Цена газотурбинные электростанции: Газотурбинные электростанции купить, цена в Ростове-на-Дону, Краснодаре, Воронеже

Содержание

Газотурбинные электростанции (ГТУ), Газотурбинная электростанция цена

Газотурбинные энергетические установки мощностью от 1.5 мВт(4 Гкал/ч).

Электростанции предназначены для использования в качестве основного или резервного источника электрической и тепловой энергии. Возможна работа электростанций как параллельно с агрегатами любой мощности, так и на автономную электрическую сеть. Электростанции могут работать с одновременной выработкой электрической и тепловой энергии. Тепло вырабатывается в виде в горячей воды за счёт утилизации тепла выхлопных газов от газотурбинного двигателя (ГТД), а также, при необходимости увеличения тепловой мощности больше утилизационной, за счёт сжигания дополнительного количества топлива в выхлопных газах ГТД. В качестве топлива электростанции могут использовать газообразное топливо (природный газ, попутный нефтяной газ, биогаз и др.), а также жидкое (дизтопливо, керосин, газовый конденсат). Возможна поставка ГТЭ с двумя топливными системами и автоматическим переходом при работе с одного вида топлива на другой без изменения энергонагрузки. Для работы электростанции не требуется подвод каких-либо вспомогательных сред, кроме подвода воды для технологических нужд системы утилизации тепла. Электростанции не имеют вредных стоков. Промывка проточной части ГТД осуществляется экологически чистым составом. Замеренный уровень вредных компонентов в выхлопных газах предлагаемых ГТЭ ниже соответствующих показателей большинства работающих сегодня энергоустановок (см. таблицу характеристик электростанций). На электростанции проведены мероприятия по снижению шума до уровня требований нормативной документации. Дополнительных мероприятий по охране окружающей среды на территории Заказчика не требуется.

ГТЭС: электричество, тепло и холод по выгодной цене

Проблем в энергетическом комплексе России немало. В их числе — старение парка мощного генерирующего оборудования, постоянный рост цен на сетевую энергию, обусловленный увеличением стоимости топлива для теплоэлектростанций. Один из путей решения этих проблем — развитие локальных энергосистем с использованием современных газотурбинных электростанций (ГТЭС).

Область применения и перспективы

ГТЭС предназначены для энергоснабжения промышленных предприятий и жилья, в том числе в удаленных и труднодоступных районах — на Крайнем Севере, в горах и тайге, в зонах стихийных бедствий и чрезвычайных ситуаций. Электростанции могут работать в качестве основного или резервного источника электроэнергии и тепла, интегрироваться в высокоэффективные системы холодоснабжения.

Топливом для ГТЭС может быть авиационный керосин, солярка, природный или попутный нефтяной газ.

По конструктивному исполнению ГТЭС подразделяются на стационарные и мобильные.

Стационарные газотурбинные электростанции поставляются в виде отдельных модулей полной заводской готовности, монтируемых на месте эксплуатации с применением универсальных грузоподъемных средств и инструмента. Размеры модулей почти всегда позволяют перевозить их железнодорожным, автомобильным или водным транспортом.

В зависимости от потребностей заказчика, стационарные газотурбинные электростанции могут быть адаптированы для размещения и эксплуатации на открытой местности, в специально построенных или реконструированных ангарах и производственных помещениях.

Мобильные ГТЭС смонтированы на шасси. Они устойчивы к любым капризам погоды и готовы приступить к генерации энергии в любой точке планеты сразу после завершения несложных подготовительных работ, управиться с которыми можно за 24 часа. Оперативную доставку мобильных ГТЭС к месту базирования часто осуществляют с помощью авиационного транспорта.

Достоинствами стационарных и мобильных газотурбинных электростанций являются малый срок окупаемости (от 1 года) и высокая надежность основного оборудования — показатель наработки до капитального ремонта составляет 25–35 тысяч часов, ресурс основных узлов — до 100 тысяч часов. Кроме того, эта техника имеет достаточно высокий КПД, малый вес, небольшие габариты приемлемые экологические показатели — низкие выбросы NOx, СО, уровень шума в пределах 60–80 децибелов.

Благодаря низкой инерционности ГТЭС хорошо справляются с быстропеременными нагрузками.

Среди недостатков ГТЭС часто упоминается их требовательность к параметрам жидкого и газообразного топлива. Газ к топливной аппаратуре необходимо подавать под давлением 1,2–5 МПа, для этого могут потребоваться дорогостоящие дожимные компрессоры. На частичных нагрузках КПД ГТЭС заметно снижается, хотя работа на таких режимах и не влияет на состояние турбины.

Довольно сложна технология капитального ремонта ГТЭС, в ряде случаев такой ремонт возможен только в заводских условиях.

И, тем не менее, по прогнозам аналитиков в ближайшие годы доля рынка газотурбинных электростанций в общем объеме энергопроизводства РФ может существенно увеличиться. Без этого оборудования практическое решение проблемы импортозамещения и переформатирования российской экономики на новую, менее зависимую от сырьевой составляющей модель развития будет затруднительно.

Внедрение ГТЭС в отдаленных от центра районах России позволит получать существенную экономию средств за счет отказа от строительства протяженных линий электропередачи и теплотрасс, а в центральных районах — снижать зависимость отдельных территорий, предприятий и организаций от монополизма энергетиков, повышать надежность энергоснабжения.

Далее мы поговорим об основных типах ГТЭС и конкретных примерах их использования в России.

По закону Фарадея

Широкое распространение в России получили газотурбинные электростанции, работающие без утилизации энергии дымовых газов — ГТЭС простого цикла. В их состав в качестве основного оборудования входит, как минимум, один тепловой двигатель — доработанный авиационный газотурбинный или турбовентиляторный агрегат или другая газотурбинная установка, и один электрогенератор.

В тепловом двигателе химическая энергия топлива переходит в теплоту, вследствие чего образуются горячие дымовые газы, которые устремляются в турбину, вращающую приводной вал электрогенератора. Затем дымовые газы, нагретые до 250–550 °C через систему шумоглушения и шахту-дымоход удаляются в окружающую среду.

ГТЭС простого цикла могут работать как автономно, так и параллельно с другими источниками энергии или энергосистемами. В последнем случае основным их назначением является выработка электроэнергии для снятия пиков нагрузки, а вспомогательным — создание в энергосистемах резервной мощности.

В России накоплен большой опыт проектирования и эксплуатации стационарных ГТЭС простого цикла. Так, первый опытный образец стационарной газотурбинной станции на основе отечественного авиационного газотурбинного двигателя и электрогенератора, работающей на электрическую сеть напряжением 380 В/ 50 Гц, был спроектирован еще в 1962–63 годах.

Однако в наши дни наиболее востребованными ГТЭС простого цикла в России стали мобильные газотурбинные электростанции. Их применяют для обеспечения надёжного энергоснабжения потребителей в энергодефицитных зонах Российской Федерации во время пиковой нагрузки в энергосистеме.

Зимой 2016 года некоторые эксплуатируемые в России мобильные ГТЭС, рассчитанные на работу в качестве резервного источника энергии, прошли настоящую проверку на прочность. Они работали сутками напролет, обеспечивая обесточенному Крыму треть его потребностей в электроэнергии. Это спасло многих крымчан от переохлаждения и более тяжелых последствий крымского «блэкаута»…

К счастью для жителей полуострова, формирование группировки мобильных ГТЭС началось в Крыму заблаговременно. До прекращения энергоснабжения на полуостров из Сочи и Подмосковья было перебазировано 13 газотурбинных электростанций суммарной установленной мощностью 292,5 МВт.

Затем из Дальневосточного федерального округа в Крым были перевезены еще две мобильные ГТЭС суммарной мощностью 45 МВт, в результате чего общая мощность группировки мобильных ГТЭС составила 337,5 МВт — этого достаточно, чтобы обеспечить электроэнергией около 300 тысяч человек.

Мобильные ГТЭС выдавали электроэнергию в магистральные сети 110–330 киловольт, затем она, в рамках заданных лимитов, распределялась диспетчером ГУП РК «Крымэнерго» через распределительные электрические сети среднего и низкого напряжения. По конкретным районам и потребителям — на социально значимые объекты и жилой сектор…

Перспективы когенерации

Когенерационные ГТЭС одновременно решают задачи электро- и теплоснабжения потребителей. В их конструкции помимо теплового двигателя и электрогенератора предусмотрен котел-утилизатор, через который дымовые газы из теплового двигателя удаляются в окружающую среду, попутно нагревая теплоноситель, используемый затем для нужд отопления, ГВС или в технологических процессах.

Коэффициент полезного использования топлива у когенерационных ГТЭС существенно выше, чем у ГТЭС простого цикла, и может составлять 60–90%.

Когенерационные ГТЭС давно и повсеместно признаны экспертами надежным и эффективным энергетическим оборудованием, а сам принцип когенерации — перспективным. Так, по экспертным оценкам в США и Великобритании доля когенерации в малой энергетике составляет примерно 80%, в Нидерландах — 70%, в Германии — 60%.

Одним из удачных примеров внедрения когенерационной ГТЭС в России стала установка, запущенная в конце 1999 года на Безымянской ТЭЦ. Она создана на основе авиационного двигателя НК-37—1, котла-утилизатора, электрогенератора (турбогенератора), АСУ, ряда вспомогательных систем и отдельно стоящего дожимного газового компрессора.

Эта установка способна обеспечить светом и теплом небольшой город. Ее электрическая мощность составляет 25 МВт, тепловая — 39 МВт. В час установка производит 41 тонн пара давлением 14 кгс/см2 и нагревает 100 тонн сетевой воды от 60 до 120 °C!

