Силовая секция двигателя состоит из компрессора, турбины, камеры сгорания, соответствующих
каналов и поддерживающих устройств. Компрессор центробежный с пространственными
лопатками, одноступенчатый, изготовлен из титановой поковки. Турбина состоит из двух секций. 
Радиальная приточная лопасть изготовлена из высокотемпературного сплава Cr-Co-Ni, входной
направляющий аппарат изготовлен из сплава Cr-Ni. Корпус турбины и направляющие лопатки
изготовлены из высокотемпературных сплавов Cr-Ni-W-Co и Cr-Co соответственно, охлаждаются
компрессорным выпускаемым воздухом. Камера сгорания обратного потока, включает топливные
насадки и мощное зажигание, материалы Cr-Ni и Cr-Mo. Конфигурация обратного потока
гарантирует охлаждение компонентов. 

Секции мотора соединяются муфтами HIRTH для гарантии допустимого теплового изменения в
момент точной балансировки. Вал ротора поддерживается двумя радиальными подшипниками, 
упорным подшипником, подшипником с шарнирным подпятником. Редуктор – из коррозионно-
устойчивого алюминиевого сплава, с заменяемыми упорными подшипниками, прямозубой
цилиндрической зубчатой передачей. Направление вращения выходного вала – по часовой
стрелке. Стандартная выходная скорость – 1500 и 1800 об/мин.

Вспомогательные системы двигателя, включая масляные насосы и насосы жидкого топлива, приводятся с конца
вспомогательного вала, расположенного перпендикулярно главным валам. Вспомогательный вал
оснащен соединительной муфтой для приема входных сигналов от стартового мотора на
отдаленном конце. 

Испытания

Материалы, процессы, компоненты и узлы подлежат процедуре контроля качества и
неразрушающего контроля. Вся машина может пройти опционные гидравлические испытания и
испытания в присутствии заказчика. 

Эксплуатация

Старт инициируется нажатием стартовой кнопки или внешним стартовым сигналом. Запускается
алгоритм управления двигателя, который активирует стартовый сигнал вспомогательного
масляного насоса. Когда давление масла достигает значения уставки, стартовый мотор двигателя
запускается и заводит двигатель. При наборе двигателем скорости ~ 15% подается сигнал на
активацию системы зажигания, открытие топливного соленоидного клапана и запуск таймера
зажигания. После 10-секундной работы таймера выхлопная температура превышает 2000 С, 
индикация показывает, что зажигание произошло, алгоритм двигателя обеспечивает сигнал на
останов. После зажигания стартовый мотор продолжает поддерживать ускорение двигателя, после
набора двигателем 50% скорости стартовый мотор и система зажигания отключаются. Двигатель
продолжает набор скорости, при 85% скорости отключается вспомогательный масляный насос,
срабатывает сигнал для начала возбуждения генератора. При наборе скорости 95% алгоритм
двигателя запускает работу оборудования.
Алгоритм двигателя продолжает защищать турбину, формирует предупреждающие сигналы или
сигналы на отключение при сбоях работы.

Изоляция корпуса турбины

Изоляционные прокладки предотвращают потерю тепла и снижают температуру поверхностей.
Состоят из минеральной шерсти, покрытой теплозащитным материалом и алюминиевой фольгой.
Толщина прокладок примерно 50мм, прокладки уложены плотно, выкроены по корпусу,
фиксируются нержавеющим стальным проводом. Изолируют примерно 30кВт теплового
излучения.

Сравнительная эффективность использования газотурбинных и газопоршневых установок для дополнительного резервирования собственных нужд АЭС

41 Теплоэнергетика № 4 2009

Двигатель . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Caterpillar G16CM34

Электрическая мощность, кВт . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5900

Конфигурация цилиндров . . . . . . . . . . . . . . . 16 V-образно

Диаметр цилиндра/ход поршня, мм . . . . . . . . . . . .340/420

Объем цилиндра, л . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38,1

Средняя скорость поршня, м/с . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10,5

Частота вращения, мин–1 (Гц). . . . . . . . . . . . . . . . 750 (50)

Топливо. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Природный газ

Удельный расход тепла, кДж/(кВтæч) . . . . . . . . . . . . 8273

Электрический КПД, % . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .43,5

Тепловая мощность, МВт . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6,2

Расход моторного масла, г/(кВтæч) . . . . . . . . . . . . . . . .0,3

Габаритные размеры агрегата, мм:

высота . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4750

ширина . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3080

длина . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .12 303

Сухая масса электростанции, кг . . . . . . . . . . . . . . . 132 700

В качестве исходных параметров для оценки эф-

фективности различных мероприятий по повышению

надежности резервирования собственных нужд АЭС

служат: показатели рисков запроектных аварий для

различных вариантов и схем резервирования; размеры

возможных ущербов от аварии; капиталовложения в

схемы резервирования; технико-экономические пока-

затели работы постоянно действующих ГТУ, ГПА; за-

мещаемая мощность в энергосистеме; динамика стои-

мости топлива для ГТУ и АЭС за рассматриваемый

расчетный период.

Для оценки надежности резервирования электро-

снабжения собственных нужд АЭС в соответствии с

ранее разработанной методикой [8] составлены графы

состояния, проведены расчеты частоты повреждения

активной зоны (ПАЗ) и получены результирующие

данные по интенсивности отказов рассматриваемых

систем аварийного энергоснабжения АЭС при обесто-

чивании электростанции.

Расчеты проводились для существующих АЭС с ре-

акторами второго (В-320) и нового, третьего поколения

(В-428 и В-392) с различным числом энергоблоков на

электростанции для различных схем резервирования:

для существующей системы аварийного расхолажива-

ния реактора, состоящей из каналов с дизель-генерато-

рами; дополнительных постоянно работающих газо-

турбинных установок (одной, двух, трех ГТУ) и газо-

поршневых агрегатов (табл. 3, 4).

В результате расчетов частоты повреждения актив-

ной зоны и полученных данных по интенсивности от-

казов рассматриваемых систем аварийного энергоснаб-

жения АЭС при обесточивании станции установлено

следующее.

Установка общестанционных постоянно действую-

щих ГТУ, ГПА позволяет существенно повысить на-

дежность электроснабжения собственных нужд АЭС и

на 2…5 порядков снизить вероятность аварий с по-

вреждением активной зоны при нарушении связей с

энергосистемой.

Вероятность отказа систем резервирования соб-

ственных нужд одновременно на двух и более энерго-

блоках пренебрежимо мала, поэтому целесообразно

рассматривать только вероятности отказа на одном

энергоблоке из двух, четырех или шести, установлен-

ных на АЭС. Значение итоговой интенсивности отказа

систем резервирования собственных нужд АЭС с раз-

личным числом энергоблоков пропорционально числу

этих систем, установленных на электростанции.