Немало когенерационных ГТЭС работают сегодня в столичном регионе. Впрочем, в этом нет ничего удивительного: реализация технологии комбинированной выработки тепла и электроэнергии с дополнительным привлечением теплофикационного ресурса и покрытия тепловых и электрических нагрузок потребителей города новыми газотурбинными электростанциями признана приоритетным направлением развития теплоснабжения города Москвы на период до 2020 года…

Холод из пламени?

Когенерационные ГТЭС наиболее выгодны для организаций и частных лиц с постоянным уровнем потребления электроэнергии и теплоты в течение года. Однако таких в средней полосе России немного. Большинство испытывает потребность в тепловой энергии лишь в холодное время года. Летом нужна холодная вода для питания теплообменников центральных кондиционеров и фэнкойлов.

Как следствие, горячие дымовые газы из когенерационной ГТЭС в жаркую погоду приходится «стравливать» в окружающую среду, не утилизируя содержащуюся в них тепловую энергию, в результате чего существенно снижается эффективность использования топлива. Для производства холода в этом случае используют дорогостоящую и энергоемкую парокомпрессионную холодильную технику.

Использовать тепло дымовых газов от тепловых двигателей ГТЭС не только для нагрева воды и отопления, но и для охлаждения помещений и технологических процессов, позволяют системы тригенерации на основе когенерационных ГТЭС и абсорбционных бромисто-литиевых холодильных установок (АБХМ). Эффективность ГТЭС, работающих в составе таких систем, достаточно высока круглогодично.

АБХМ охлаждает воду, используя для этого тепло низкого потенциала. Работать она может как непосредственно на дымовых газах, так и на теплоносителе из котла-утилизатора ГТЭС. При этом АБХМ потребляет всего несколько киловатт электроэнергии на привод насосов, а ее холодопроизводительность может исчисляться мегаваттами!

Пример реализации системы тригенерации на основе ГТЭС и АБХМ — Жанажолская газотурбинная электростанция мощностью 110 МВт в Казахстане. С помощью АБХМ Thermax 2D5M C холодопроизводительностью 3150 кВт, работающей на дымовых газах тепловых двигателей, на этой ГТЭС решена проблема снижения эффективности выработки электрической мощности в теплое время года.

Газотурбинная электростанция работает с постоянным расходом уличного воздуха. Когда температура воздуха на входе в ГТЭС повышается, снижается его плотность (грубо говоря, воздуха становится меньше), вследствие чего производительность тепловых двигателей ГТЭС и выработка электрической мощности падают.

Чтобы этого не происходило, на входе в каждый тепловой двигатель ГТЭС был установлен теплообменник, через который проходит охлажденная в АБХМ вода. Снижение температуры подаваемого в тепловой двигатель ГТЭС воздуха с +40 °C до +15 °C предотвращает снижение выработки электрической мощности примерно на 30%. Кроме того, уменьшается потребление газообразного топлива.

Данное техническое решение признано многими экспертами эффективным. Ведутся работы по изучению возможности внедрения АБХМ на ГТЭС в России и в других странах СНГ.

Материал предоставлен «Творческой мастерской Владислава Балашова»

Когенерационные установки, газотурбинные электростанции, Мини-ТЭЦ

Начиная с середины прошлого века в зарубежных институтах эффективно ведутся научные исследования и разработка новых энергетических технологий. Цель ― наиболее экономно использовать традиционные и нетрадиционные источники энергии. Примером тому могут быть солнечные батареи, ветровые мельницы, мини ТЭЦ и прочие приборы. Какие передовые технологии в ожидают нас сегодня?

В недавних пор на рынке появилась когенерационная установка. Цель разработки и внедрения этого аппарата ― переработка отходов газовой промышленности в электричество . Трансформированная энергия про специальной системе разводки транспортируется на объект в виде слаботочных систем, отопительных маломощных систем либо электричества.

Газовые микротурбины Flexenergy

Перерабатывают газовые отходы в электроэнергию малой мощности (до 0.4кВ) либо в тепловую энергию. Компактность оборудования позволяет устанавливать его непосредственно рядом с объектом потребления, при необходимости устанавливается несколько одинаковых агрегатов для изоляции одной инженерной системы от другой. Газотурбинная установка указанного типа может служить источником автономного электроснабжения для частного дома, либо отдаленного от центральных инженерных систем объекта. Также возможна интеграция с центральными системами с целью оптимизации использования энергии. В основном газовая мини ТЭЦ отличается от производственной газотурбинной электростанции по следующим параметрам: более высокая интеграция в инженерные системы, возможность демонтажа и монтажа установки по требованию, детализация узлов прибора в отдельные блоки, возможность присоединения к вентиляции, газопроводу, водопроводным трубам, электричеству, линиям связи объекта обслуживания. 

Газотурбинная электростанция Dresser-Rand 

Предназначена для работы в диапазоне мощностей от 1530 к 2250кВ. Такая мощность в сумме с повышенной износостойкостью элементов и частей турбины позволяют использовать оборудование в нефтяной, добывающей промышленности, на морских судах. Работает агрегат на газовом и жидком топливе, в результате образуя электричество и поток горячего выхлопного газа (когенерация). Для многих нефтяных станций такие газотурбинные установки станетун спасением.

Подводя итог написанному, скажем всем, у кого есть проблема подключения к централизованным электрическим сетям, горячему водопроводу либо в целях оптимизации расхода энергии внутри объекта: когенерационные установки предлагают вам полноценное решение задач.

 

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 электростанции

Газотурбинные электростанции (ГТЭС) применяются для снабжения электроэнергией промышленных предприятий и муниципальных объектов. Они могут быть рассчитаны как на параллельную работу с энергосистемой, так использоваться в качестве полностью независимых источников электроснабжения. Целесообразность применения той или иной схемы из числа описанных определяется местными условиями, которые рассматриваются в комплексе и учитывают: удаленность объекта от энергосистемы; стоимость в данном регионе электроэнергии, поставляемой энергосистемой; доступность газа, который может быть использован в качестве топливного, и его цену; финансовые затраты на приобретение электроагрегатов ЭСН и прочие показатели. Обычно решение о необходимости применения ГТЭС принимается Заказчиком на основании результатов технико-экономического расчета, выполненного специализированной организацией.

В любом варианте применения ГТЭС обеспечивается безусловное повышение надежности электроснабжения конечных потребителей. Это преимущество представляется особенно важным для условий ответственных промышленных производств, которые по своей специфике не допускают остановов технологического процесса. Для объектов, удаленных от районов с развитой инфраструктурой, очевидным «плюсом» применения газотурбинных электростанций является экономия средств, которая обеспечивается за счет исключения затрат на строительство и обслуживание высоковольтных ЛЭП, необходимых для подключения объектов к энергосистеме. Этот фактор приобретает особое значение для северных районов, которые характеризуются наличием вечной мерзлоты и суровыми климатическими условиями.

При наличии соответствующих потребителей и экономической целесообразности газотурбинные электростанции, кроме получения электроэнергии, могут обеспечивать производство тепловой энергии. В этом случае они комплектуется утилизационным теплообменником для производства горячей воды или котлом-утилизатором для выработки пара в промышленных целях.

ООО «Искра-Нефтегаз» имеет возможность изготовить и поставить для Ваших нужд блочно-модульные ГТЭС единичной мощностью от 2,5 до 25 МВт, в любом климатическом исполнении.

Принцип блочно-модульного построения, применяемый в конструкции газотурбинных электростанций нашей поставки, позволяет в сжатые сроки создавать новые модификации агрегатов, а также разрабатывать с минимальными затратами оборудование, предназначенное для доработки и модернизации ГТЭС устаревшего типа. Данная концепция подразумевает, что поставляемые электростанции состоят из максимально унифицированных отсеков и модулей высокой заводской готовности. Монтаж электростанции на объекте заключается в установке блоков и отсеков на заранее приготовленные фундаменты с помощью универсальных грузоподъемных средств, при этом объем работ, которые необходимо выполнить на промплощадке для их межблочной стыковки, минимален. Размеры блоков не превышают транспортные железнодорожные габариты.

Степень автоматизации газотурбинной электростанции позволяет отказаться от постоянного присутствия обслуживающего персонала в блоке управления. Управление станцией может осуществляться с главного щита управления, поставляемого в комплекте оборудования энергоблока. В период эксплуатации электростанции ее работу обеспечивают три человека: оператор, дежурный электрик и дежурный механик. В случае возникновения аварийных ситуаций для обеспечения безопасности персонала и сохранности систем и агрегатов энергоблока предусмотрена надежная система защит.

Для подбора оборудования для Ваших нужд, пожалуйста, перейдите к заполнению формы опросного листа на газотурбинную электростанцию. Для того, чтобы мы могли рассмотреть Ваши требования и предложить оборудование, отвечающее Вашим запросам, просим заполненную форму опросного листа направить на наш электронный адрес [email protected] Скачать опросный лист на ГТЭС


Выручит мини-электростанция - статьи на electrostation.ru

Бесперебойное обеспечение энергией предполагает наличие автономного источника. Выбор типа этого устройства определяется его назначением, потребляемой мощностью, наличием или отсутствием сети электроснабжения, географическим положением потребителя и допустимыми затратами.

Основную массу мини-электростанций составляют электрогенераторные установки, работающие на невозобновляемых источниках энергии: бензине, дизельном и газообразном топливе (табл.). Самые маленькие миниэлектростанции — бензиновые. Их мощностной ряд колеблется от одного до 30 кВт. При этом наибольшей популярностью пользуются установки мощностью от 2 до 8 кВт. Помимо легкости и компактности данные установки малошумные, просты в эксплуатации, мощнее и в среднем на 40 % дешевле своих дизельных собратьев. Ценовой разброс — от 400 долл. за простейшие бытовые образцы до 3000 долл. за профессиональные устройства, способные обеспечить энергией работы мобильных производственных бригад или выездных торговых павильонов.

Однако данные установки никогда не используют в качестве резервных источников электроэнергии, так как бензин нельзя долго хранить из-за опасности окисления.

Дизельный - значит универсальный

На сегодняшний день универсальным автономным источником электроэнергии является дизель-генератор. Он находит широкое применение благодаря высокой надежности и продолжительному сроку эксплуатации (см. табл. 3). Средний мощностной ряд дизельных электрогенераторных установок — от 30 до 200 кВт (рис. 3).

Сегодня считается хорошим тоном оснастить фирму, предприятие или учреждение резервными источниками энергоснабжения, так как всеобщая компьютеризация делает практически любой трудовой процесс зависимым от стабильного энергоснабжения.

Если на отечественном рынке бензиновых установок наши изготовители занимают более чем скромное место, то на рынке дизельных у нас есть возможность конкурировать с зарубежными производителями. Российские дизель-генераторы на порядок дешевле импортных аналогов.

Энергию обеспечит газ

Повышение цен на дизельное топливо сделало использование одноименных электростанций экономически невыгодным. Срок их окупаемости измеряют теперь чуть ли не десятилетием. В связи с этим резко сократился круг потребителей. Ситуация побуждает искать замену данному топливу. В последние годы отечественные предприятия включились в разработку газопоршневых электрогенераторных установок и достигли в этом определенных успехов.

Газопоршневые миниэлектростанции могут работать на природном (сжиженный, сжатый, магистральный) и промышленном газе (коксовый, биогаз, шахтный и т. д), пропан-бутановых смесях и попутном газе. При этом газ значительно дешевле и, как следствие, у газопоршневых электростанций меньше срок окупаемости и ниже себестоимость вырабатываемой электроэнергии.

У этих станций есть еще одно преимущество — возможность использования тепла уходящих газов и тепла от охлаждения двигателя для получения горячей воды. На некоторых российских заводах уже освоено производство таких теплообменников. На дизельных же электроустановках температура уходящих газов невелика, поэтому получить производственный пар крайне сложно.

Выпускаемые в настоящее время газотурбинные электростанции (ГТЭС) мощностью 1-25 МВт способны давать тепло и электричество небольшим городам, вахтовым поселкам и даже промышленным предприятиям. Работать они могут как автономно, так и параллельно с другими источниками питания или централизованной энергосистемой (см. табл.). Газотурбинные электростанции небольшой мощности представляют собой стационарные установки блочно-контейнерного типа. При необходимости они могут дополняться дожимающим компрессором, утилизационным теплообменником, установкой подготовки топливного газа. При отсутствии внешнего источника для запуска газотурбинную электростанцию оснащают дизельным двигателем.

По прогнозам аналитиков в последующие десять лет доля газотурбинных электростанций в общем объеме энергопроизводства должна увеличиться почти в десять раз. Новый сегмент рынка энергомашиностроения в России уже осваивают 13 авиамоторных заводов и более 20 машиностроительных предприятий.

Целью гарантированного энергоснабжения компании является обеспечение высококачественного бесперебойного электропитания потребителей как в нормальных условиях, так и в случаях нарушения штатного энергоснабжения. Достичь этого можно различными способами. Главное, следует помнить о том, что каждый уважающий себя и свой бизнес руководитель должен заблаговременно позаботиться об обеспечении энергетической безопасности своей компании.

Таблица. Плюсы и минусы электрогенераторных установок

Тип электрогенераторной установкиПреимуществаНедостатки
БензиноваяКомпактность; малогабаритность; небольшой вес. Низкая стоимость установки. ТранспортабельностьНепродолжительный срок эксплуатации; ограниченный моторесурс. Высокая себестоимость вырабатываемой электроэнергии. Низкие экологические показатели. Невозможность использования для резервного электроснабжения
ДизельнаяДлительный срок эксплуатации, большой моторесурс. Относительно небольшой ущерб для экологии. Возможность использования как для автономного, так и для резервного электроснабжения. Низкий удельный расход топливаВысокая себестоимость вырабатываемой электро-энерги и относительно высокий уровень шума
ГазотурбиннаяНизкая себестоимость вырабатываемой электроэнергии, возможность конкурировать с едиными энергосетями. Высокий КПД (до 88 %). Высокие экологические показателиКрайне высокая начальная стоимость установки. Нерешенность проблемы продажи излишков электроэнергии в единые энергосети. Низкая эффективность при отсутствии магистрального газа. Низкий ресурс. Дорогое техническое обслуживание. Жесткие требования к давлению газа на входе

Газотурбинные мини ТЭЦ

      Газотурбинная теплоэлектроцентраль (ГТ ТЭЦ или ГТУ-ТЭЦ) — теплосиловая установка, служащая для совместного производства электрической энергии в газотурбинной установке и тепловой энергии в котле-утилизаторе.

     Единичный агрегат ГТ ТЭЦ состоит из газотурбинного двигателя, электрогенератора и котла-утилизатора[1]. При работе газовой турбины образующаяся механическая энергия идёт на вращение генератора и выработку электроэнергии, а неиспользованная тепловая — для подогрева теплоносителя в котле. Комплексное использование энергии топлива для электрогенерации и отопления позволяет, как и для всякой ТЭЦ в сравнении с чисто электрической станцией, увеличить суммарный КПД установки примерно с 30 до 90 %.

     Оптимальная частота вращения газовой турбины превышает необходимую для непосредственной выработки тока промышленной частоты, поэтому в составе электрогененрирующей части агрегата присутствует либо понижающий механический редуктор, либо статический электронный преобразователь частоты.

      В оборудование ГТ ТЭЦ также входят система газоподготовки (осушение, механическая очистка, буферное хранение), электрический распределительный узел, устройства охлаждения генераторов, система автоматического управления и др.

     Строительство ГТ ТЭЦ оправдано в случае необходимости быстрого введения локальных генерирующих и отопительных мощностей при минимизации начальных затрат: увеличение мощности или реконструкция сетей масштаба микрорайона, посёлка, небольшого города, основание новых населённых пунктов, особенно в сложных для строительства условиях. Всё, что необходимо для работы станции — лишь наличие стабильного газоснабжения; крайне желателен достаточный спрос на тепловую энергию.

      Область применения:

      Совершенствование технологии газотурбинных агрегатов удешевляет их производство и эксплуатацию и значительно продляет ресурс. Применение бесконтактных подшипников (магнитных, газодинамических), совершенствование материалов, работающих в пламени, снижение тепловой напряжённости крупных турбин позволяет добиться наработки 60-150 тыс.ч. до замены основных изнашивающихся деталей и межсервисного интервала порядка года. В настоящее время (2010-е) разработаны и серийно выпускаются как мощные тихоходные (6 тыс.об/мин) энергетические турбины для капитальных стационарных ГТ ТЭЦ, так и компактные турбоагрегаты с высокой частотой вращения (около 100 тыс. об/мин) и высокочастотными генераторами в законченном «контейнерном» исполнении, также в той или иной мере пригодные в качестве основного источника энергоснабжения населённого пункта.

      Технологическое совершенство современных газотурбинных агрегатов в известной мере снимает барьер, заставивший на заре электроэнергетики ввести в турбогенератор «лишнюю» паровую ступень. Всё это вместе с увеличением спроса на локальные мощности способствует распространению ГТ ТЭЦ из газоносных районов с суровым климатом и сложными условиями строительства во всё более обширные умеренные области, где при дешёвом газоснабжении ощущается возрастающий недостаток электроэнергии, а наращивание мощности централизованных сетей нецелесообразно по экономическим или организационным соображениям.

      Газовые электростанции, производя электроэнергию, способны обеспечивать утилизацию тепла с выдачей тепловой энергии, делая различные потери крайне низкими. Система утилизации тепла газовой электростанции предусматривает производство горячей воды, пара для отопления (когенерация), а также холода (охлажденной воды +6 °С) для систем кондиционирования и вентиляции (тригенерация). При использовании системы утилизации тепла суммарный коэффициент использования топлива (КИТ) может достигать 95%. Газовые электростанции имеют высокий коэффициент отдачи тепловой энергии — с 6 МВт можно получать 5 Гкал в час.

      Газовые электростанции имеют минимальные уровни вибрации и шума (68–70 дБ), что дает возможность оптимального размещения в непосредственной близости к конечному потребителю энергии, а это, в свою очередь, исключает потери в ЛЭП и тепловой сети. По уровню воздействия на экологию газовые электростанции соответствуют самым жестким мировым стандартам, включая российские нормативы, калифорнийские CARB, немецкие нормы TA–Luft, ½TA–Luft.

     Основные преимущества тепловых газовых электростанций

  • Коэффициент использования топлива (КИТ) газовых электростанций — до 94%
  • Гарантированное бесперебойное энергоснабжение ваших объектов.
  • Независимость от монопольных источников энергии.
  • Длительный срок эксплуатации — ресурс.
  • Малые сроки планирования, проектирования и строительства.
  • Возможность работы на самом доступном, дешевом и экологически чистом топливе — природном газе.
  • Возможность работы на двух видах топлива.
  • Газовые электростанции могут поставляться в модульных зданиях или контейнерах.
  • Низкая цена — стоимость строительства газовой теплоэлектростанции «под ключ»

      Мощность газовых электростанций легко увеличивать, так как сопряжение дополнительных модулей с уже установленными модулями, и последующий монтаж энергоблоков осуществляются в установленные сроки.