Наибольший эффект дают дополнительные систе-

мы резервирования на уже существующих АЭС с реак-

торными установками В-320 (снижение частоты ПАЗ

на 28,8 %) по сравнению с размещением их на АЭС

нового поколения (снижение частоты ПАЗ на 14,2 %),

что связано с более высокой надежностью современ-

ных реакторных установок.

Частота повреждений активной зоны при обесточи-

вании для АЭС нового поколения с четырьмя энерго-

блоками ВВЭР-1000 составляет 6,52æ10–7 1/год для ва-

рианта с базовой схемой резервирования (три дизель-

генератора) и 2,23æ10–11 1/год для варианта дополни-

Та

лица

. Результирующие данные по интенсивности отказов системы аварийного энергосна

жения

(реакторные установки В-320)

Показатель

Схемы расхолаживания реакторной установки

базовая базовая +

+ 1 ДГ

базовая +

+ 1 ГТУ

базовая +

+ 2 ГТУ базовая + 3 ГТУ базовая + ГПА

Частота ПАЗ при обесточивании

энергоблока, 1/(реакт. год) 1,05æ10–5 1,92æ10–7 7,66æ10–7 1,97æ10–8** Менее 10–8

(4,92æ10–10)**

Менее 10–8

(3,59æ10–10)**

Суммарная частота ПАЗ, 1/(реакт. год)*3,64æ10–5 2,61æ10–5 2,67æ10–5 2,59æ10–5 2,59æ10–5 2,59æ10–5

Снижение суммарной частоты ПАЗ, % — 28,3 26,7 28,8 28,8 28,8

*Вклад других групп исходных событий (без обесточивания) в частоту повреждений активной зоны для реакторов

ВВЭР-1000 В-320 (БАЭС, энергоблоки № 2—4) составляет 2,59æ10–5 1/(реакт. год).

**Значения ниже принятой частоты обрезания равной 10–8 1/(реакт. год) не рассматриваются и не могут считаться досто-

верными из-за роста числа комбинаций учитываемых событий и неполноты включаемых в анализ аварийных последователь-

ностей вследствие недостатка знаний и ограниченности моделирования.

П р им еч ан и е. В скобках указана расчетная интенсивность отказов системы, которая ниже принятой частоты обрезания

(см. **).

Простое производство электроэнергии с помощью оптовой газовой турбины мощностью 2 МВт

За последнее столетие процессы производства электроэнергии продвинулись во всем мире. Электроэнергетика испытывает повышенную потребность в большем количестве энергоблоков. Если вам нужна гибкая система выработки электроэнергии, которая может работать отдельно или интегрироваться в более крупную систему, вам пригодится газовая турбина мощностью 2 МВт . Стремление к более высокой производительности привело к разработке различных газовых турбин, включая как малые, так и большие паровые турбины.Газовая турбина относительно проста в установке и идеально подходит для различных предприятий, включая стартапы.

Газовая турбина мощностью 2 МВт безвредна для окружающей среды, поскольку работает на природном газе и производит минимальное загрязнение выхлопными газами. Преимущество этих генераторов энергии в том, что они используют весь лишний воздух для горения. В дополнение к природному газу в газотурбинной системе также используется биогаз, свалочный газ и синтетические газы. Газовая турбина мощностью 2 МВт не требует частой смазки маслом, что снижает потребность в техническом обслуживании.Рабочая скорость высока, что позволяет быстро генерировать энергию. Это означает лучшее обслуживание в течение короткого времени. Сведите к минимуму свои затраты на электроэнергию, воспользовавшись этими оптовыми продуктами газовой турбины 2 МВт на Alibaba.com.

Независимо от того, являетесь ли вы владельцем крупной или малой электростанции, вы должны удовлетворять ее изменчивые потребности в энергии. Нужна крутая газовая турбина, чтобы все работало без сбоев. К счастью, с газовой турбиной 2 МВт оптом у вас есть подходящее оборудование, которое без особых усилий удовлетворит потребности вашего предприятия в электроэнергии.Ничто не сравнится с газовой турбиной с индивидуальными характеристиками, потому что она отвечает высоким требованиям мощности для любого конкретного проекта. Он работает так, как задумано, потому что он предназначен для этой конкретной цели. Вы можете добавить блоки меньшего размера в дополнение к основному электрогенератору. Найдите модульные варианты газовой турбины мощностью 2 МВт , подходящие для обеспечения достаточной мощности в различных проектах для всех ваших текущих и будущих потребностей в электроэнергии, на Alibaba.com сегодня.

Spirit 2 – газотурбинная электростанция мощностью 2 МВт

CAI Spirit 2 MW — это промышленная газотурбинная установка для выработки электроэнергии, специально разработанная для непрерывной и надежной работы там, где потребность в электроэнергии является наиболее критической.Он идеально подходит для распределенной генерации — электроэнергии, вырабатываемой в точке потребления.

Эта одномодульная контейнерная система ISO, которую можно использовать в островном режиме или подключать к сети. Он способен генерировать 2200 киловатт электроэнергии при температуре окружающей среды 59°F/15°C, уровне моря и относительной влажности 60%.

Он идеально подходит для основного, непрерывного или резервного питания для аварийного производства электроэнергии или для приложений с включением/выключением сети.

Spirit 2MW отличается высокой надежностью и гибкостью использования топлива при низкой стоимости жизненного цикла.Функция «Plug-n-Play» упрощает транспортировку и сокращает время и затраты на установку. Установка нескольких блоков меньшего размера обеспечивает дополнительную гибкость и более высокую доступность электроэнергии во время технического обслуживания и капитального ремонта.

ОСОБЕННОСТИ И ПРЕИМУЩЕСТВА:

  • Доступны для циклов 50 и 60 Гц
  • Идеально подходит для круглосуточной выработки электроэнергии и когенерации
  • Долгий срок службы
  • Экономичный в эксплуатации с низким расходом топлива и масла
  • Низкие эксплуатационные расходы
  • Простота эксплуатации в удаленных местах
  • Опорная рама обеспечивает возможность перемещения в 4 направлениях с помощью вилочного погрузчика или тележки с поддонами – краны не требуются
Дизель-генераторная установка CAI Spirit 2 МВт

предназначена для распределенной генерации, где потребность в мощности наиболее высока.Этот блок обеспечивает высокую эффективность по сравнению с другими дизельными генераторными установками, высокую надежность, низкую стоимость жизненного цикла и максимальную эксплуатационную гибкость. Он способен генерировать 2200 киловатт электроэнергии при температуре окружающей среды 59°F/15°C, уровне моря и относительной влажности 60%.

КОМПЛЕКТ ВКЛЮЧАЕТ:

  • Промышленная газовая турбина
  • Генератор, редуктор и муфта
  • Панель управления двигателем и контроллеры на базе ПЛК
  • Системы впуска и выпуска воздуха
  • Защитная встроенная противопожарная система
  • Контейнеры ISO звукоизолированы и защищены от атмосферных воздействий
  • Компактная интегрированная система, которая полностью автономна и полностью протестирована на заводе
  • Соответствует стандартам ANSI/NEMA и IEC

Строительство электростанции: сколько это стоит?

Электростанции являются ключевым компонентом нашей критической инфраструктуры, но они должны оставаться прибыльными для инвесторов, чтобы продолжать работу.Фундаментальным фактором, влияющим на прибыльность электростанций, является общая стоимость строительства, необходимого для ввода объекта в эксплуатацию. Точно так же, как сами электростанции являются сложными объектами, затраты на строительство электростанций по своей сути сложны. Затраты на строительство новых электростанций сильно различаются в зависимости от типа технологии производства электроэнергии, которую они используют. Как топливоемкие, так и нетопливные объекты генерации имеют существенно разную стоимость строительства.

Кроме того, затраты на новое строительство электростанций сдерживаются рядом других факторов.Некоторые из этих факторов присущи самой электроэнергетике. Например, нормативная среда, доступ к инфраструктуре и стоимость технологии, поддерживающей завод, — все это влияет на окончательную стоимость строительства. При обсуждении стоимости строительства электростанции также важно понимать, как текущая динамика в строительной отрасли в целом может повлиять на стоимость строительства электростанции. К ним относятся нестабильность основных материалов для электростанций, таких как сталь или металлы, а также существующая нехватка квалифицированной рабочей силы в строительной отрасли.В этой статье мы обсудим затраты на строительство электростанций в контексте сдерживающих сил, влияющих на стоимость как конкретных электростанций, так и сил, влияющих на строительную отрасль в целом.

Тип электростанции и стоимость

Одним из основных факторов, влияющих на стоимость строительства объектов электроэнергетики, является тип предлагаемого объекта. Затраты на строительство могут сильно различаться в зависимости от того, являются ли они электростанциями, работающими на угле, или электростанциями, работающими на природном газе, солнечной энергии, ветряных или атомных генераторах.Для инвесторов в объекты по производству электроэнергии затраты на строительство между этими типами объектов по производству электроэнергии являются критическим фактором при оценке того, будут ли инвестиции прибыльными. Инвесторы также должны учитывать другие факторы, такие как текущие расходы на техническое обслуживание и будущий спрос, чтобы определить благоприятную норму прибыли. Но центральное место в любом расчете занимают капитальные затраты, необходимые для подключения объекта к сети. Таким образом, краткое обсуждение фактических затрат на строительство различных типов электростанций является полезной отправной точкой перед изучением другой динамики, влияющей на затраты на строительство электростанций.

При анализе затрат на строительство электростанции важно иметь в виду, что реализованные затраты на строительство могут зависеть от ряда динамических факторов. Например, доступ к ресурсам, обеспечивающим производство электроэнергии, может сильно повлиять на стоимость строительства. Такие ресурсы, как солнечная, ветровая и геотермальная, распределяются неравномерно, и стоимость доступа к этим ресурсам и их разработки со временем будет увеличиваться. Ранние участники рынка получат наиболее рентабельный доступ к ресурсам, в то время как новым проектам, возможно, придется платить значительно больше за доступ к эквивалентным ресурсам.Нормативная среда расположения электростанции может иметь большое влияние на время выполнения проекта строительства. Для проектов с большими первоначальными инвестициями в строительство это может привести к увеличению начисленных процентов и общих затрат на строительство. Для получения дополнительной информации о множестве факторов, которые могут повлиять на стоимость строительства электростанций, см. «Оценку капитальных затрат для электростанций коммунального масштаба», опубликованную Управлением энергетической информации США (EIA) в 2016 году.

Затраты на строительство электростанции представлены в виде стоимости в долларах за киловатт. Информация, представленная в этом разделе, предоставлена ​​ОВОС. В частности, мы будем использовать затраты на строительство электростанций для объектов электроэнергетики, построенных в 2015 году, которые можно найти здесь. Эта информация является самой последней из предоставленных, но ожидается, что EIA опубликует данные о расходах на строительство электростанции за 2016 год в июле 2018 года. Для тех, кто интересуется затратами на строительство электростанций, публикации EIA являются одним из наиболее ценных доступных источников информации.Данные, предоставленные EIA, полезны для иллюстрации сложного характера затрат на строительство электростанции и подчеркивают множество переменных, которые могут влиять не только на затраты на строительство электростанции, но и на текущую прибыльность.

Ветер

Электростанции, которые полагались на ветер как на возобновляемый источник энергии, в 2015 году увеличили мощность энергосистемы, не увеличив затрат на топливо. Использование ветра в качестве источника энергии неуклонно растет в Соединенных Штатах.В 2015 году электростанции, использующие энергию ветра, увеличили мощность на 8 064 мегаватта (МВт). Сравните это с электростанциями на нефтяной основе, которые увеличили мощность на 45 МВт, и вы увидите взрывной рост электростанций, зависящих от энергии ветра. Ветряные электростанции были построены со средней стоимостью 1661 доллар США за киловатт установленной паспортной мощности. В результате общая стоимость строительства 66 генераторов составила 13 395 684 долл. США.

Важно отметить, что строительство ветряных генераторов в значительной степени зависит от текущего нормативного ландшафта и затрат на производство.Чтобы проиллюстрировать это, рассмотрим, что электростанции, зависящие от энергии ветра, добавили менее 900 МВт мощности в 2013 году, согласно этому отчету EIA, в отличие от добавления более 8000 МВт в 2015 году. Наиболее важной причиной этого был истечение срока действия. федерального налогового кредита на производство в конце 2012 г., что побудило инвесторов отказаться от нового строительства ветрогенераторов до тех пор, пока в начале 2013 г. налоговый кредит не был продлен. рассматривается как возобновление инвестиций при наличии более благоприятной нормативно-правовой базы.

Природный газ

Электростанции, работающие на природном газе, в последние годы были основными драйверами увеличения пропускной способности сети, и 2015 год не стал исключением. В течение 2015 года электростанции, работающие на природном газе, увеличили общую мощность на 6 549 МВт. Затраты на строительство электростанции, работающей на природном газе, в том же году в среднем составляли 812 долларов США за кВт при общей стоимости 74 генераторов в размере 5 318 957 долларов США. На электростанциях, работающих на природном газе, используются три различных типа технологий. Каждая отдельная технология оказывает существенное влияние на общую стоимость строительства.Большая часть мощности была добавлена ​​​​за счет электростанций комбинированного цикла, работающих на природном газе (4 755 МВт) и турбин внутреннего сгорания (1 553), в то время как на двигатели внутреннего сгорания приходилось лишь небольшая часть добавленной мощности (240). Однако это не говорит полной истории.