      Важно отметить, что в случае установки газовых электростанций не возникает дополнительных проблем с подачей топлива, так как требуемые давление и качество газа являются нормой для российских газопроводов. Кроме того, электростанциям, имеющим высокую степень автоматизации, требуется минимальное количество персонала. Газовые электростанции способны работать без ущерба для своего заявленного срока службы, при 3–5 % нагрузке, сохраняя достаточный электрический КПД, что выгодно отличает их от газопоршневых установок.

      Надежная газовая электростанция с использованием газотурбинных силовых машин работает около 8 500 ч/год. Турбины газовой электростанции имеют большие интервалы техобслуживания, которое может проводиться силами персонала.

      Размещаясь рядом с потребителем, газовые электростанции имеют локальные электросети. Локальные электрические сети дешевы и менее подвержены различным внешним воздействиям, что также повышает надежность энергоснабжения.

      Турбины газовых электростанций предназначены для постоянной работы в течение 30–40 лет при условии соблюдения всех регламентных работ и правильного технического обслуживания. Для получения максимальной гибкости газовая электростанция может устанавливаться с пиковым тепловым модулем, который запускается для удовлетворения внезапных экстремальных нагрузок.

Взгляд на новые современные газовые турбины GE

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

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

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

Перенесемся вперед более чем на 50 лет, и на долю генерации, работающей на природном газе, приходится примерно 30 процентов U.С. Энергетические мощности. Подразделение GE Power & Water вложило значительные средства в новое поколение парогазовых турбин серии 9HA / 7HA, работающих на природном газе. По заявлению компании, газовая турбина «H-класса» является самой эффективной в мире газовой турбиной, что помогает ей быстро завоевать долю рынка.

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

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

Газовая турбина 9ХА идет на испытательный стенд. Фото: GE

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

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

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

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

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

Рынки газовых турбин и экологические нормы

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

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

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

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

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

Расходы 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 заводы останавливаются на ремонте или ремонте, владелец обычно теряет деньги. Вот почему «большое внимание уделяется надежности», - сказал ДеЛеонардо.

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

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

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

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

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

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

Путешествуете по опасному пути?

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

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

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

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

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

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

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

***

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

Строительство электростанции

: сколько это стоит?

Электростанции являются ключевым компонентом нашей критически важной инфраструктуры, но должны оставаться прибыльными для инвесторов, чтобы продолжать работу. Фундаментальным фактором, влияющим на рентабельность электростанций, является общая стоимость строительства для ввода объекта в эксплуатацию. 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 используемой ими технологии производства электроэнергии. Стоимость строительства как топливных, так и нетопливных электростанций существенно различается.

Кроме того, затраты на новое строительство электростанций сдерживаются рядом других факторов. Некоторые из этих факторов присущи самой энергетической отрасли. Например, нормативная среда, доступ к инфраструктуре и стоимость технологии, поддерживающей завод, - все это влияет на окончательную стоимость строительства.При обсуждении затрат на строительство электростанции также важно понимать, как текущая динамика в строительной отрасли в целом может повлиять на затраты на строительство электростанции. К ним относятся нестабильность компонентов 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 электростанции в контексте сдерживающих сил, влияющих на затраты, как специфических для 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 широко варьироваться в зависимости от того, являются ли они электростанциями, работающими на угле, или электростанциями, работающими на природном газе, солнечной, ветровой или ядерной генерации. Для инвесторов в объекты генерации стоимость строительства между этими типами объектов генерации является критическим фактором при оценке того, будут ли инвестиции прибыльными.Инвесторы также должны принимать во внимание другие факторы, такие как текущие расходы на техническое обслуживание и будущий спрос, чтобы определить благоприятную норму прибыли. Но центральным элементом любых расчетов являются капитальные затраты, необходимые для вывода объекта в эксплуатацию. Таким образом, краткое обсуждение фактических затрат на строительство для различных типов электростанций является полезной отправной точкой перед исследованием другой динамики, влияющей на затраты на строительство электростанции.

При анализе затрат на строительство электростанции важно помнить, что на реализованные затраты на строительство может влиять ряд динамических факторов.Например, доступ к ресурсам, которые стимулируют производство электроэнергии, может иметь большое влияние на затраты на строительство. Такие ресурсы, как солнечная, ветровая и геотермальная, распределяются неравномерно, и стоимость доступа к этим ресурсам и их разработки со временем будет расти. 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. Нормативно-правовая среда расположения электростанции может иметь большое влияние на сроки 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, обратитесь к Оценке капитальных затрат для электростанций коммунального масштаба, опубликованной Управлением энергетической информации США (EIA) в 2016 году.

Затраты на строительство электростанции представлены в долларах за киловатт. Информация, представленная в этом разделе, предоставлена ​​ОВОС.В частности, мы будем использовать затраты на строительство электростанции для объектов электроэнергетики, построенных в 2015 году, указанные здесь. Эта информация является самой последней из представленных, но ожидается, что EIA опубликует данные о стоимости строительства электростанции за 2016 год в июле 2018 года. Для тех, кто интересуется затратами на строительство электростанции, публикации EIA являются одним из наиболее ценных источников доступной информации. Данные, предоставленные ОВОС, полезны для иллюстрации сложной природы затрат на строительство электростанции и подчеркивают множество переменных, которые могут повлиять 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 добавили к электросети наибольшую мощность без значительного увеличения затрат на топливо. Использование ветра в качестве источника энергии неуклонно растет в Соединенных Штатах. В 2015 году электростанции, использующие энергию ветра, добавили 8 064 мегаватта (МВт) мощности. Сравните это с электростанциями на нефтяной основе, которые добавили 45 МВт мощности, и вы увидите взрывной рост электростанций, зависящих от энергии ветра.Были построены ветряные электростанции со средней стоимостью 1 661 долл. США за киловатт установленной мощности, указанной на паспортной табличке. В результате общая стоимость строительства 66 генераторов составила 13 395 684 долл. США.

Важно отметить, что строительство ветряных генераторов в значительной степени зависит от существующей нормативной базы и затрат на генерацию. Чтобы проиллюстрировать это, рассмотрим, что электростанции, зависящие от энергии ветра, добавили менее 900 МВт мощности в 2013 году, согласно этому отчету EIA, по сравнению с добавлением более 8000 МВт в 2015 году.Наиболее важной причиной для этого стало истечение срока действия федеральной налоговой льготы на добычу в конце 2012 года, что побудило инвесторов отказаться от строительства новых ветроэнергетических установок до возобновления налоговой льготы в начале 2013 года. , увеличение производственных мощностей, добавленных в 2015 году, можно рассматривать как возобновление инвестиций при наличии более благоприятной нормативной среды.

Природный газ

Электростанции, работающие на природном газе, в последние годы были основным фактором увеличения пропускной способности сетей, и 2015 год не стал исключением.В течение 2015 года электростанции, работающие на природном газе, добавили общую мощность 6 549 МВт. Затраты на строительство электростанции, работающей на природном газе, в том же году составили в среднем 812 долларов США / кВт при общей стоимости в 5 318 957 долларов США для 74 генераторов. На электростанциях, работающих на природном газе, используются три различных типа технологий. Каждая отдельная технология оказывает существенное влияние на общие затраты на строительство. Большая часть мощности была добавлена ​​за счет электростанций комбинированного цикла, работающих на природном газе (4755 МВт) и турбины внутреннего сгорания (1553), в то время как на двигатели внутреннего сгорания приходилась лишь небольшая часть добавленной мощности (240).Однако это не дает полной картины.

Установки с комбинированным циклом, определяемые как имеющие по крайней мере одну турбину внутреннего сгорания и одну паровую турбину, работают с гораздо более высокими уровнями эффективности, чем другие типы. Хотя это снижает эксплуатационные расходы в долгосрочной перспективе, капитальные затраты на строительство также выше. Электростанции, работающие на природном газе с турбинами внутреннего сгорания, менее эффективны, чем электростанции с комбинированным циклом, что приводит к более высоким эксплуатационным затратам, но также дешевле в строительстве. И двигатель внутреннего сгорания, и турбогенераторы внутреннего сгорания имеют дополнительное преимущество, заключающееся в том, что они могут быть построены быстрее, чем электростанции с комбинированным циклом.Это привело к их использованию в ситуациях, когда требуется кратковременное увеличение мощности для удовлетворения растущего спроса. Кроме того, хотя турбинные установки внутреннего сгорания менее эффективны, они, как правило, работают только в часы пик, чтобы удовлетворить спрос. В отличие от этого, установки с комбинированным циклом, как правило, используются для удовлетворения базовых нагрузок 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 солнечных электростанций также зависит от используемой технологии. По этой причине соотношение между стоимостью строительства и производственной мощностью солнечных электростанций является основным соображением для инвесторов. Средняя стоимость строительства всех типов солнечных фотоэлектрических (PV) электростанций составляла 2 921 долл. США / кВт при общем увеличении мощности на 3 192 МВт. Общие затраты на строительство солнечных фотоэлектрических станций составили 9 324 095 долларов для 386 генераторов. Эти цифры демонстрируют, что солнечные электростанции в среднем дают меньшую производительность на один генератор по сравнению как с природным газом, так и с ветром.Уровни производства не статичны для разных типов солнечных фотоэлектрических установок.