Установки с комбинированным циклом, имеющие как минимум одну турбину внутреннего сгорания и одну паровую турбину, работают с гораздо более высоким уровнем эффективности, чем другие типы. Хотя это снижает эксплуатационные расходы в долгосрочной перспективе, капитальные затраты на строительство также выше.Электростанции на природном газе с турбинами внутреннего сгорания менее эффективны, чем электростанции с комбинированным циклом, что приводит к более высоким эксплуатационным расходам, но также дешевле в строительстве. Как двигатели внутреннего сгорания, так и генераторы с турбиной внутреннего сгорания имеют дополнительное преимущество, заключающееся в том, что их можно построить быстрее, чем электростанции с комбинированным циклом. Это привело к их использованию в ситуациях, когда необходимо краткосрочное увеличение мощности для удовлетворения растущего спроса. Кроме того, хотя установки с турбинами внутреннего сгорания менее эффективны, они, как правило, работают только в часы пик, чтобы удовлетворить спрос.В отличие от этого, электростанции с комбинированным циклом, как правило, используются для удовлетворения базовой нагрузки спроса из-за их более высокой эффективности и более низких эксплуатационных расходов.

Солнечная

Стоимость строительства солнечной электростанции, как и для природного газа, также сильно зависит от базовой технологии, используемой на станции. Кроме того, мощность, генерируемая солнечными электростанциями, также зависит от используемой технологии. Из-за этого пересечение затрат на строительство и производственной мощности солнечных электростанций является центральным вопросом для инвесторов.Средняя стоимость строительства всех типов солнечных фотоэлектрических (PV) электростанций составила 2 921 долл. США/кВт при общем увеличении мощности на 3 192 МВт. Общие затраты на строительство фотоэлектрических солнечных электростанций составили 9 324 095 долларов США на 386 генераторов. Эти цифры показывают, что солнечные электростанции в среднем дают меньший прирост мощности на генератор по сравнению как с природным газом, так и с ветром. Уровни производства не являются статичными для различных типов солнечных фотоэлектрических установок.

Ключевое различие между установками слежения с фиксированным наклоном и осями.Системы слежения на основе осей более дороги в установке, но обеспечивают более высокую производительность, чем системы с фиксированным наклоном, что может помочь компенсировать текущие эксплуатационные расходы. Другим фактором, который следует учитывать, является тип солнечной фотоэлектрической установки. На рынке представлены два основных типа: кристаллический кремний и тонкопленочный CdTe. Эти различные типы имеют преимущества и недостатки. Тонкопленочные технологии новее, и тонкопленочные установки имеют значительно большую среднюю мощность (74 МВт против 7 МВт) по сравнению с установками на кристаллическом кремнии.Оба типа растений по цене аналогичны строительным. Например, для осевых установок слежения за установками с кристаллическим силиконом средняя стоимость составляла 2920 долларов США за кВт, а за установку с тонкими пленками — 3117 долларов США за кВт. В 2015 году количество установок на основе кристаллического кремния как фиксированного, так и наклонного типа значительно превысило количество установок на основе тонкопленочных материалов, что свидетельствует о явном преимуществе на рынке солнечных электростанций на основе кристаллического кремния в 2015 году.

Атомная

Электростанции, использующие ядерную энергию, остаются основным компонентом нашей энергетической инфраструктуры, несмотря на то, что в последние годы было построено мало атомных электростанций.Фактически, самой последней атомной электростанцией, строительство которой было завершено, была АЭС Уоттс Бар Блок 2, построенная в 2016 году. Эта электростанция была завершена после десятилетий задержек и была введена в эксплуатацию почти через 20 лет после завершения строительства предыдущей атомной электростанции в Соединенных Штатах. США в 1996 году, который был блоком 1 Уоттс-Бар. Из-за отсутствия нового строительства атомных электростанций нет полностью точных или актуальных данных о стоимости строительства атомных электростанций. В экономическом прогнозе, опубликованном EIA в 2018 году, предполагается, что атомные электростанции, запущенные в 2016 году, будут иметь базовую стоимость за ночь в размере 5148 долларов США без учета колебаний, которые могут возникнуть в этот период.Одна ключевая вещь, которую следует отметить в отношении атомной промышленности и атомных электростанций, — это значительное время, необходимое для завершения строительства. Согласно EIA, если строительство было начато в 2016 году, то самое ближайшее время, которое может быть введено в эксплуатацию, это 2022 год, если строительство атомной электростанции будет начато. Это делает строительство атомной электростанции более уязвимым для перерасхода средств, если стоимость строительства в целом продолжит расти, как раньше.

Затраты на оплату труда и материалы

Труд и материалы являются двумя основными факторами затрат на строительство электростанций, и оба они приводят к ежегодному росту затрат на строительство во всех отраслях.При оценке общих затрат на строительство электростанций важно быть в курсе колебаний как рабочей силы, так и материалов. Строительство электростанции, как правило, является длительным мероприятием. Для завершения проектов может потребоваться как минимум от 1 до 6 лет, а некоторые из них могут быть продлены значительно дольше. В ОВОС справедливо отмечается, что различия между прогнозируемой и реальной стоимостью материалов и строительства в ходе проекта важно учитывать, и они могут оказать существенное влияние на затраты на строительство.

Затраты на строительство в целом растут, но двумя основными факторами этого являются материальные и трудовые затраты. Материальные затраты резко выросли в последние месяцы и могут продолжать расти, если текущая политика сохранится. В частности, тарифы на иностранный импорт основных металлов, включая сталь, алюминий и железо, а также пиломатериалы из Канады, вызывают резкие колебания стоимости материалов. Реальные материальные затраты в настоящее время выросли примерно на 10 % по сравнению с июлем 2017 года. Похоже, что в обозримом будущем эта тенденция не уменьшится.Сталь особенно важна для строительства электростанций, поэтому сохранение тарифов на импортную сталь может привести к существенному увеличению стоимости строительства электростанций всех типов.

Увеличение затрат на рабочую силу в строительной отрасли также способствует росту стоимости строительства. Увеличение затрат на рабочую силу обусловлено нехваткой квалифицированной рабочей силы из-за низкой явки миллениалов в строительные отрасли и резким сокращением строительной рабочей силы во время и после рецессии.Хотя многие строительные фирмы интегрируют программы карьерного роста, чтобы привлечь больше миллениалов в торговые отрасли, потребуется время, чтобы в полной мере увидеть эффект этих усилий. Эта нехватка рабочей силы наиболее ярко проявляется в городских районах, где существует жесткая конкуренция за квалифицированную рабочую силу. Для проектов по строительству электростанций вблизи городских центров доступ к квалифицированной рабочей силе может быть ограничен и может иметь высокую ценность.

Как работают газотурбинные электростанции

Турбины внутреннего сгорания (газовые), устанавливаемые на многих современных электростанциях, работающих на природном газе, представляют собой сложные машины, но в основном они состоят из трех основных секций:

  • его и подает в камеру сгорания со скоростью сотни миль в час.
  • Система сгорания , обычно состоящая из кольца топливных форсунок, которые впрыскивают постоянный поток топлива в камеры сгорания, где оно смешивается с воздухом. Смесь сгорает при температуре более 2000 градусов по Фаренгейту. В результате сгорания образуется высокотемпературный поток газа под высоким давлением, который входит и расширяется через секцию турбины.
  • Турбина представляет собой сложный набор чередующихся стационарных и вращающихся лопастей аэродинамического профиля. Когда горячий дымовой газ расширяется через турбину, он вращает вращающиеся лопасти.Вращающиеся лопасти выполняют двойную функцию: они приводят в действие компрессор, чтобы накачать больше сжатого воздуха в секцию сгорания, и вращают генератор для производства электроэнергии.

Наземные газовые турбины бывают двух типов: (1) двигатели с тяжелой рамой и (2) авиационные двигатели. Двигатели с тяжелой рамой характеризуются более низким коэффициентом давления (обычно ниже 20) и, как правило, имеют большие физические размеры. Степень сжатия – это отношение давления нагнетания компрессора к давлению воздуха на входе.Авиационные двигатели произошли от реактивных двигателей, как следует из названия, и работают при очень высокой степени сжатия (обычно более 30). Авиационные двигатели, как правило, очень компактны и полезны там, где требуется меньшая выходная мощность. Поскольку турбины с большой рамой имеют более высокую выходную мощность, они могут производить большее количество выбросов и должны быть спроектированы для достижения низкого уровня выбросов загрязняющих веществ, таких как NOx.

Одним из ключевых факторов, определяющих топливно-энергетическую эффективность турбины, является температура, при которой она работает.Более высокие температуры обычно означают более высокую эффективность, что, в свою очередь, может привести к более экономичной работе. Газ, протекающий через турбину типичной электростанции, может иметь температуру до 2300 градусов по Фаренгейту, но некоторые из критических металлов в турбине могут выдерживать температуры только до 1500–1700 градусов по Фаренгейту. Следовательно, воздух из компрессора может использоваться для охлаждения. ключевые компоненты турбины, снижая предельную тепловую эффективность.

Одним из основных достижений программы Министерства энергетики США по созданию усовершенствованных турбин стало преодоление существовавших ранее ограничений по температуре турбины за счет сочетания инновационных технологий охлаждения и передовых материалов.Усовершенствованные турбины, появившиеся в результате исследовательской программы Департамента, смогли повысить температуру на входе в турбину до 2600 градусов по Фаренгейту, что почти на 300 градусов выше, чем в предыдущих турбинах, и достичь эффективности до 60 процентов.

Еще одним способом повышения эффективности является установка рекуператора или парогенератора-утилизатора (HRSG) для извлечения энергии из выхлопных газов турбины. Рекуператор улавливает отработанное тепло в выхлопной системе турбины для предварительного нагрева нагнетаемого компрессором воздуха перед его подачей в камеру сгорания.Котел-утилизатор вырабатывает пар, улавливая тепло выхлопных газов турбины. Эти котлы также известны как парогенераторы-утилизаторы. Пар высокого давления из этих котлов можно использовать для выработки дополнительной электроэнергии с помощью паровых турбин, конфигурация которых называется комбинированным циклом.

Газовая турбина простого цикла может достигать эффективности преобразования энергии в диапазоне от 20 до 35 процентов. Благодаря более высоким температурам, достигнутым в программе турбин Министерства энергетики, будущие электростанции с комбинированным циклом, работающие на водороде и сингазе, вероятно, достигнут эффективности 60 процентов или более.Когда отработанное тепло улавливается из этих систем для отопления или промышленных целей, общая эффективность энергетического цикла может достигать 80 процентов.

 

Двигатель внутреннего сгорания по сравнению с газовой турбиной — скорость изменения скорости

Гибкость электростанции признана жизненно важным инструментом для управления изменчивостью электрических нагрузок и предоставления услуг по поддержке сети. Одним из показателей этой гибкости является скорость линейного изменения — скорость, с которой электростанция может увеличивать или уменьшать мощность.Двигатели Wärtsilä могут развивать скорость более 100 % в минуту, что намного быстрее, чем газовые турбины, обеспечивая сверхбыструю мощность, необходимую для интеграции возобновляемых источников энергии.

Гибкие генераторные установки помогают обеспечить стабильность электросети, увеличивая или уменьшая мощность при изменении спроса и нагрузки системы. Поскольку генерация солнечной и ветровой энергии может измениться в течение нескольких минут, операторы электросетей полагаются на электростанции, которые могут обеспечить дополнительную нагрузку (или снизить нагрузку) в том же временном масштабе, что и изменения в мощности возобновляемых источников.Увеличение или уменьшение производительности в минуту в режиме вращения называется скоростью изменения скорости и обычно выражается либо в % в минуту, либо в МВт в минуту.

Скорость изменения скорости вращения большинства моделей газовых турбин с промышленной рамой составляет около 20 % в минуту и ​​около 50 % в минуту для авиационных газовых турбин. Для газовых турбин с комбинированным циклом типичная скорость линейного изменения составляет около 10 % в минуту. В качестве альтернативы скорость линейного изменения иногда выражается в МВт/минуту. Скорость линейного изменения зависит от мощности энергоблока, условий эксплуатации (будь то блок только запускается или работает с минимальной точкой удержания нагрузки) и дополнительных технологий для сокращения времени запуска и увеличения скорости линейного изменения.Скорость нарастания мощности электростанции также зависит от количества агрегатов и конфигурации. Например, скорость изменения скорости 110 МВт/мин основана на проектах многотурбинных установок с большой единичной мощностью, таких как парогазовая установка с комбинированным циклом 2×1 (ПГУ) (полезная выходная мощность 880 МВт), где каждая газовая турбина рассчитан на рампу со скоростью 55 МВт/мин. Хотя скорость нарастания в МВт/минуту является ценным показателем, важно понимать рабочие условия, при которых могут быть достигнуты заявленные скорости нарастания.

Нагрузочная способность при запуске в зависимости от скорости линейного изменения

Пусковая нагрузочная способность часто сильно отличается от рекламируемой скорости разгона для газовых турбин.Скорости рампы газовой турбины обычно достижимы только после того, как установка достигла самоподдерживающейся скорости. Двигатели внутреннего сгорания Wärtsilä обладают по-настоящему быстрым запуском, достигая полной нагрузки в течение 2 минут после команды запуска.

Пусковая мощность электростанций Wärtsilä и типичных газовых турбин сравнивается на рис. 1. Быстрое время запуска двигателей Wärtsilä обеспечивает значительное эксплуатационное преимущество по сравнению с газовыми турбинами. Поскольку газовые турбины только вырабатывают мощность, обе электростанции Wärtsilä уже вышли на полную мощность.