Ключевое различие между установками с фиксированным наклоном и осевым отслеживанием. Системы слежения на основе осей более дороги в установке, но приводят к более высокой производственной мощности, чем фиксированный наклон, что может помочь компенсировать текущие эксплуатационные расходы. Еще один фактор, который следует учитывать, - это тип солнечной фотоэлектрической установки. На рынке представлены два основных типа: кристаллический кремний и тонкопленочный CdTe. У этих разных типов есть преимущества и недостатки.Тонкопленочная технология является более новой, и тонкопленочные установки имеют значительно увеличенную среднюю мощность (74 МВт против 7 МВт) по сравнению с установками кристаллического кремния. Оба типа заводов близки по цене к постройке. Например, для установок слежения на основе осей кристаллические кремнийорганические установки стоили в среднем 2920 долларов за кВт по сравнению с тонкопленочными установками, которые в среднем составляли 3117 долларов за кВт. Установок на основе кристаллического кремния как фиксированного, так и осевого типа в 2015 году значительно превысило количество тонкопленочных, что свидетельствует о явном рыночном предпочтении солнечных электростанций на кристаллическом кремнии в 2015 году.

Ядерная

Электростанции, использующие ядерную энергию, остаются ключевым компонентом нашей энергетической инфраструктуры, несмотря на то, что в последние годы было построено несколько атомных электростанций. Фактически, последней атомной электростанцией, строительство которой завершилось, была станция Уоттс-Бар, блок 2, завершенная в 2016 году. Эта станция была завершена после десятилетий задержек и была введена в эксплуатацию почти через 20 лет после завершения строительства предыдущей атомной электростанции в США Штаты в 1996 году, который был Уоттс Бар Блок 1.Из-за отсутствия строительства новых атомных станций нет полностью точных или актуальных данных о стоимости строительства атомных электростанций. В экономическом прогнозе, опубликованном EIA в 2018 году, предполагалось, что базовая стоимость атомных электростанций, начатая в 2016 году, будет составлять 5 148 долларов США за ночь без учета колебаний, которые могут произойти в промежуточный период. Ключевой момент, который следует отметить в отношении атомной промышленности и атомных электростанций, - это значительное время, необходимое для завершения строительства. Согласно EIA, если строительство начнется в 2016 году, то в ближайшее время ядерный реактор и электростанция могут быть введены в эксплуатацию - это 2022 год.Это делает строительство АЭС более уязвимым для перерасхода, если затраты на строительство в целом будут продолжать расти, как и раньше.

Затраты на рабочую силу и материалы

Рабочая сила и материалы являются двумя основными факторами затрат на строительство электростанций, и оба они приводят к ежегодному росту затрат на строительство во всех отраслях промышленности. При оценке общих затрат на строительство электростанций важно быть в курсе колебаний как в рабочей силе, так и в материалах.Строительство электростанции, как правило, является длительным мероприятием. На завершение проектов может уйти как минимум от 1 до 6 лет, а некоторые могут быть продлены значительно дальше. В ОВОС справедливо указывается, что различия между прогнозируемой и реальной стоимостью материалов и строительства в ходе проекта важно учитывать и могут оказать существенное влияние на стоимость строительства.

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

Увеличение затрат на рабочую силу в строительной отрасли также способствует росту затрат на строительство. Рост затрат на рабочую силу вызван нехваткой квалифицированной рабочей силы из-за низкой явки миллениалов в строительных профессиях и резкого сокращения рабочей силы в строительстве во время и после рецессии. Хотя многие строительные фирмы интегрируют программы карьерного роста, чтобы привлечь больше миллениалов в торговые отрасли, потребуется время, чтобы полностью увидеть эффект от этих усилий.Эта нехватка рабочей силы наиболее ярко проявляется в городских районах, где существует жесткая конкуренция за квалифицированную рабочую силу. Для проектов строительства электростанций недалеко от городских центров доступ к квалифицированной рабочей силе может быть ограничен и может быть дорогостоящим.

World Alliance for Decentralized Energy


Диапазон размеров

От 0,25 МВт до 500 МВт

Технологии

Газовые турбины в настоящее время являются предпочтительным двигателем в крупномасштабной когенерации везде, где природный газ доступен по цене менее чем в 3-4 раза выше эквивалентная стоимость энергии твердого топлива.При работе всасываемый воздух проходит через компрессор перед тем, как нагреться за счет сгорания топлива. Затем расширяющийся воздух используется для приведения в действие турбины перед выходом через выхлопные и тепловые процессы (см. Рисунок ниже). Компрессоры требуют большого количества энергии, поэтому выбор компрессора имеет решающее значение для общей эффективности турбины.

Схема газовой турбины
Источник: WADE, 2003

Из-за высокого содержания кислорода в выхлопных газах дальнейшее сгорание топлива может поддерживаться без добавление дополнительного воздуха для повышения качества тепла.Этот процесс известен как дополнительное сжигание и может эффективно повышать температуру выхлопных газов примерно с 500 ºC до 1000 ºC или более, повышая общее соотношение тепла к мощности цикла. Это может быть полезно для промышленных процессов, требующих высокотемпературного пара, например, для некоторых химических процессов.

Производительность и КПД

Электрический КПД современных газовых турбин колеблется от 28% до 42% КПД простого цикла с типичным КПД 32%. Для систем мощностью более 3 МВт выхлоп газовой турбины, обычно около 540ºC, может использоваться для производства пара высокого давления, который затем приводит в действие второй генератор.Такие парогазовые газовые турбины (ПГУ) имеют электрический КПД 35% -55%. Отводимый пар из паровой турбины можно использовать для удовлетворения потребностей в тепле на месте, увеличивая общий КПД до 75–90%. Это снижает производство электроэнергии, но улучшает общую экономику. Для повышения эффективности выработки электроэнергии и снижения выбросов NOx в камеру сгорания можно впрыскивать пар. Текущие производственные газовые турбины имеют выбросы NOx от 2 до 25 частей на миллион до внешнего контроля. Для газовых турбин были успешно разработаны дополнительные методы снижения выбросов NOx, поэтому там, где указаны очень низкие уровни выбросов, можно использовать решения на конце трубы, такие как избирательное каталитическое восстановление (SCR).

Типы топлива


Поскольку сгоревшее топливо проходит через турбину, необходимо использовать чистые газы, чтобы избежать эрозии лопастей. Природный газ является основным источником топлива, но можно использовать и другие виды топлива. Дистиллятные масла и газойли часто используются в сочетании с более дешевыми прерывистыми поставками газа. Отходы топлива, такие как биогаз, коксовый газ и свалочный газ, могут использоваться при условии, что их состав является постоянным, а их теплотворная способность относительно постоянна.

Применения:

Промышленное, коммерческое

  • Газовые турбины простого цикла обычно используются для обеспечения пиковой мощности или резервного питания без какого-либо нагрева.
  • Газовые турбины с рекуперативным циклом используют выхлопной газ для предварительного нагрева сжатого воздуха перед его поступлением в камеру сгорания.
  • Газовые турбины когенерационного цикла подходят для промышленного и коммерческого применения. В промышленных применениях выхлопные газы могут использоваться для производства технологического пара или охлаждения или непосредственно для процессов сушки, если допускается прямой контакт с выхлопными газами.
  • Системы CCGT лучше всего подходят для коммунальных предприятий (без рекуперации тепла) и промышленных предприятий, где имеется избыток природного газа или другого газообразного топлива.

Преимущества и недостатки

Преимущества Недостатки
  • Легче в установке, чем паровые турбины и котлы высокого давления, при этом они менее затратны по площади и имеют меньшие капитальные затраты;
  • Большие системы обладают высокой эффективностью при относительно низких капитальных затратах;
  • Производство высокотемпературного пара.
  • Требуются виды топлива премиум-класса, часто природный газ, с высокой волатильностью цен;
  • Высокие температуры требуют жаропрочных материалов, что увеличивает производственные затраты;
  • Пониженная эффективность при частичной нагрузке;
  • Производительность турбины значительно снижается на большой высоте или при высоких температурах окружающей среды;
  • Стоимость небольших систем относительно высока, а эффективность ниже, чем у некоторых других систем генерации.


Экономические показатели
капитальные затраты (капитальные затраты долл. / кВт)
Диапазон затрат для газовых турбин открытого цикла и CCGT / CHP
165 800 - 1,800
800 - 1300
Эксплуатация и техническое обслуживание (долл. США / кВтч) 0,3 - 1,0 0,3 - 1,0
Нормированная стоимость (центнеров долл. / кВтч)
8000 часов / год 4.0 - 5,5 4,0 - 4,5
4000 часов / год 5,5 - 8,5 5,5 - 6,5
Источник: WADE, 2006 г. прием на рынке электроэнергии. Установленные капитальные затраты на систему когенерации газовой турбины варьируются от 800 до 1800 долларов США / кВтч. Это происходит из-за больших различий в размерах турбин от нескольких кВт до многих сотен МВт.Затраты на эксплуатацию и техническое обслуживание колеблются от 0,3 до 1,0 цента / кВтч.

90,000177

Проверки и промывка лопаток каждые 4 часа или около того, чтобы гарантировать отсутствие чрезмерной вибрации турбины из-за изношенных подшипников, роторов и поврежденных концов лопастей. Полная замена горячей секции часто требуется примерно с пятилетними интервалами и обычно включает полную проверку и восстановление компонентов.Таким образом, затраты на эксплуатацию и техническое обслуживание существенно различаются в зависимости от качества регулярного обслуживания.

Более дешевый котел-утилизатор с усовершенствованными газовыми турбинами

Когда и как это может иметь смысл

С. Джан Гюлен , Илья Яриновский и Дэйв Уголини, Bechtel Infrastructure & Power Inc.

Современная конструкция газовой турбины с комбинированным циклом (GTCC) представляет собой нижний цикл пара с повторным нагревом (3P-RHT) с генерацией пара на трех различных уровнях давления. Цель состоит в том, чтобы максимизировать общую выработку пара и выходную мощность генератора паровой турбины для заданной энергии выхлопных газов газовой турбины и, таким образом, максимизировать эффективность комбинированного цикла. У дизайнера есть три «ручки» для набора этого максимума, и все они продиктованы фундаментальными термодинамическими соображениями:

  • Массовый расход пара
  • Наличие пара (эксергия)
  • Температура отвода тепла (давление в конденсаторе пара)

Все три ручки оказывают значительное влияние на размер оборудования нижнего цикла (занимаемую площадь и вес) и стоимость с помощью следующих механизмов:

  • HRSG (парогенератор-утилизатор) Площадь поверхности теплопередачи
  • Площадь поверхности теплопередачи конденсатора и градирни
  • Материалы труб, труб и паровых турбин / клапанов / кожухов (высококачественные нержавеющие и / или легированные стали)
  • Площадь выходного кольцевого пространства паровой турбины (длина ковша последней ступени (LSB))

Кроме того, характеристика кипения при постоянном давлении и температуре рабочей жидкости цикла, H 2 O, требует генерации пара при нескольких уровнях давления для минимизации необратимости теплопередачи в HRSG.В настоящее время промышленным стандартом являются три уровня давления (высокий, средний и низкий, HP, IP и LP соответственно). Параметры современного дизайна сведены в Таблицу 1, которая состоит из двух столбцов: умеренный и агрессивный. Следует признать, что эти качественные названия несколько произвольны (например, почему 125 бар изб. Для «умеренного» давления пара высокого давления, а не, скажем, 115 бар изб.?). Тем не менее, нет чисто физического, четкого разграничения, которое можно было бы использовать в качестве критерия. Эту трудность можно отнести к тому факту, что не существует фиксированной классификации семейств продуктов для нижних циклов, аналогичной «иерархии классов» для промышленных газовых турбин большой мощности (т.е., «цикл долива» комбинированного цикла). Таким образом, неизбежна некоторая нечеткость в маркировке нижних конструкций парового цикла.

Термин «максимизация», используемый в отношении выходной мощности ST, имеет два значения: «сделать как можно больше» и «максимально использовать [что?]». Речь идет, конечно же, о капитальных затратах на получившуюся систему. В противном случае простое изготовление оборудования как можно большего размера с использованием самых экзотических материалов без учета стоимости, занимаемой площади и простоты конструкции приведет к все более и более высоким характеристикам (до определенного предела, конечно, установленного вторым законом термодинамики). .Фактически, это в значительной степени подход, используемый OEM-производителями для рекламы «мировых рекордов» рейтингов эффективности комбинированного цикла, а также для достижения таких «мировых рекордов» на демонстрационных электростанциях с очень выгодными характеристиками объекта (например, близость к году - вокруг доступного источника охлаждающей воды, например реки или океана). К сожалению, это не совсем широко воспроизводимый и / или разумный бизнес-подход к рассматриваемой проблеме.

Фактически, каждый нижний цикл представляет собой индивидуальную систему, специфичную для конкретного проекта, в значительной степени зависящую от финансовых критериев владельца / разработчика, условий площадки и преобладающего (или прогнозируемого) экономического климата.Существуют некоторые нестыковки (или точки разрыва), вызванные, в основном, портфелями продуктовой линейки производителей паровых турбин (в основном, конфигурацией корпуса / оболочки и размером LSB) и, в некоторой степени, собственными методами проектирования других поставщиков оборудования (например, HRSG «HRSG»). размеры коробки, размеры ячеек / вентиляторов градирни и т. д.), но в остальном это довольно непрерывный спектр конструкций.

В этой статье постулируется, что в существующем климате производства электроэнергии и экономической среде агрессивные конструкции нижнего цикла не являются оправданными.Обоснование этого постулата обеспечивается посредством детерминированного подхода (т. Е. Расчетов LCOE) посредством (i) рассмотрения конструкции с повторным нагревом с двумя давлениями (2P-RHT) и (ii) оценки осуществимости усовершенствованных параметров парового цикла (давление и температура пара). . Вместо строгого вероятностного подхода (выходящего далеко за рамки данной статьи) проводится анализ чувствительности, чтобы показать, что выводы довольно устойчивы к разумным колебаниям ключевых параметров. Статья представляет собой сокращенную версию полной статьи, представленной на конференции PGI 2016 в Орландо, Флорида, в декабре 2016 года.

РЕАЛЬНОСТЬ СЕГОДНЯ

В уравнении LCOE есть четыре важных параметра, и «перетягивание каната» между ними составляет ключ к оптимизации (т.е. минимизации LCOE):

  • Перетягивание каната между удельными капитальными затратами, k в долларах / кВт, и (i) коэффициентом загрузки завода, λ, и (ii) годовыми рабочими часами, H
  • Перетягивание каната между ценой на топливо f и тепловым КПД h0

Данные о бюджетных ценах -1

В частности, вложение большого капитала в электростанцию ​​(т.е., высокий k), чтобы купить как можно большую эффективность (т.е. высокое h0), может быть оправдано только в том случае, если

  • ожидаемое / прогнозируемое производство электроэнергии (кВтч или МВтч) соизмеримо велико, т.е.

- Высокий коэффициент загрузки станции (т. Е. Больше кВт или МВт) и / или

- Большое количество часов работы в год (т. Е. Высокий коэффициент использования мощности)

Каждый параметр рассматривается ниже отдельно.

Какой объем дополнительных капиталовложений в нижний цикл оправдан повышением эффективности комбинированного цикла за счет увеличения производительности паротурбинного генератора (ПТГ)? Это фундаментальный вопрос, ответ на который продиктован основными принципами термодинамики и экономики газотурбинных (ГТ) электростанций с комбинированным циклом.Это можно легко проверить с помощью данных, извлеченных из бюджетных цен, перечисленных в Справочнике «Мир газовых турбин на 2014-15 годы» для ГТ-электростанций простого и комбинированного цикла (Рисунок 1). Для большого сверхмощного газотурбинного генератора (ГТГ) мощностью 300+ МВт, скажем, каждый киловатт из нижнего цикла стоит в шесть раз больше, чем из верхнего цикла (см. Рисунок 1). Обратите внимание, что бюджетные цены отражают «голый» объем работ EPC под ключ, предполагающий «строительство в кратчайшие сроки». Транспорт, варианты для конкретного проекта, косвенные затраты, такие как непредвиденные расходы, затраты владельца и проценты во время строительства, не включены.Эти предметы обычно могут добавить 30-40 процентов к бюджетной цене.

Данные о коэффициенте мощности EIA для комбинированных циклов, работающих на природном газе - 2

Прогнозы и фактические цены на природный газ Министерства энергетики США - 3

Чтобы представить ситуацию, изображенную на Рисунке 1, в количественной перспективе на уровне завода, предположим, что электростанция GTCC мощностью 500 МВт с чистым КПД 60% (5 687 БТЕ / кВтч). Дополнительная мощность нижнего цикла мощностью 5000 кВт стоит около 7 долларов.5 миллионов по бюджетной цене и «покупает» 0,6 процентных пункта эффективности или 57 БТЕ / кВт · ч тепла. Другими словами, если предположить, что бюджетная цена CC в Руководстве GTW на 2014-15 гг. Составляет 675 долларов США / кВт, каждое снижение чистой тепловой энергии на единицу BTU / кВтч обходится в 75 000 долларов США. Это хороший компромисс? Чтобы ответить на этот вопрос, мы должны указать на несколько ключевых факторов на основе имеющихся отраслевых данных.

Годовое количество часов работы обычно выражается через коэффициент мощности. Управление энергетической информации США, Ежемесячный отчет по электроэнергии, таблица 6.7а представлены ежемесячные коэффициенты мощности для 16 различных комбинаций ископаемого и неископаемого топлива и технологий. Данные по электростанциям с комбинированным циклом, работающим на природном газе, обобщены на Рисунке 2. До 2010 года эти станции работали с очень низким коэффициентом мощности (CF), но в последние годы ситуация резко изменилась. Очевидно, что значительную роль в этом сыграли «бум» сланцевого газа и последовавшие за ним низкие цены на природный газ. Даже в этом случае трудно предположить, что среднегодовая CF для установок CC, работающих на природном газе, будет намного выше, чем 55-60 процентов в обозримом будущем (особенно с увеличением проникновения возобновляемых ресурсов).Перевод из CF в годовые часы, H, может быть неопределенным, так как среднегодовой коэффициент нагрузки неизвестен, и существует значительный дополнительный сжигатель HRSG и кондиционирование на входе ГТ для увеличения производительности, особенно летом. Следует ожидать широкого разброса от растения к растению (подробнее об этом позже). Например, электростанция CC с ежедневным циклом, остановка на выходные и две недели планового обслуживания будет работать только 50x5x16 = 4000 часов в год, что соответствует CF 0,75 × 4000/8760 = 35 процентов (коэффициент нагрузки 0.75, без дожигания или кондиционирования на входе ГТ). Однако коэффициенты мощности на Рисунке 2 значительно выше, что свидетельствует о значительно более высоком коэффициенте нагрузки (например, больше часов при полной нагрузке), увеличении мощности (за счет дополнительного сжигания и / или кондиционирования на входе ГТ) или их комбинации.

Сравнение цен на газообразное топливо в США, Европе и Японии - 4

Развитие эффективности GTCC 1985-2015 - 5

Долгосрочные прогнозы цен на природный газ (ПГ) сделать сложно, как показано на диаграмме на Рисунке 3, которая перекрывает прогнозы США.S. DOE (последовательно прогнозирующий растущий дефицит и рост цен) и Национальный нефтяной совет (NPC), причем последний включает пессимистические (реактивный путь) и оптимистические (сбалансированное будущее) сценарии.

За исключением периода 2003-2008 гг., Когда цены превысили исторические уровни из-за напряженного рынка, вызванного несколькими факторами, например, слабым предложением и ростом спроса на пиковую мощность, в частности, долгосрочное ожидание ежегодного ~ 2-процентного роста объемов природного газа. цены в значительной степени удерживались (начиная с эпохи администрации Картера и проекта Системы транспортировки природного газа Аляски (ANGTS)).Сразу после периода пиковых цен разработка новых источников сланцевого газа за счет технологий гидроразрыва пласта и горизонтального бурения более чем компенсировала сокращение традиционных поставок и привела к значительному увеличению запасов природного газа в США. Ожидается, что так называемый бум добычи сланцевого газа, хотя это ни в коем случае не является гарантией, предотвратит несезонный, многолетний скачок цен и непомерные долгосрочные темпы роста в США. Несколько иная ситуация наблюдается в Европе и Японии (см. Диаграмму 4).

А как насчет теплового КПД? Исторические показатели эффективности GTCC (рейтинг, т. Е. «Реклама», числа, а также выбранные «синхронизированные» значения) показаны на Рисунке 5. На том же графике также показан средний КПД первой двадцатки (с точки зрения тепловой мощности). газовые установки GTCC в США в 2004–2015 годах, в том числе воздуховоды, которые «скрипели» выше 55% (на основе LHV) только за последние пару лет. (Вероятно, это было вызвано вводом в эксплуатацию более совершенных блоков класса FA / H и увеличением коэффициента нагрузки - трудно сделать выводы из данных, которые включают только данные о генерации и расходе топлива.) Как видно из диапазона min-max, некоторые избранные зарегистрировали 57 процентов, тогда как большинство установок (помните: они входят в двадцатку лучших с точки зрения производительности - представьте остальные!) Работали с тактовой частотой всего около 53 процентов!

Возвращаясь к вопросу, поставленному в начале (т. Е. Дополнительная мощность минимального цикла мощностью 5 МВт при дополнительных затратах в 7,5 миллионов долларов - хороший компромисс или нет?), Используя формулу LCOE и допущения, ответ - «это зависит от обстоятельств». Для электростанции GTCC с циклической нагрузкой стоимость предлагаемого улучшения дополнительных 5 МВт выработки составляет около 6 миллионов долларов США при цене топлива 4 доллара США за 1 млн БТЕ (HHV) или около 50 000 долларов США за каждое снижение чистой тепловой мощности на 1 БТЕ / кВт · ч.Цена на топливо, чтобы сделать его окупаемым при суммировании затрат в 7,5 миллионов долларов, составляет около 6,50 долларов за миллион БТЕ (HHV). В качестве альтернативы, при цене топлива 4 доллара, установка должна работать около 5 800 часов в год при базовой нагрузке (коэффициент нагрузки 0,9), чтобы оправдать добавление затрат на 7,5 миллионов долларов.

ТЕРМОЭКОНОМИКА

Современное состояние технологии нижнего цикла делает постепенные улучшения очень дорогостоящими до такой степени, что, по крайней мере, в США, при преобладающих ценах на природный газ, даже третий уровень давления в HRSG становится «роскошью».(Более подробно это объясняется в документе конференции PGI 2016.) Чтобы более внимательно изучить эту предпосылку, проводится подробный анализ компромисса между производительностью и затратами.

Трем производителям ПУ-утилизатора предоставляются данные по тепловому и массовому балансу, примерно соответствующие трем вариантам с (i) одинаковыми условиями выхлопных газов ГТ, работающих на природном газе (класс J, ~ 1500 фунтов / с и 1175 ° F) при базовой нагрузке по ISO и (ii) ) такие же условия дроссельной заслонки высокого давления (номинальное давление 1800 фунтов на кв. дюйм и 1050 ° F):

  1. Базовый (стандартный) Случай: 3P-RHT с нормальными дельтами зажима HRSG
  2. «Дешевый» вариант A: 3P-RHT с большой дельтой сжатия испарителя высокого давления
  3. «Дешевый» вариант B: 2P-RHT с нормальными дельтами зажима HRSG

Разница в цене на оборудование HRSG «дешевых» конструкций от OEM-производителей сведена в Таблицу 2.Кроме того, экономия количества и человеко-часов в результате отказа одного из трех производителей оригинального оборудования (с точки зрения размера, конфигурации и выработки пара) части IP аналогичной установки HRSG, которая была возведена в рамках недавнего проекта комбинированного цикла в США. . Удаленные товары и связанные с ними трудозатраты включали трубы большого диаметра, клапаны, опоры и сварные швы, трубопроводы малого диаметра, паровой барабан ПД, предохранительные клапаны (фланцевые), глушители предохранительных клапанов ПД и их опоры, сталь и платформы, инструменты, гидроиспытания ПГРТ , химическая очистка и монтаж труб и удаление двухрядных широких коробок IP.В результате экономия составила чуть более 10 000 человеко-часов.

Совершенно очевидно, что экономия на цене оборудования почти на 1 миллион долларов может быть достигнута за счет более дешевого котла-утилизатора. Это может быть достигнуто либо за счет удаления секции ПД, либо за счет более дешевой секции ВД (т. Е. Меньшего производства пара ВД). С учетом экономии на монтажных материалах и рабочей силе, первый вариант является предпочтительным с общей экономией около 1,7 миллиона долларов на ПГРТ (т.е. в среднем для Варианта B цена составляет ~ 1 миллион долларов плюс ~ 750 тысяч долларов на строительство в Таблице 2).

По отзывам производителей оборудования, разница цен на ПГРТ в диапазоне от 2400 до 1800 фунтов на кв. Дюйм составляет около 500 тыс. Долларов в зависимости от толщины трубы, барабана и трубы с учетом классификации клапана.

Два случая оцениваются для оценки экономии капитальных вложений в одновальный GTCC размером 1x1x1, аналогичный предложенному для реального проекта CC. Базовый вариант установлен следующим образом:

  • Газовая турбина класса J (работающая на природном газе, с испарительным охладителем на входе)
  • Расчетные условия окружающей среды 90 ° F, относительная влажность 40%
  • 3P-RHT паровой цикл без сжигания: дроссельная заслонка высокого давления 2415 фунт / кв.
  • Конденсатор с воздушным охлаждением на 3.5 дюймов ртутного столба
  • дельта сжатия испарителя HRSG, 15 градусов F

Второй «дешевый» вариант основан на паровом цикле 2P-RHT с циклом 1815 фунтов на квадратный дюйм и дельтой сжатия испарителя высокого давления 25 градусов F. Давление на входе НД такое же, как и в базовом корпусе 3P-RHT. В этом случае для нагрева топливного газа ГТД (до 410 ° F, как в базовом случае) используется горячая питательная вода из специальной секции экономайзера. GT нагревается на 8 градусов по Фаренгейту выше, чтобы сохранить ту же чистую мощность GTCC, что и в базовом варианте.(Здесь подразумевается, что рассматриваемый GT является одной из последних машин класса H / J с самыми передовыми технологиями - суперсплавами, покрытиями, схемами охлаждения и т. Д., - что дает OEM-производителям ограниченное «пространство для маневра» относительно номинальной TIT в размере 1600 ° C.Для GT, заявленного производителем при его предельных возможностях, конечно, это неосуществимый вариант.) Рабочие характеристики цикла рассчитываются с использованием программного обеспечения Thermoflow GT PRO. Общая стоимость ночлега рассчитывается с использованием надстройки PEACE с калибровкой, как указано выше.Результаты представлены в таблицах 3-5 ниже.

Цены на газовые турбины и генераторы получены от PEACE с некоторой корректировкой в ​​соответствии с бюджетными ценами в Справочнике GTW 2014-15. Цена на паровую турбину также указана компанией PEACE с калибровкой на основе внутренних данных. Разницу цен на оборудование HRSG в Таблице 3 можно разбить следующим образом:

  • 500 тыс. Долл. США для парового цикла от 2400 до 1800 фунтов на кв. Дюйм (изб.)
  • 525 тыс. Долл. США за увеличение зажима испарителя ВД на 10 градусов
  • 1 миллион долларов на ликвидацию участка IP

«Механические» затраты в таблице 4 включают транспортировку на месте, такелаж, монтаж оборудования и трубопроводы (материалы плюс рабочая сила).Разницу примерно в 2,4 миллиона долларов между «базовой» и «дешевой» версиями можно разбить следующим образом:

  • 750 000 долл. США за исключение секции IP (см. Таблицу 2)
  • 1 миллион долларов для парового цикла от 2400 до 1800 фунтов на кв. Дюйм (изб.)
  • 600 тыс. Долл. За увеличение зажима испарителя ВД на 10 градусов

Последние два оцениваются программой PEACE и в основном связаны с меньшими и более легкими HRSG.

Они не были проверены детальной оценкой вывоза строительных материалов и рабочей силы.

Ковш «Гражданские» затраты в Таблице 4 включает работы на стройплощадке, земляные работы и засыпку, а также бетонные основания (включая арматуру). Разницу примерно в 2,4 миллиона долларов между «базовой» и «дешевой» версиями можно разбить следующим образом:

  • 900 тыс. Долл. США для парового цикла от 2400 до 1800 фунтов на кв. Дюйм (изб.)
  • 400 тыс. Долл. США за увеличение зажима испарителя ВД на 10 градусов
  • 900 тыс. Долл. За ликвидацию участка IP

Все три проекта оцениваются программой PEACE и в основном обусловлены железобетонным фундаментным материалом и рабочей силой для меньшего и более легкого HRSG.

Они не были проверены детальной оценкой вывоза строительных материалов и рабочей силы.

Очевидно, что даже при цене 5 долларов за природный газ, который в обозримом будущем является слишком дорогим для рынка США, инвестирование в нижний цикл нескольких британских тепловых единиц тепла явно не окупается. При стоимости топлива 5 долларов США для паритета LCOE между базовым и «дешевым» циклами

  • Экономия ТОС в размере ~ 2,6 миллиона долларов достаточна для циклической работы, тогда как
  • Экономия ТОС ~ 4 доллара.1 миллион требуется для работы с базовой нагрузкой

При экономии TOC ~ 11 миллионов долларов для паритета LCOE между базовым и «дешевым» циклами

  • Цена на топливо должна превышать 30 долларов за миллион БТЕ для циклической работы, тогда как
  • Цена на топливо должна составлять около ~ 16 долларов за миллион БТЕ для работы в базовой комплектации.

Совершенно очевидно, что, если цены на природный газ не являются чрезмерно высокими и / или рассматриваемая электростанция не предназначена для использования по-настоящему базовой нагрузки, нет никаких оснований для дорогостоящего минимального цикла.(Обратите внимание, что даже если оценки PEACE «Механический» и «Гражданский» отклоняются на 50 процентов, экономия TOC составляет 8,7 миллиона долларов и содержит достаточный запас, чтобы подтвердить этот вывод.)

Можно с полным основанием возразить против сравнения в Таблице 5, указав на 8 градусов по Фаренгейту более высокую температуру обжига для «дешевого» корпуса.

Обоснование: причина более высокой температуры обжига состоит в том, чтобы уравнять чистую производительность двух гильз.

В противном случае в более дешевой конструкции 2P-RHT было бы 3.Снижение производительности на 7 МВт (с примерно такой же дельтой затрат и немного более высоким значением LCOE, т.е. 96,92 и 67,87 долларов США за МВтч для циклической и базовой нагрузки соответственно, но все же ниже, чем у более дорогого варианта 3P-RHT).

Цепочка мыслей выглядит следующим образом:

  • При переходе от более дешевого нижнего цикла к более дорогому, дополнительные 3,7 МВт выработки «покупаются» за 11 миллионов долларов.
  • Это эквивалентно лучшему тепловому расходу на 45 БТЕ / кВт · ч - при точно таком же расходе топлива!
  • Возникает следующий вопрос: какой из них дешевле?

- Покупка 3.Выработка 7 МВт (эл.) За дополнительные $ 11 млн, или

- Покупка выработки 3,7 МВтэ за счет дополнительного расхода топлива

Ответ, с помощью анализа LCOE, оказывается последним. (Обратите внимание, что улучшение теплового режима более чем компенсирует незначительно более высокое сжигание топлива, а дельта теплового расхода улучшается до 37 БТЕ / кВт · ч.)

Еще одно разумное возражение: «А как насчет дорогостоящего нижнего цикла и более высокой температуры обжига на 8 градусов по Фаренгейту?». Чтобы ответить на этот вопрос, рассмотрим сравнение производительности и LCOE четырех возможных вариантов конструкции в таблице 6.

Очевидно, что в случае «яблоки к яблокам» разница в производительности между «дорогим» и «дешевым» нижним циклами составляет около 3,7 МВтэ и 45 БТЕ / кВтч тепловой мощности. При стоимости топлива 5 долларов сравнение LCOE отдает предпочтение второму варианту.

На основе «валовой прибыли» (разница между рыночной ценой на энергию и переменными затратами на генерацию) действительно, «базовый» вариант имеет небольшое преимущество.

Тем не менее, он не является достаточно значительным, чтобы серьезно повлиять на возможное место выбора конкретной конфигурации GTCC (с точки зрения владельца / разработчика) в «порядке отгрузки заслуг / экономичности» в большом ISO.Таким образом, разница между «требованием к нормированному доходу», количественно определенным LCOE, и прогнозируемой валовой прибылью является определяющим фактором при выборе одного варианта по сравнению с другим. В этом случае предпочтительной конфигурацией должен быть «дешевый» вариант с меньшей разницей.

В целом, если незначительные улучшения в пределах небольшого диапазона, т. Е. ± 1 процент или меньше чистой выработки и тепловыделения, вероятно, являются хорошей ставкой в ​​сторону уменьшения капитальных затрат.

Помимо этого, однако, коммерческие соображения, которые не могут быть заключены в простую метрику, такую ​​как LCOE, могут иметь приоритет.

Кроме того, аспект неопределенности может стать более критичным в той степени, в которой ошибка в пользу лучшей производительности (более надежное число, чем цены на топливо в течение следующих двадцати лет) может быть более разумным курсом действий.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Используя фундаментальные термодинамические и экономические аргументы, показано, что повышение производительности за счет более крупного HRSG является неэкономичным выбором - если только оно не оправдано высокой ценой на топливо и / или коэффициентом мощности установки (т. Е. Блоком с базовой загрузкой).

Прогнозы концептуального анализа подтверждены ценами OEM и подробными сметами строительства.

Дельта выходной мощности достаточно мала, чтобы ее можно было достичь за счет небольшого увеличения температуры зажигания газовой турбины.

Экономия капитальных затрат достаточно велика, чтобы с лихвой компенсировать увеличение мощности нагрева, так что в большинстве сценариев эксплуатации LCOE жизненного цикла отдает предпочтение «более дешевому» нижнему циклу, хотя и с оговорками, перечисленными в предыдущих параграфах.

МИРОВОЙ ПРОГНОЗ ГАЗОВЫХ ТУРБИН - Журнал Turbomachinery Magazine


ОБНАРУЖИВАЕТСЯ В БЛИЖАЙШИЕ НЕСКОЛЬКИХ ЛЕТ, НО В ПРЕДЕЛАХ ВОЗВРАЩЕНИЯ РЫНКА

Стюарт Слейд и Картер Палмер, Forecast International

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Сравнивая эти графики, можно увидеть, что средняя мощность газовой турбины для выработки электроэнергии в 2018 году составляет 110 МВт. К 2027 году эта цифра увеличится до 116,5 МВт. Внимательное изучение данных показывает, что эта тенденция ускоряется. Обратите внимание, что эта цифра не учитывает значительный рост производительности и эффективности в результате широкого внедрения крупномасштабных электростанций с комбинированным циклом.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Малые турбины и микротурбины

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

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

Однако в производстве

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

MTG12

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

Региональные тенденции

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

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

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

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

Соединенные Штаты Америки

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

Прогнозируется рост производства электроэнергии на природном газе 3.1% в год до 2038 года, что означает, что за этот период к энергосистеме США будет добавлено более 340000 МВт газовых мощностей.

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

Однако нынешняя администрация настаивает на прекращении поэтапного отказа от угля и поисках путей его использования на экологически ответственных электростанциях.

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

Западная Европа

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

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

Стремление сократить выбросы, сберечь ресурсы и повысить энергоэффективность повлияло на европейскую генерацию, вызвав ликвидацию старых электростанций и сокращение использования угля. В Великобритании это привело к фактическому отказу от угля как топлива для выработки электроэнергии.

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

Восточная Европа

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

Основной движущей силой здесь было долгое, медленное восстановление этих стран после десятилетий застоя при коммунизме.Они возникли с устаревшими системами выработки электроэнергии, состоящими из старого, неэффективного и плохо обслуживаемого оборудования.

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

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

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

Юго-Восточная Азия

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

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

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

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

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

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

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

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

Индия и Китай

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

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

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

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

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

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

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

Обзор OEM

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

GE

2018-2027 Производство% от общего

1608 шт. 37,27

2018-2027 Стоимость продукции% от общей суммы

$ 49,88 млрд 46,43

2018-2027 Мощность мощности (ГВт)% от общей

232.6 49,66

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

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

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

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

Сименс

2018-2027 Производство% от общего

1034 шт. 24,0

2018-2027 Стоимость продукции% от общей суммы

29,21 млрд долларов 427,19

2018-2027 Мощность мощности (ГВт)% от общей

122.2 26,13

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

ИМС

2018-2027 Производство% от общего

443 шт. 10,3

2018-2027 Стоимость продукции% от общей суммы

16,65 миллиарда долларов 15,49

2018-2027 Мощность мощности (ГВт)% от общей

69,4 14,84

Mitsubishi Hitachi Power Systems (MHPS) занимает третье место, и на него также повлияли снижение продаж, избыточные мощности и непроданные запасы.Также было объявлено о реструктуризации. Прогнозируется, что на него будет приходиться 10% единичной продукции, 15% стоимости продукции и 15% производственных мощностей на прогнозный период.

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

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

Авторов:

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

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

Для получения дополнительной информации посетите: www.forecastinternational.com

• Капитальные затраты на комбинированный цикл газа в США 2050

• Капитальные затраты на комбинированный цикл газа в США 2050 | Statista

Попробуйте наше корпоративное решение бесплатно!

Установленные затраты на газовые турбины
Источник: Delta Energy and Environment, 2006