Газовые турбины открытого цикла | Ipieca

Последнее рассмотрение темы: 1 февраля 2014 г.

Газовая турбина представляет собой 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 воздушному потоку. Кольцевые камеры сгорания аналогичны кольцевым камерам сгорания, однако они включают в себя несколько камер сгорания в форме банок, а не одну камеру сгорания. Кольцевые и кольцевые камеры сгорания основаны на технологии авиационных турбин и обычно используются для приложений меньшего масштаба. Силосная камера сгорания имеет одну или несколько камер сгорания, установленных снаружи корпуса газовой турбины.Силосные камеры сгорания обычно больше, чем кольцевые или кольцевые камеры сгорания, и используются для более масштабных операций.

Компрессор, камера сгорания и турбина соединены одним или несколькими валами и вместе называются газогенератором или газовой турбиной. На рисунках 1 и 2 [JR1] ниже показаны типовая конфигурация и схема газотурбинного генератора.

 

Рис. 1. Конфигурация газовой турбины открытого цикла

 

 

Рисунок 2.Схема газовой турбины открытого цикла

Компрессор, камера сгорания и турбина соединены одним или несколькими валами и вместе называются газогенератором или газовой турбиной. На рисунках 1 и 2 [JR1] ниже показаны типовая конфигурация и схема газотурбинного генератора.

 

Рис. 1. Конфигурация газовой турбины открытого цикла

 

 

Рис. 2. Схема газовой турбины открытого цикла

Технологическая зрелость

Имеется в продаже?: Да
Морская жизнеспособность: Да
Модернизация существующего месторождения?: Да
Опыт работы в отрасли: 5-10 

Ключевые показатели

Выбросы

Область применения:

5 – Турбины типичного размера мощностью 375 МВт продаются различными производителями с более высоким КПД для более крупных моделей.Турбины меньшего размера обычно используются для морских установок из-за меньшего веса
 
Эффективность: 35–40 %, потенциально до 46 % (см. альтернативы) 
Ориентировочные капитальные затраты: 389 долл. США/кВт (долл. США, 2005 г.) [3]. Аварийные энергоблоки обычно имеют более низкий КПД и более низкие 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 эксплуатацию и техническое обслуживание варьируются от 0.0111 $/кВтч для турбины мощностью 1 МВт до 0,0042 $/кВтч для газовой турбины мощностью 40 МВт
 
Описание типового объема работ: ПГ напрямую связаны с эффективностью газовой турбины. Новые машины обычно более эффективны, чем старые машины 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 и при КПД 37% 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. Более крупные устройства в более удаленных местах могут занять намного больше времени

Драйверы принятия решений

Технический: Занимаемая площадь: требуется размер, вес, площадь участка
Профиль нагрузки установки должен быть относительно стабильным
Турбины мощностью примерно до 50 МВт могут быть либо промышленными, либо модифицированными авиационными двигателями, в то время как более крупные установки мощностью примерно до 330 МВт предназначены для конкретных применений
Для морских турбин ключевыми факторами являются оптимальный размер и высокое отношение мощности к весу, а также доступность, надежность и прочность.Также требуется решение для большой турбины с соответствующим резервом или меньшего количества турбин для конкретных применений
Рабочий: Операторы должны быть обучены только работе с турбинами (обучение паровым системам не требуется)
Зависит от цены топливного газа в сравнении с дополнительными капитальными затратами
Коммерческий: Турбины большего размера работают с более высокой эффективностью, но не так эффективны, как система с комбинированным циклом.Негативное воздействие можно смягчить за счет использования альтернатив
 
Окружающая среда:

Зависит от приложения. Для газотурбинной электростанции мощностью 211 МВт [ссылка 5]:
Капитальные затраты: от 400 до 700 долл. США/кВт
Переменная ЭиТО – 29,9 долл./МВтч
Фиксированная ЭиТО – 5,26 долл./кВтч

Дополнительные комментарии

Можно использовать различные виды топлива. Для большинства заводов предпочтителен природный газ, но можно использовать сжиженный нефтяной газ, газ нефтеперерабатывающих заводов, газойль, дизельное топливо и лигроин.Авиационные турбины и турбины с низким уровнем выбросов имеют более специфические требования к топливу.

Дополнительные комментарии

Можно использовать различные виды топлива. Для большинства заводов предпочтителен природный газ, но можно использовать сжиженный нефтяной газ, газ нефтеперерабатывающих заводов, газойль, дизельное топливо и лигроин. Авиационные турбины и турбины с низким уровнем выбросов имеют более специфические требования к топливу.

Высокоэффективные газовые турбины

Производитель Модель Эффективность простого цикла Эффективность комбинированного цикла Производимая мощность (простая) (МВт)
Альстом  GT24 40  58.4  230,7 
Мицубиси M501J 41  61,5  327 
Дженерал Электрик 7FA 38,5  58,5  216 
Дженерал Электрик LMS100 44  53,8  103 
Сименс SGT6-8000H 40  60,75  274 
Сименс SGT6-2000E 33.9  51,3  112 
Хитачи Н-25  34,8  50,3  32 

Таблица 1. Модели высокоэффективных газовых турбин

Газовые турбины с интеркулером Aeroderivative

Системы промежуточного охладителя

работают над повышением эффективности за счет более высокой степени сжатия в зоне сгорания. Это достигается за счет разделения блока компрессора на две секции: компрессор низкого давления (LPC) и компрессор высокого давления (HPC).Всасываемый воздух сначала сжимается LPC, а затем направляется в промежуточный охладитель, где давление поддерживается постоянным, но температура снижается. Затем воздух проходит через HPC и направляется в камеру сгорания. Поскольку воздух в двигателе не может превысить 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 ограничений, но с гораздо более высоким коэффициентом давления.Более высокое отношение заставляет турбину генерировать больше мощности при том же расходе топлива, что увеличивает общий КПД турбины.

Примером нововведений в области авиационных газовых турбин является турбина высокого давления (ТВД) мощностью 35–65 МВт, разработанная GE [ссылка 6]. LM6000 PG предлагает увеличение мощности простого цикла на 25 процентов по сравнению с его предшественником. Применение этих турбин включает нефтегазовые платформы, университетские когенерационные системы и установки комбинированного цикла в промышленных парках.Эти турбины предназначены для работы на частичной мощности, выдерживают перепады напряжения и обеспечивают более быструю диспетчеризацию.

Операционные вопросы/риски

Газовые турбины представляют собой сложные высокоскоростные компоненты с жесткими допусками по размерам, работающие при очень высоких температурах. Компоненты подвержены множеству потенциальных проблем. К ним относятся ползучесть, усталость, эрозия и окисление с повреждением от удара, возникающим в случае отказа компонентов 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.Основной частью технического обслуживания является проверка размеров и допусков. Усталость вызывает особую озабоченность в областях концентрации напряжений, таких как основания лопаток турбины. Таким образом, регулярная проверка и техническое обслуживание являются обязательными, особенно для газовых турбин, работающих в суровых условиях, таких как морские установки [Ссылка 7]. Это будет включать в себя электрические системы и системы управления в дополнение к самой газовой турбине.

 

 

Возможности/ экономическое обоснование

Общей тенденцией развития газовых турбин является сочетание более высоких температур и давлений.Хотя такие усовершенствования увеличивают стоимость производства машины, более высокая стоимость с точки зрения большей выходной мощности и более высокой эффективности обеспечивает чистые экономические выгоды. Промышленная газовая турбина представляет собой баланс между производительностью и стоимостью, что приводит к созданию наиболее экономичной машины как для пользователя, так и для производителя. Применение в нефтяной и газовой промышленности включает трубопроводные компрессорные станции природного газа в диапазоне 800–1200 фунтов на квадратный дюйм (5 516–8 274 кПа), требуется сжатие, а также перекачка сырой и очищенной нефти по нефтепроводам.Турбины мощностью примерно до 50 МВт могут быть либо промышленными, либо модифицированными авиационными двигателями, в то время как более крупные агрегаты мощностью примерно до 330 МВт предназначены для конкретных целей. Для электроэнергетических приложений, таких как крупные промышленные объекты, газовые турбины простого цикла без рекуперации тепла могут обеспечить пиковую мощность в районах с ограниченной мощностью, а коммунальные предприятия часто размещают газовые турбины мощностью от 5 до 40 МВт на подстанциях для обеспечения дополнительной мощности и сети. служба поддержки. Значительное количество систем ТЭЦ с простым циклом на основе газовых турбин эксплуатируется в различных областях, включая добычу нефти, химическую промышленность, производство бумаги, пищевую промышленность и университеты.

Отраслевые примеры

Высокоэффективные газовые турбины

Новая линейка высокоэффективных газовых турбин относится к классу H и в настоящее время производится несколькими производителями. После обширного процесса проверки GE установила свою модель 9H в заливе Баглан в 2003 году. Эта новая модель повысила эффективность, позволив увеличить температуру обжига на 200 ° F (93,3 ° C) по сравнению с предыдущими моделями, потенциально достигая 2600 ° F. (1426,7 °С). С тех пор электростанция надежно обеспечивает до 530 МВт в национальную сеть Великобритании, работая с эффективностью более 60% (как часть системы комбинированного цикла) [Ссылка 8].

Другой производитель, Siemens, провел испытания своей модели класса H, SGT5-8000H, при полной нагрузке в Ингольштадте, Германия, в 2008 г. Эффективность газотурбинной установки составила 40 %, и она была частью системы с комбинированным циклом, достигшей мирового рекордная эффективность 60,75% [ссылка 9]. Эта станция поставляет электроэнергию в сеть Германии с момента завершения периода испытаний, и все это с той же эффективностью.

Системы, которые действительно демонстрируют все новые корректировки, которые могут быть сделаны для повышения эффективности, в настоящее время представляют собой только эти турбины класса H, которые имеют очень большую площадь основания и заявленную мощность 375 МВт и выше.Однако технологии, лежащие в основе турбин класса H (усовершенствованные материалы, улучшенное охлаждение и т. д.), доступны и в небольших системах. Эти случаи были выбраны, чтобы проиллюстрировать, что все они эффективны и работают.

Авиационные газовые турбины с промежуточным охладителем

Компания GE выпустила LMS 100, чрезвычайно высокоэффективный авиационный двигатель. Работая с КПД до 44% при полной базовой нагрузке, он вырабатывает более 100 МВт после 10-минутного запуска. Генераторная станция Groton в Южной Дакоте была первой станцией, на которой начали использовать LMS100, и она успешно работает с 2006 года [ссылка 10].Эта технология, которая в настоящее время доступна от GE, является самой новой и наименее протестированной технологией, описанной здесь. Однако, благодаря успешному первоначальному тестированию и чрезвычайно высокой эффективности для простого цикла, это важная альтернатива для рассмотрения.

 

Каталожные номера:
  1. Морские газовые турбины (и основное приводное оборудование), инструкции по целостности и проверке, ESR Technology Lts, для Руководства по охране труда и технике безопасности, 2006 г., исследовательский отчет 430.
  2. Дэвис, Л.Б., и С.Х. Чернить. «Системы сухого сгорания с низким содержанием NOx для газовых турбин GE для тяжелых условий эксплуатации». Дженерал Энерджи. н.п., н.д. Веб. 26 июля 2013 г.
  3. Технологии производства электроэнергии. Новинки. стр.59. ISBN 9780080480107
  4. Характеристика технологии: газовые турбины, энергетический и экологический анализ (ICF), декабрь 2008 г.
  5. Отчет о затратах, данные о затратах и ​​производительности для технологий производства электроэнергии, подготовленный для Национальной лаборатории возобновляемых источников энергии, Black & Veatch, февраль 2012 г.
  6. Aeroderivative Technology: Более эффективное использование технологии газовых турбин, Wacke, A, General Electric, ПРОЕКТ — 2010 — 15 января.
  7. Уолл, Мартин, Ли Ричард и Фрост, Саймон. Инструкции по целостности и осмотру морских газовых турбин (и основного приводного оборудования). Отчет об исследованиях, 430, ESR Technology Ltd, для руководства по охране труда и технике безопасности, 2006 г.
  8. .
  9. «Электростанция Baglan Bay, Кардифф, Уэльс, Великобритания». Журнал власти. Июль Август. Лучшие растения (2003 г.): 45–47
  10. .
  11. Сименс.«Высокопроизводительная газовая турбина Siemens серии SGT-8000H класса H: Power-Gen International 2011 — Лас-Вегас, Невада». www.energy.siemens.com. 15 декабря 2011 г. Интернет. 26 июля 2013 г.
  12. Реале, Майкл Дж. и Джеймс К. Прочаска. «Новая высокоэффективная газовая турбина простого цикла — GE LMS100». . Комитет по промышленному применению газовых турбин, 14 октября 2005 г. Интернет. 29 июля 2013 г.

Обзор новых современных газовых турбин GE

Первая турбина, работающая на природном газе, для U.Генерация электроэнергии S. и один из самых современных проектов в настоящее время находятся в паре сотен ярдов друг от друга на огромном кампусе GE площадью 413 акров в Гринвилле, Южная Каролина. Тот факт, что обе машины преобразуют природный газ в электричество, на этом сходство заканчивается.

Первая газовая турбина, используемая для выработки электроэнергии в США, была изготовлена ​​компанией GE и отправлена ​​в Oklahoma Gas & Electric в 1949 году. Она представляла собой переход от первых авиационных турбин, которые редко работали более десяти часов подряд, к долговечным источникам электроэнергии. Приложения.Установка работала на электростанции OG&E Belle Isle с 1949 по 1980 год и помогла проверить технологию.

Национальная историческая достопримечательность машиностроения: первая газовая турбина для выработки электроэнергии в США. Фото: Breaking Energy/Jared Anderson

Перенесемся вперед более чем на 50 лет, и выработка электроэнергии на природном газе выросла до примерно 30 процентов генерирующих мощностей США. Подразделение GE Power & Water вложило значительные средства в новое поколение турбин комбинированного цикла, работающих на природном газе, серии 9HA/7HA.По данным компании, «H Class» — самая эффективная газовая турбина в мире, что помогает ей быстро завоевывать 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.

«Это хорошая машина, которую они собрали», — говорит Ричард Деннис, менеджер по технологиям Национальной лаборатории энергетических технологий. NETL — это организующая национальная лаборатория в рамках Управления по ископаемым источникам энергии Министерства энергетики США.«Быстрый запуск и хорошее отслеживание нагрузки — вот некоторые из его отличительных черт», — добавил он.

Газовая турбина 9HA на испытательном стенде. Фото предоставлено: GE

«Есть и другие компании, которые также имеют очень высокоэффективные машины с целевым диапазоном 61 процент», — сказал Деннис, который привел в качестве примеров Siemens и Mitsubishi Heavy Industries, которые теперь сотрудничают с Hitachi.

Эффективность турбины зависит от множества экзогенных факторов, включая высоту над уровнем моря, температуру и уровень влажности.«Параметр, на который обращают внимание люди, — это температура зажигания турбины или температура на входе в турбину. […] Чтобы добиться сверхвысокой эффективности, требуется скоординированный подход к нескольким параметрам, включая температуру обжига, оптимальную степень давления, 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 более высоких температур обжига требует очень высоких технологий, особенно с использованием такой зрелой 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 покрытий, вероятно, является одной из самых больших проблем [производителей турбин].[…] Бизнес по производству покрытий очень конкурентный, очень секретный и очень прибыльный», — сказал Брюс Пинт, научный сотрудник Окриджской национальной лаборатории Министерства энергетики США.

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

Рынок 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, имеющих доступ к сравнительно недорогим источникам природного газа, также руководствуются экономическими стимулами.

Крупнейшими рынками сбыта газовых турбин GE являются США, Ближний Восток и Азия. «Одно мы знаем точно: через 10 лет людям понадобится более дешевая и надежная энергия», — сказал журналистам Гай ДеЛеонардо, менеджер по производству электроэнергии GE Power & Water, во время недавнего медиа-тура по операциям компании в Гринвилле.

Высокоэффективные турбины класса H обеспечивают снижение выбросов и повышенную надежность.«За последние 20 лет технология сжигания топлива позволила сократить выбросы электростанций на 90 процентов», — сказал Джозеф Ситено, руководитель отдела разработки технологий сжигания.

«Кажется, GE предлагает очень быстрый запуск и низкий уровень выбросов NOx», — сказал Деннис из NETL.

И это представляет собой интересную инженерную задачу, поскольку сжигание углеводородов при более высоких температурах приводит к более высоким уровням выбросов оксидов азота, но снижает выбросы углекислого газа. Так что теперь есть толчок к тому, что известно как «бедное сгорание», которое требует, чтобы в реакцию впрыскивался 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 течение следующих 10 лет на новые электростанции по всему миру будет потрачено 5 триллионов долларов. И всякий раз, когда эти капиталоемкие установки останавливаются на техническое обслуживание или ремонт, владелец обычно теряет деньги. Вот почему «огромное 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 на автомобиле 1,2 миллиона миль до техобслуживания. Он добавил, что новейшие турбины GE класса F в настоящее время работают в течение 24 000 часов, прежде чем потребуется проверка системы сгорания. И цель для класса H — достичь 25 000 часов.

Что касается установленных затрат на производство электроэнергии, новые турбины GE находятся в диапазоне от 500 до 700 долларов за киловатт, сказал Делеонардо, в то время как возобновляемые источники энергии стоят около 1500 долларов за киловатт, а ядерные могут стоить 5000 долларов за киловатт. Действительно, согласно отчету о рынке ветровых технологий за 2013 год , опубликованному в прошлом году Национальной лабораторией Лоуренса Беркли при Министерстве энергетики США, средняя установленная стоимость проекта, взвешенная по мощности, составила 1630 долларов США за киловатт в 2013 году.

Конечно, когда ветряные турбины или солнечные системы построены и подключены к сети, топливо становится бесплатным. Топливо для производства электроэнергии на газовом топливе составляет от двух третей до 80 процентов стоимости производства электроэнергии.

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

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

Компания GE уже технически выбрана для 45 блоков высокой доступности по всему миру, 19 из которых поступили от клиентов из США, по семь от покупателей из Японии и Великобритании и шесть из Бразилии. Производители электроэнергии в Южной Корее, России, Франции, Германии и Турции также разместили заказы на новые машины.

Путешествие по опасному пути?

Сегодня природный газ является явным победителем, учитывая его преимущество в цене на сырье в США.С. и его преимущества по выбросам перед углем. Но не делаем ли мы нашу инфраструктуру слишком зависимой от ресурсов?

Некоторые утверждают, что чрезмерное использование природного газа в качестве источника электроэнергии подвергает потребителей несоразмерному риску, если цены на сырье вырастут в результате роста спроса. Коммунальные предприятия одними из первых жалуются на чрезмерную зависимость от какого-либо одного источника электроэнергии и всегда ищут сбалансированные портфели сырья. Однако, учитывая общественное и политическое сопротивление углю, природный газ имеет преимущество в нынешних условиях.

«Это опасный путь, по которому мы идем», — сказал Брюс Пинт из Oak Ridge Lab. «Я вижу выгоду и вижу причину, по которой мы это делаем, но факт в том, что отсутствие инвестиций в ядерную энергетику, недостаточное инвестирование в уголь, вероятно, в какой-то момент аукнется», — сказал он.

Если план EPA по чистой энергии будет продвигаться вперед, что приведет к закрытию угольных электростанций, в краткосрочной перспективе будет сложно заменить потерянные мощности чем-либо, кроме газа. Возобновляемые источники могут помочь, но они все равно будут нуждаться в резервном копировании базовой нагрузки до тех пор, пока не удастся экономично и надежно интегрировать варианты хранения коммунального масштаба.Вот почему природный газ часто называют мостом.

«Для меня [природный газ] больше похож на костыль. Меня беспокоит то, что это будет не просто мост. Это будет полная сила, когда все перейдут на природный газ», — сказал Пинт.

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

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован.