Электростанция газотурбинная цена: Газотурбинная электростанция в России — Сравнить цены и купить на Flagma.ru

Содержание

Электростанции (генераторы) 100, 150, 200, 300 кВт

Мощность: 100 кВт
Вид топлива: газ/природный газ
Расход топлива: 9,035 г/с
Напряжение: 380 В
Частота вращения: 65000 об/мин
Масса: не более 2500 кг
Расход воздуха: 1,039 кг/с

Цена

по тел.: 

+7 (351) 737-01-53.

 

основная мощность
150 кВт / 206 кВА
резервная мощность
165 кВт / 206 кВА
топливный бак
320 л
расход топлива (75%)
32,0 л/ч

Цена

по тел.: 

+7 (351) 750-06-05.

Мощность: 200 кВт
Вид топлива: дизель
Двигатель: TSS Diesel TDK 260 6LTE
Напряжение: 400 В
Количество фаз: 3
Емкость топливного бака: 600 л
Расход топлива: 37.

5 л/ч
Исполнение: открытое

Цена

по тел.: 

+7 (351) 750-06-05.

Мощность: 300 кВт

Вид топлива: дизель

Двигатель: SDEC SC15G500D2

Напряжение: 400 В

Количество фаз: 3

Емкость топливного бака: 600 л

Расход топлива: л/ч

Исполнение: открытое

Цена

по тел.: 

+7 (351) 750-06-05.

основная мощность
150 кВт / 206 кВА
резервная мощность
165 кВт / 206 кВА
топливный бак
320 л
расход топлива (75%)
32,7 л/ч

Цена

по тел.: 

+7 (351) 750-06-05.

Мощность: 300 кВт
Вид топлива: дизель
Двигатель: TSS Diesel TDS 330 6LTЕ
Напряжение: 400 В
Количество фаз: 3
Емкость топливного бака: 600 л
Расход топлива: 59.8 л/ч
Исполнение: открытое

Цена

по тел.: 

+7 (351) 750-06-05.

Мощность: 200 кВт
Вид топлива: дизель
Двигатель: TSS Diesel TDK 260 6LTE
Напряжение: 400 В
Количество фаз: 3
Емкость топливного бака: 600 л
Расход топлива: 37.5 л/ч
Исполнение: шумозащитный кожух

Цена

по тел.: 

+7 (351) 750-06-05.

Напряжение: 220/380 В
Мощность: 100 кВт
Стартер: электростартер
Управляющая автоматика: в комплекте
Вес: 2000 кг
Габариты: 3230х1140х1750 мм

Цена

по тел.

+7 (351) 750-06-05.

Мощность: 300 кВт
Вид топлива: дизель
Двигатель: TSS Diesel / TDW 339 6LTE
Напряжение: 400 В
Количество фаз: 3
Емкость топливного бака: 810 л
Расход топлива: 64.8 л/ч

Цена

по тел.: 

+7 (351) 750-06-05.

Мощность: 200 кВт
Вид топлива: дизель
Двигатель: Ricardo 6126-60D
Напряжение: 400 В
Количество фаз: 3
Емкость топливного бака: 340 л
Расход топлива: 41.39 л/ч
Исполнение: открытое

Цена

по тел.: 

+7 (351) 750-06-05.

Напряжение: 220/380 В
Мощность: 100 кВт
Стартер: электростартер
Управляющая автоматика: опция
Вес: 1350 кг
Габариты: 2180х880х1520 мм

Цена

по тел.

+7 (351) 750-06-05.

Напряжение: 220/380 В
Мощность номинальная: 150 кВт
Стартер: электростартер
Управляющая автоматика: опция
Вес: 2240 кг
Двигатель: MD-165YC
Габариты: 3200х1250х1660 мм

Цена

по тел.: 

+7 (351) 750-06-05.

Мощность: 200 кВт
Вид топлива: дизель
Двигатель: SDEC SC9D340D2
Напряжение: 400 В
Количество фаз: 3
Емкость топливного бака: 450 л
Расход топлива: л/ч
Исполнение: открытое

Цена

по тел.: 

+7 (351) 750-06-05.

.

Мощность: 100 кВт
Тип двигателя: Дизельный
Наличие: Есть на складе

исполнение: В кожухе
Напряжение: 400/230 В (380/220 В)
Запуск: электростартер

Цена

по тел.

+7 (351) 750-06-05.

Мощность: 300 кВт
Вид топлива: дизель
Двигатель: TSS Diesel / TDW 339 6LTE
Напряжение: 400 В
Количество фаз: 3
Емкость топливного бака: 810 л
Расход топлива: 64 л/ч
Исполнение: открытое

Цена

по тел.: 

+7 (351) 750-06-05.

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.

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

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.

 

Газотурбинная электростанция "Сибай" – 10 лет генерации энергии для башкирского Зауралья

10-летний юбилей отметила первая газотурбинная электростанция в башкирском Зауралье – ГТЭС «Сибай».

Сибай, 15 апр - ИА Neftegaz.RU. Когенерационный энергоблок ГТЭС-16ПА с котлом-утилизатором пущен в апреле 2011 года в рамках проекта расширения Зауральской ТЭЦ (г. Сибай, Республика Башкортостан). Новые мощности составили 16 МВт по электричеству и 95,54 Гкал/ч по теплу.

 

Электростанция ГТЭС-16ПА, разработанная АО «ОДК-Авиадвигатель» (Пермь), действует в режиме комбинированной выработки энергии. В основе конструкции применена газотурбинная установка ГТЭ-16ПА с двигателем ПС-90ЭУ-16А, выполненным на базе газогенератора высокоэффективного авиадвигателя ПС-90А2.

Главное отличие ПС-90ЭУ-16А от ранее созданных пермским КБ промышленных двигателей – применение четырехступенчатой свободной силовой турбины с номинальной частотой вращения 3000 об/мин. При такой конструкции привод турбогенератора осуществляется непосредственно, без использования редуктора. Это снижает эксплуатационные затраты и в целом повышает надежность электростанции. В качестве основного топлива используется природный газ (резервное топливо – северин).

 

Подачу в турбину топливного газа с проектными параметрами по чистоте, температуре, давлению и расходу обеспечивает дожимная компрессорная установка от компании ЭНЕРГАЗ. Блочно-модульная ДКУ в контейнерном исполнении снабжена необходимыми системами жизнеобеспечения и безопасности. Установка работает в автоматическом режиме, контроль и управление осуществляется с центрального щита ГТЭС.

СПРАВКА:

 

Зауральская ТЭЦ – самый восточный филиал Башкирской генерирующей компании (БГК). Станция является основным источником электроэнергии для башкирского Зауралья и тепла для Сибая. Суммарная электрическая мощность ТЭЦ и её обособленного подразделения ГТЭС «Сибай» составляет 33,44 МВт, тепловая – 124 Гкал/ч.

 

ООО «БГК» (входит в ПАО «Интер РАО») – одна из крупнейших региональных энергетических компаний России, владеет значительной производственной базой: одной ГРЭС, десятью ТЭЦ, двумя крупными ГЭС, а также объектами малой энергетики. На сегодня установленная мощность предприятий БГК – 4 461 МВт по электричеству и 8 578 Гкал/ч по теплу.

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»

Газотурбинные технологии

В современном мире на первый план выходят вопросы энергосбережения и внедрения экологически безопасных технологий. В качестве одного из действенных методов решения этих вопросов выступает когенерация — технология, подразумевающая одновременную выработку электрической и тепловой энергии, характерными чертами которой являются топливная экономичность и высокие экологические показатели. В малой энергетике данные технологии ранее применялись не часто, долгие годы, оставаясь прерогативой крупных паротурбинных электростанций.

На сегодняшний день малая энергетика является не только альтернативой централизованной системе электроснабжения — она становится основой для быстрого развития вновь осваиваемых районов, открывающихся новых производств и расширения существующих.

Газотурбинные технологии позволяют создавать надежные, экономичные, экологически «чистые» электростанции для собственных нужд, способные обеспечивать потребителей электрической и тепловой энергией, существенно снизить затраты на их производство, а также обеспечить охрану окружающей среды за счет утилизации попутного нефтяного газа в настоящее время сжигаемого на факелах.

У современных когенерационных установок на базе газотурбинных двигателей коэффициент использования теплоты сгорания топлива доходит до 85...90% при полной утилизации выработанной электрической и тепловой энергии. Экономия топлива при этом может достигать 40% в сравнении с традиционным раздельным производством того же количества электроэнергии и использования теплоты от специального горелочного устройства.

Высокая эффективность применения газотурбинных технологий может быть достигнута только при условии оптимального использования технических возможностей и характеристик газотурбинного оборудования, входящего в состав электростанций, и оптимизации алгоритмов распределения нагрузки между параллельно работающими энергоблоками, что, в свою очередь, ставит задачи автоматического, без участия оперативного персонала, управления работой газотурбинных энергоблоков на всех режимах.

Группа предприятий «Спутник» с 2000 года занимается разработкой и поставкой комплексов технических средств (КТС) САУ газотурбинных энергоблоков и КТС АСУ ТП электростанций на базе газовых турбин. С 2005 года ГП «Спутник» разрабатывает и поставляет программно-технические комплексы (ПТК) для автоматизации газотурбинных электростанций и компрессорных станций. Сегодня мы разрабатываем и внедряем такие системы как:

■ АСУ ТП многоагрегатных газотурбинных электростанций и компрессорных станций; 

■ САУ газотурбинных установок; 

■ САУ энергоблоков; 

■ САУ газоперекачивающих агрегатов; 

■ системы управления возбуждением генератора; 

■ САУ аппаратов воздушного охлаждения масла; 

■ системы группового регулирования активной и реактивной мощности.  

Мы выполняем весь цикл работ в этой области, более того, при необходимости, поможем провести модернизацию систем управления находящихся в эксплуатации газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом, газотурбинных энергоблоков и газотурбинных электростанций. 

Специалистами ГП «Спутник» в настоящее время реализуются следующие проекты: 

■ ТО и сопровождение эксплуатации САУ, НКУ, АСПТ газотурбинных энергоблоков ЭГЭС-12С мощностью 12МВт на электростанциях собственных нужд ООО «ЛУКОЙЛ-Западная сибирь»;

■ шеф монтаж и пусконаладка ПТК АСУ ТП электростанции комбинированного парогазового цикла ГТУ-ТЭЦ г. Знаменск на базе двух газотурбинных энергоблоков с паровыми котлами-утилизаторами и паротурбинного энергоблока. Назначением АСУ ТП является автоматизированный контроль и управление технологическими процессами выработки электрической и тепловой энергии во всех режимах работы ГТУ-ТЭЦ, охватывающие все основное и вспомогательное технологическое оборудование и системы станции; 

■ шеф-монтаж и пусконаладка ПТК АСУ ТП Энергоцентра для совместной компании (СК) «Русвьетпетро» на базе газотурбинных энергоблоков с котлами-утилизаторами. Назначением АСУ ТП является автоматизированный контроль и управление технологическими процессами выработки и распределения электрической и тепловой энергии во всех режимах работы Энергоцентра, взаимодействие с локальными САУ, поставляемыми с технологическим оборудованием Энергоцентра; 

■ шеф-монтаж, монтаж и пусконаладка САУ, НКУ, АСПТ, системы защит и синхронизации, и основного оборудования газотурбинных энергоблоков ГТЭС-25П Энергоцентра ООО «Пермнефтеоргсинтез»;

■ разработка документации на ПТК системы управления распределением электроэнергии ЦПС Харьяга. Назначением ПТК СУРЭ является автоматизированный контроль и управление оборудованием, управление главной электрической схемой для исключения запрещенных режимов работы сети, поддержание заданных параметров;

■ совместные с ОАО «Авиадвигатель», ООО «»Сименс» работы по модернизации газотурбинных энергоблоков ГТЭС-25П мощностью 25 МВт для Энергоцентра Усинск;

■ совместные с ОАО «Авиадвигатель», ООО «АББ» работы по модернизации газотурбинных энергоблоков ГТЭС-25Пмощностью 25МВт для Энергоцентра Ярега;

■ доработка в эксплуатации САУ энергоблоков ЭГЭС-12С в части обеспечения соответствия требованиям к генерирующему оборудованию участников оптового рынка на электростанциях ОАО «Сургутнефтегаз».

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 испытать технологию.

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

Перенесемся на более чем 50 лет вперед, и на производство электроэнергии, работающей на природном газе, приходится примерно 30 процентов U.С. генерирующие 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, которая 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 в рамках 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. Фотография: 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.«Параметр, на который обращают внимание люди, - это температура зажигания турбины или температура на входе турбины. […] Для достижения сверхвысокой эффективности требуется скоординированный подход к достижению нескольких параметров, включая температуру обжига, оптимальные соотношения давлений, передовую технологию охлаждения и новые компоненты », - сказал Деннис. Все эти параметры необходимо включить в новую конструкцию, чтобы повысить общую эффективность.

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

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 сильный спрос на мощности по производству природного газа, поскольку растет давление, направленное на сокращение 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 продуктам GE Power & Water по производству электроэнергии, во время недавнего пресс-тура по операциям компании в Гринвилле.

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

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

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

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 ближайшие 10 лет на новые электростанции по всему миру будет потрачено 5 триллионов долларов. И всякий раз, когда эти капиталоемкие предприятия останавливаются на ремонте или ремонте, владелец обычно теряет деньги. Вот почему «большое внимание уделяется надежности», - сказал ДеЛеонардо.

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

Что касается установленных затрат на производство электроэнергии, новые турбины GE находятся в 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 при Министерстве энергетики США, средневзвешенная стоимость установленного проекта в 2013 году составила 1 630 долларов 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 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 трудно заменить потерянные мощности по выработке электроэнергии чем-либо, кроме газа. Возобновляемые источники могут помочь, но они все равно будут нуждаться в резервном копировании базовой нагрузки до тех пор, пока варианты хранения в масштабе предприятия не будут экономично и надежно интегрированы. Вот почему природный газ часто называют мостом.

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

Имеются убедительные доказательства того, что исторически низкие цены на природный газ в сочетании с выгодами от выбросов побуждают многочисленные предприятия менять источники топлива. Иностранные и отечественные газоемкие производители расширяют 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 - ключевой компонент нашей критически важной инфраструктуры, но они 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 в зависимости от стоимости

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 генераторной установке. 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 любого расчета 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 других динамических факторов, влияющих на затраты на строительство электростанций.

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 строительного проекта.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, использующие ветер как возобновляемый источник энергии, в 2015 году добавили к электросети наибольшую мощность, не увеличив при этом затраты 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 генерирующими станциями 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 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 существенно влияет на общую стоимость строительства. 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 центральным вопросом 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 показывают, что солнечные электростанции в среднем дают меньше прироста мощности 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 по производству кристаллического кремния. Оба типа заводов близки по цене к постройке. Например, для установок слежения на основе осей кристаллические силиконовые установки в среднем стоили 2920 долларов / кВт по сравнению с тонкопленочными установками, которые в среднем составляли 3117 долларов / 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 основе кристаллического кремния в 2015 году.

Ядерная

Электростанции, использующие ядерную энергию, остаются ключевым компонентом нашей энергетической инфраструктуры, несмотря на то, что за последние годы было построено несколько атомных электростанций. Фактически, последней атомной электростанцией, строительство которой было завершено, 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 ОВОС в 2018 году, предполагалось, что базовая стоимость атомных электростанций, начатая в 2016 году, будет составлять 5 148 долларов 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 - это обычно длительное мероприятие. 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 материальная и трудовая нагрузка.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;
  • Мощность 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 варьируются от 0,3 до 1,0 доллара США за 1 кВтч.

90,000177

Проверки и промывка лопастей 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.

• Капитальные затраты на газотурбинную электростанцию ​​в США 2050

• Капитальные затраты на газотурбинную электростанцию ​​в США 2050 | Statista

Другая статистика по теме

Пожалуйста, создайте учетную запись сотрудника, чтобы иметь возможность отмечать статистику как избранную. Затем вы можете получить доступ к своей любимой статистике через звездочку в заголовке.

Зарегистрироваться

Пожалуйста, авторизуйтесь, перейдя в «Моя учетная запись» → «Администрирование».После этого вы сможете отмечать статистику как избранную и использовать персональные статистические оповещения.

Аутентифицировать

Сохранить статистику в формате .XLS

Вы можете загрузить эту статистику только как премиум-пользователь.

Сохранить статистику в формате .PNG

Вы можете загрузить эту статистику только как премиум-пользователь.

Сохранить статистику в формате .PDF

Вы можете загрузить эту статистику только как премиум-пользователь.

Показать ссылки на источники

Как премиум-пользователь вы получаете доступ к подробным ссылкам на источники и справочной информации об этой статистике.

Показать подробные сведения об этой статистике

Как премиум-пользователь вы получаете доступ к справочной информации и сведениям о выпуске этой статистики.

Статистика закладок

Как только эта статистика будет обновлена, вы сразу же получите уведомление по электронной почте.

Да, сохранить как избранное!

...и облегчить мою исследовательскую жизнь.

Изменить параметры статистики

Для использования этой функции вам потребуется как минимум Одиночная учетная запись .

Базовая учетная запись

Познакомьтесь с платформой

У вас есть доступ только к базовой статистике.
Эта статистика не учтена в вашем аккаунте.

Единая учетная запись

Идеальная учетная запись начального уровня для индивидуальных пользователей

  • Мгновенный доступ к статистике за 1 мес
  • Скачать в формате XLS, PDF и PNG
  • Подробные ссылки

$ 59 39 $ / месяц *

в первые 12 месяцев

Корпоративный аккаунт

Полный доступ

Корпоративное решение, включающее все функции.

* Цены не включают налог с продаж.

Самая важная статистика

Самая важная статистика

Самая важная статистика

Самая важная статистика

Самая важная статистика

Дополнительная статистика

32

Энергия природного газа в США.S.

Узнайте больше о том, как Statista может поддержать ваш бизнес.

NREL. (2 октября 2020 г.). Прогнозируемые капитальные затраты традиционной газотурбинной электростанции в США в 2020, 2030 и 2050 годах (в долларах США за киловатт) [График]. В Statista. Получено 14 июня 2021 г. с сайта https://www.statista.com/statistics/243704/capital-costs-of-a-typical-us-gas-turbine-power-plant/

NREL. «Прогнозируемые капитальные затраты на обычную газотурбинную электростанцию ​​в США в 2020, 2030 и 2050 годах (в США.Долларов за киловатт) ". График. 2 октября 2020 г., Statista. По состоянию на 14 июня 2021 г. https://www.statista.com/statistics/243704/capital-costs-of-a-typical-us-gas -turbine-power-plant /

NREL. (2020). Прогнозируемые капитальные затраты на обычную турбинную электростанцию, работающую на природном газе, в США в 2020, 2030 и 2050 годах (в долларах США за киловатт). Statista. Statista Inc. .. Проверено: 14 июня 2021 г. https://www.statista.com/statistics/243704/capital-costs-of-a-typical-us-gas-turbine-power-plant/

NREL.«Прогнозируемые капитальные затраты на обычную турбинную электростанцию ​​для сжигания природного газа в США в 2020, 2030 и 2050 годах (в долларах США за киловатт)». Statista, Statista Inc., 2 октября 2020 г., https://www.statista.com/statistics/243704/capital-costs-of-a-typical-us-gas-turbine-power-plant/

NREL, Прогнозируемый капитал расходы на обычную турбинную электростанцию, работающую на природном газе, в США в 2020, 2030 и 2050 годах (в долларах США за киловатт), Statista, https: // www.statista.com/statistics/243704/capital-costs-of-a-typical-us-gas-turbine-power-plant/ (последнее посещение 14 июня 2021 г. )

Высокопроизводительные газовые турбины

будут играть все более важную роль в Энергетический переход

Возобновляемые источники энергии добились огромных успехов за последнее десятилетие. Затраты упали до уровня, на котором энергия ветра и солнца может конкурировать с традиционными технологиями производства без субсидий. Однако не следует недооценивать роль, которую газовые турбины большой мощности должны будут играть в энергосистемах по мере роста проникновения возобновляемых источников энергии.Газовые турбины развиваются так же, как технологии возобновляемых источников энергии.

Средние машины

Новейшие высокоэффективные турбины - впечатляющие машины. В 2016 году, когда EDF Bouchain развернула высокоэффективную турбину H-класса в конфигурации с комбинированным циклом, то есть использовала отходящее тепло для привода паровой турбины, а не выбрасывала его в атмосферу, - чистая эффективность станции составила 62,22%. в GE Power. Перенесемся в сегодняшний день, и 65 процентов уже в пределах видимости.

Поскольку затраты на топливо составляют до четырех пятых общих эксплуатационных расходов, даже небольшое повышение эффективности обходится дорого, говорит Джонатан Труитт, руководитель отдела управления продуктами для газовых энергетических систем в GE Power. Используя данные, полученные из таких источников, как Международное энергетическое агентство, GE Power недавно подсчитала, что в США, где газ относительно дешев, повышение эффективности на 1 процент может привести к экономии топлива в размере 50 миллионов долларов за десять лет. В Азии, где СПГ может стоить более 10 долларов за миллион БТЕ, экономия будет намного выше.

Гибкость имеет значение

Не менее важно, что производители оригинального оборудования разрабатывают эти новые машины с упором на эксплуатационную гибкость.

Некогда расхожее мнение, что электростанции с комбинированным циклом газовых турбин (ПГУ) должны, по возможности, эксплуатироваться, поскольку базовая нагрузка была перевернута с ног на голову в результате энергетического перехода. Сегодняшним ПГУ требуется способность быстро наращивать и снижать производительность, быстро запускать и останавливать работу и допускать снижение производительности до низких уровней без нарушения норм выбросов.

Производители высокоэффективных турбин отреагировали соответствующим образом. Они разработали турбины, чтобы гарантировать, что ПГУ и газотурбинные электростанции открытого цикла (OCGT) смогут приспособиться к капризам переменных возобновляемых источников энергии.

Опоясывающая сетка

Становится все более очевидным, что - поскольку энергия ветра и солнца переменная - традиционные источники энергии все еще необходимы, когда ветер не дует, а солнце не светит. Эти дополнительные источники должны быть управляемыми, то есть они должны быть доступны при вызове для запуска.

Но диспетчеризация - это только часть ответа. Что не так широко признано, так это то, что вращающееся оборудование, работающее синхронно, обеспечивает стабильность и отказоустойчивость энергосистем, два преимущества, которых не разделяют несинхронные возобновляемые источники энергии. Обеспечение устойчивости большой электросети намного сложнее, чем просто подача достаточного количества энергии. Напряжение и частота должны находиться в узких пределах. Это требует управления как реактивной, так и активной мощностью.

Более зеленая Ирландия

Возьмем, к примеру, Ирландию, мирового лидера в области интеграции возобновляемых источников энергии в изолированную электрическую сеть.По данным EirGrid Group, страна стремится достичь цели по получению 40 процентов электроэнергии из возобновляемых источников к 2020 году. По данным EirGrid Group, для того, чтобы это стало возможным, сеть Ирландии должна будет обрабатывать до 75 процентов электроэнергии из возобновляемых источников энергии одновременно. Это операционный предел несинхронного проникновения в систему, или SNSP.

Согласно данным Министерства связи, энергетики и природных ресурсов (DCENR), в рамках своей стратегии декарбонизации Ирландия постепенно отказывается от сжигания угля и торфа при производстве электроэнергии. Он также придерживается политики отказа от инвестиций в ядерную энергетику, сообщает DCENR. Таким образом, по мере роста мощностей возобновляемых источников энергии, газовые электростанции - уже значительная часть топливно-энергетического баланса - будут играть критически важную роль в обеспечении управляемой синхронной электроэнергией для поддержания устойчивости сети.

Mind the Gap

Не только Ирландия проводит политику постепенного отказа от угля в производстве электроэнергии. Согласно Beyond Coal, это одна из одиннадцати стран в Европе, которые взяли на себя такое обязательство, в список которых входят Великобритания, Франция и Италия.Согласно Clean Energy Wire , Германия, крупнейший потребитель угля в Европе, находится в агонии споров о том, следует ли делать подобное обещание, и была создана специальная комиссия для предоставления рекомендаций по этому вопросу до конца года. .

В некоторых из этих стран газовая энергетика будет одним из немногих, если не единственным претендентом, на то, чтобы заполнить пробел, который оставит прекращение подачи угля из электроэнергии. Например, французская электростанция EDF Bouchain была преобразована из старой угольной электростанции.Когда он был запущен в 2016 году, его чистая эффективность преобразования топлива 62,22 процента побудила Книгу рекордов Гиннеса назвать его самой эффективной ПГУ в мире.

По данным Управления энергетической информации США, природный газ в настоящее время является крупнейшим источником выработки электроэнергии в США, обогнав в последние годы уголь просто потому, что из-за сланцевой революции газа так много и так дешево. Чем эффективнее станут газовые турбины, тем сложнее будет конкурировать углю.

В Азии страны, жаждущие электроэнергии, вкладывают средства в новейшие высокоэффективные газовые турбины, чтобы обеспечить электричеством сотни миллионов людей в регионе, которые все еще испытывают недостаток в электроэнергии.По данным GE Power, Бангладеш и Пакистан входят в число стран, заказывающих высокоэффективные газовые турбины H-класса.

Мышление голубого неба

В Китае решительная кампания по сокращению загрязнения воздуха привела к резкому росту спроса на газ - настолько, что ожидаемый глобальный избыток СПГ не материализовался. В своем тринадцатом пятилетнем плане развития электроэнергетики Китай стремится к 2020 году произвести 110 ГВт электроэнергии на газе.

Широко сообщалось, что заказы на газовые турбины в последние годы были значительно ниже производственных мощностей основных производителей.Но заказы на газовые турбины сохранятся в будущем, балансируя сети по мере увеличения доли возобновляемых источников энергии, сказал Труитт из GE Power.

Действуют противоположные силы: с одной стороны, тенденция к децентрализации производства электроэнергии; с другой - прогнозы большей электрификации мировой энергетической экономики, поскольку декарбонизация распространяется не только на производство электроэнергии, но и на отопление и транспорт.

Горячие штучки

Секрет последнего поколения высокоэффективных турбин кроется в температуре горения.Турбины H-класса имеют гораздо более высокие температуры сгорания, чем температуры, используемые в турбинах F-класса или E-класса.

Физика здесь сложна, но разумное упрощение состоит в том, что эффективность показывает прямую корреляцию с температурой обжига. В некоторых случаях материалы, из которых изготовлены турбины, не выдерживают высоких температур горения.

Поэтому производители вынуждены прибегать к особым методам охлаждения: воздушное охлаждение в самых передовых моделях, керамическое покрытие на наиболее уязвимых компонентах и ​​тщательное управление зонами горения и местами расположения пламени.

Усилия того стоят. Более высокая эффективность дает множество преимуществ: более низкие затраты на топливо, более низкие капитальные затраты, более низкие затраты на техническое обслуживание и, что особенно важно, в эпоху обострения проблем климата, более низкие выбросы углекислого газа на единицу произведенной электроэнергии.

Более чем когда-либо с появлением этих высокоэффективных турбин газовые электростанции дополняют возобновляемые источники энергии, а не конкурируют с ними.

Краткая история газовых турбин GE

Июль знаменует собой две важные вехи, которые сделали газовую генерацию на пути к превращению в доминирующую форму производства электроэнергии: коммерческая эксплуатация первой в мире промышленной газовой турбины в Невшателе, Швейцария, в 1939 году и коммерческая эксплуатация первой газовой турбины в г. U.S. использовался для выработки электроэнергии - установка General Electric (GE) мощностью 3,5 МВт на станции Белл-Айл в Оклахома-Сити в 1949 году.

Компания

GE, которая на сегодняшний день является крупнейшим производителем оригинального оборудования в области газовых турбин, с тех пор разработала и внедрила несколько поколений газовых и паровых турбин, генераторов, парогенераторов с рекуперацией тепла (HRSG), конденсаторов и другого оборудования для баланса станции. . Вот как модельный ряд современных газовых турбин GE эволюционировал за последние 80 лет.

[Подробнее см. В этом эксклюзивном интервью с главным техническим директором GE Power Джоном Ламмасом: «Интервью POWER: что послужило толчком к технологическому скачку в технологии газовых турбин в GE за последние 70 лет.“]

1939 Первая в мире промышленная газовая турбина запущена в коммерческую эксплуатацию

Первая в мире промышленная газовая турбина, газовая турбина простого цикла мощностью 4 МВт, впервые заработала на полной мощности на муниципальной электростанции в Невшателе, Швейцария, 7 июля 1939 года. Турбина разработана Brown Boveri & Cie (BBC), компания, которая была основана в 1891 году в Бадене, Швейцария, но в 1988 году объединилась с ASEA AB и образовала ABB (ASEA Brown Boveri), а затем в 2000 году была продана как часть бизнеса ABB по производству электроэнергии компании Alstom.GE приобрела энергетический бизнес Alstom в 2015 году.

Газовая турбина Невшателя вводится в промышленную эксплуатацию в качестве резервного агрегата с КПД 17,4%. Турбина вращается со скоростью 3000 об / мин, имеет температуру на входе в турбину (TIT) 550 ° C (1022 ° F) и вырабатывает 15 400 кВт, из которых 11400 кВт потребляет компрессор при температуре воздуха на входе 20 ° C (68 ° F). Используется в основном для резервных и пиковых нагрузок, он работает почти 70 лет.

1949 Первая в Америке газовая турбина для производства электроэнергии

Первая газовая турбина GE, 3.Электростанция мощностью 5 МВт, установленная в отдельном здании, примыкающем к парогенератору мощностью 51 МВт на станции Belle Isle, принадлежащей Oklahoma Gas and Electric Co., начинает подавать электроэнергию. Ось газовой турбины расположена горизонтально. Как отмечает Американское общество инженеров-механиков (ASME), «хотя эта установка была рассчитана на 3500 кВт, она на самом деле значительно превышала эту мощность в эксплуатации. Он часто давал электрическую мощность 5000 кВт, а с июля 1949 г. по июль 1952 г. средняя мощность составляла 4200 кВт.«По имеющимся данным, КПД блока GE Frame 3 составляет около 17%. Примечательно, однако, что помимо выработки электроэнергии, ее выхлопной газ также использовался для нагрева питательной воды для традиционной паровой установки, что сделало ее первой в стране газовой турбиной, использованной в конфигурации «комбинированного цикла».

1951 Двухвальная производная

GE устанавливает три газотурбинные электростанции мощностью 5 МВт в Ратленде, штат Вермонт, на основе двухвальной производной рамы 3. Так называемые «киловаттные машины» включают сдвоенные промежуточные охладители и рекуператоры.

1953 Первая коммерческая газовая турбина с промежуточным охлаждением и рекуперацией с промежуточным подогревом

Технологические прорывы в соотношении давлений в цикле, материалах и покрытиях, которые следуют за установкой в ​​Невшателе, позволяют BBC повысить температуру на входе турбины до 1200 ° F, а в 1953 году компания запускает установку Beznau II мощностью 27 МВт, повышая тепловую эффективность двух -блок мощностью 40 МВт Безнау в Швейцарии до 30%. Инженеры BBC, разработавшие двухвальную турбину Безнау, выжали «каждый бит эффективности из цикла Брайтона с ограниченными отношениями давления в цикле и максимальными температурами цикла», - писал С.Джан Гюлен в своей книге Gas Turbines for Electric Power Generation , опубликованной в феврале 2019 года. «Конечным результатом была целая силовая установка вместо компактного двигателя на салазках».

1960 Первая коммерческая ПГУ

Вдохновленный открытием новых газовых месторождений в Нидерландах, NEWAG, австрийская энергетическая компания, вводит в эксплуатацию Korneuburg-A, парогазовую установку мощностью 75 МВт - одну из первых подобных станций, построенных в Европе. Станция состоит из двух турбин BBC Type 12 мощностью 25 МВт, паровой турбины мощностью 25 МВт и котла-утилизатора с дожиганием.Несмотря на низкий КПД (около 32,5%), установка работала на базовой нагрузке с 1960 по 1975 год, в среднем 6000 часов в год, но вскоре ее эксплуатация становится неэкономичной, в основном из-за затрат на топливо и повышения эффективности угольных электростанций. который появился в Европе с 1965 года и с тех пор используется в основном для выполнения служебных обязанностей.

1967 Первые специализированные установки комбинированного цикла GE

После Великой аварии на северо-востоке в ноябре 1965 года регулирующие органы предписывают коммунальным предприятиям увеличивать запасы системы за счет установки определенного процента небольших локализованных энергоблоков с быстрым запуском с возможностью аварийного запуска.GE устанавливает FS3 мощностью 11 МВт в городе Оттава, Онтарио, и FS5 мощностью 21 МВт в Wolverine Electric Ottawa, также в Онтарио. FS3 уже был испытан на морских судах и локомотивах США, отметил Рональд Хант, инженер-консультант, работающий в Институте инженеров дизельных и газовых турбин (IDGTE), в своей книге «Развитие и история», выпущенной в апреле 2019 года. Газовая турбина для энергетики, промышленного и морского назначения .

1968 Первая турбина LM

Инженеры GE изменили конфигурацию турбореактивного двигателя J79, самолет, который впервые был запущен в 1955 году, в LM1500, турбину, предназначенную для промышленного и морского применения.Первая турбина LM1500 - это турбина мощностью 13,3 МВт, установленная на атомной электростанции Миллстоун в Коннектикуте.

1969 Более совершенные авиационные производные

Первый LM2500, созданный на основе летного двигателя CF6-6, установлен на грузовом корабле GTS Adm. Callaghan ВМС США. В турбине используется 16-ступенчатая компрессорная секция с входными направляющими лопатками и 6-ступенчатая регулируемая лопатка статора с выходом двухступенчатой ​​турбины высокого давления в 6-ступенчатую свободную силовую турбину.Первоначальная конструкция имела двухвальные лопасти HPT, номинальную мощность по ISO 17,9 МВт и тепловой КПД простого цикла 35,8%. Турбины LM2500 до сих пор широко используются. «По сей день ВМС США продолжают выбирать LM2500 для оснащения новейших надводных боевых кораблей в своем флоте», - сообщает GE.

1970 Рамка 5 становится больше

Продажи одно- и двухвальной осевой турбины простого цикла Frame 5 остаются активными. В 1970 году на алюминиевом заводе в Бахрейне был задействован блок Frame 5 мощностью 24 МВт.Сегодня эта модель приобрела почтенный статус в мире газовых турбин благодаря своей репутации надежной рабочей лошадки. Как несколько лет назад Дэйв Люсьер, руководивший программой инженерных работ GE, заметил, что блок 5 с черным пуском в Саутгемптоне, штат Нью-Йорк, положил начало восстановлению электроснабжения на Лонг-Айленде и, в конечном итоге, в Нью-Йорке после Великой аварии на северо-востоке страны 9, 1965. «Будущее - ничто без прошлого», - заметил он.

1970 Появляется рама 7

Появляется MS7000, турбина Frame 7 (60 Гц), номинальная мощность 47.2 МВт с ТИТ 1650F. Вскоре после этого GE вместе с Alstom приступила к разработке одновальной машины Frame 9 с частотой 50 Гц.

1970 BBC запускает серию GT

Чтобы конкурировать за долю на рынке газовых турбин после отключения электроэнергии и в ответ на стратегию GE по созданию более крупных газотурбинных установок, BBC разрабатывает семейства GT11 (60 Гц) и GT13 (50 Гц). Первая газовая турбина BBC GT11 зажигается на озере Рэйнбоу в Канаде в 1970 году. Она рассчитана на 32 МВт при 3600 об / мин.

1971 Первая турбина Е-класса

Первый E-класс (7E) дебютирует на заводе National Grid's Shoreham Combustion Turbine в Великобритании.

1972 Первая 7B

GE представляет MS7001B, первую турбину класса B Frame 7 мощностью 51,8 МВт.

1975 Первый кадр 9

Первая машина Frame 9B мощностью 80,7 МВт установлена ​​EDF недалеко от Парижа, в основном, для пиковых нагрузок.

1978 Первый 6B

Первая машина 6B установлена ​​на станции Глендайв, штат Монтана-Дакота, Utilities.По словам генерального директора GE Gas Power Скотта Стразика в сентябре 2018 года, турбина все еще находится в эксплуатации. Еще 1150 турбин 6B установлены по всему миру, питая энергетические объекты и промышленные применения в таких сегментах, как нефтехимия, разведка нефти и газа и производство цемента. GE отметила. С годами компания улучшила технологию. В 1981 году компания разработала технологию повышения температуры обжига, что привело к увеличению производительности на 15%. В 1991 году компания представила технологию сжигания сухого топлива с низким содержанием NO x , а в 2009 году она представила пакет для улучшения характеристик, включающий достижения в области материалов, покрытий, уплотнений и аэродинамики, заимствованных из линейки F-класса.Чтобы отметить 40-ю годовщину установки, GE в 2018 году также представила решение по обновлению парка машин 6B в рамках усилий по продолжению инвестирования в свои «зрелые автопарки», чтобы поддерживать их конкурентоспособность.

1984 Сухой с низким содержанием NO x Прорыв

Первая коммерческая эксплуатация разработанного BBC «обедненного» сухого предварительного смешения с низким содержанием NO x (DLN) первого поколения начинается на модифицированной установке GT13D на комбинированной установке Lausward мощностью 420 МВт в Дюссельдорфе, Германия.Как отмечает Дитрих Эккардт в своей книге Gas Turbine Powerhouse , опубликованной в 2014 году, BBC представила концепцию в 1978 году, основываясь на теоретическом понимании того, что эффективное горение с низким содержанием NO x требует отделения смеси топлива и воздуха от процесса горения и этого сгорания. сам по себе должен происходить в «скудных» условиях. Технология снизила выбросы NO x установки до 32 частей на миллион (ppm). Хотя позже он был применен к семи агрегатам GT, он был «слишком сложным и склонным к ухудшению через некоторое время», поэтому BBC начала разработку второго поколения горелок с предварительным смешиванием обедненной смеси, сказал Эккардт.

1985 Веха когенерации

Две авиационные газовые турбины GE LM2500, паровая турбина и генератор, смонтированные в одновальной конфигурации, установлены в системе централизованного теплоснабжения, принадлежащей IJsselcentrale в Нидерландах. Конфигурация предназначена для компенсации высоких инвестиционных затрат на газовые турбины LM2500. GE отмечает, что этот проект также стал первым применением системы впрыска пара. Тесты производительности показывают эффективность при полной нагрузке 50%.

1987 Выпущен первый GT13E

Первый GT13E компании ABB (позже Alstom, а затем GE) - блок мощностью 147,9 МВт - успешно введен в эксплуатацию на предприятии Hemweg, принадлежащем голландской энергетической компании UNA и управляемом ею в Нидерландах. Еще 27 блоков этого типа были введены в эксплуатацию до того, как требования рынка подтолкнули компанию к разработке газовых турбин с более высоким КПД и выбросами NO x ниже 25 частей на миллион. В 1991 году он запускает GT13E2. В турбине используется одиночная камера сгорания SILO, установленная наверху.

1988 LM6000 Спущен на воду

GE расширяет парк LM за счет турбины LM6000, созданной на основе турбовентиляторного двигателя CF6-80C2 компании GE с большим байпасом. Двухвальная высокопроизводительная газовая турбина простого цикла имеет мощность до 36,6 МВт и КПД 41,9% в рейтинге ISO.

1990 Эра F-класса начинается

Первая машина F-класса, 7F мощностью 147 МВт с TIT 2300F, начала эксплуатироваться в Virginia Electric & Power Co.(VEPCO) Chesterfield Power Station 6 июня 1990 года. Хотя прототип первоначально использовался для испытаний в простом цикле, прежде чем он был преобразован в комбинированный цикл в 1992 году, источники широко сообщают, что он имел КПД 45,2% и общую выходную мощность. 214 МВт в режиме комбинированного цикла (и 150 МВт и 34,5% в режиме простого цикла). По данным группы пользователей 7F, Chesterfield 7 ознаменовал начало золотой эры газотурбинных технологий (которая, по мнению некоторых отраслевых обозревателей, закончилась в 2015 году).Группа также отмечает, что машины F-класса с годами стали более сложными, чтобы соответствовать все более строгим экологическим нормам и целям владельцев по повышению эффективности и доступности / надежности.

GE отмечает, что технология F была первоначально разработана в 1980-х годах, когда она представляла собой «качественный скачок в рабочих температурах, технологии охлаждения и аэротермических характеристиках газовых турбин большой мощности». С тех пор, как GE представила MS7001F в 1987 году, дизайн которого был обусловлен «спросом на более эффективные установки с меньшими выбросами и более низкой стоимостью (на кВт / час)», технология была расширена и уменьшена, и сегодня она доступна в различных вариантах. от 51 МВт для 6F.01 простого цикла до более чем 1000 МВт для электростанции комбинированного цикла 3 × 1 7F.05. Семейство расширилось до 6F и 9F. По всему миру было установлено более 1500 машин F-класса с различными приложениями, от производства электроэнергии, комбинированного производства тепла и электроэнергии до механических приводов, в самых разных отраслях, таких как выплавка алюминия, нефтеперерабатывающие заводы и пищевая промышленность.

1991 Коммерческий сухой с низким содержанием NO x Раствор

В то время как GE начала разработку и тестирование систем сгорания с сухим низким содержанием NO x (DLN) в 1970-х годах, в 1991 году компания представила свои первые коммерческие системы сгорания DLN для газовых и газовых турбин большой мощности.В результате исследований было получено решение DLN-1 для турбин E-класса и решение DLN-2 для турбин F-класса; последнее также применялось к машинам класса EC и H. В 2015 году GE представила систему сгорания DLN2.6 + для новых и существующих газовых турбин 7F, а в мае 2018 года анонсировала «гибкое» решение модернизации, которое сочетает в себе камеру сгорания DLN 2.6+ с технологией осевого каскадирования топлива. Ранее в этом году компания заявила, что завершила первую установку новой газовой электростанции, которая может снизить выбросы NO x до 5 частей на миллион.

1992 Первый 9F

159-МВт 7F с 2350F TIT начинает работать на другом блоке Chesterfield (Chesterfield 8) в Вирджинии, а первый 9F начинает работать в режиме простого цикла на площадке EDF в северной части Парижа. GE совместно с Alstom разработала турбину мощностью 212 МВт.

1992 GT13E2

ABB представляет на рынке газовую турбину GT13E2 мощностью 166 МВт. По сравнению с GT13E, GT13E2 имеет более высокий TIT, равный 2012 F, и увеличивает передаточное число компрессора с 13.От 9: 1 до 15,0: 1. GE по-прежнему предлагает модель турбины сегодня. По его словам, GT13E2 2017 выдает 210 МВт при КПД простого цикла 38% и КПД комбинированного цикла более 55%.

1996 Силовая установка на колесах

GE представляет TM2500, переносное авиационное устройство, устанавливаемое на прицеп, - «силовую установку на колесах».

1997 Конкурс F-класса уступает GT24 / GT26

Компания

представила в 1987 году модель Frame 7F мощностью 150 МВт - первую модель F-класса - за ней в 1989 году последовала компания Westinghouse (в сотрудничестве с Mitsubishi) с моделью 501F, а затем в 1991 году компания Siemens с ее V94.3. Вот почему, отмечает Эккард, ABB «решила использовать стратегию« прыжка через лягушку », чтобы догнать своих конкурентов». Компания выпустила свой собственный GT24 (60 Гц) / GT26 (50 Гц) в декабре 1991 года. Прототип GT24 мощностью 165 МВт был установлен на электростанции Gilbert в Нью-Джерси в 1993 году. «Представленное как революционное решение, оно было самым лучшим. компактная модель, доступная на рынке, и единственная, в которой используется последовательное сгорание с особенно высокой степенью сжатия », - отмечает он. Он также имел КПД 56%, что на 2–3% больше, чем у его конкурентов.Модель GT26 была спущена на воду в 1997 году. Газовая электростанция Rocksavage мощностью 770 МВт в Великобритании - одна из первых, оснащенных газовыми турбинами GT26.

2003 Эра H-класса начинается

GE представляет первую систему H-класса (H-System), 9H, турбину мощностью 480 МВт, 50 Гц, с температурой горения 2600F, на электростанции Баглан-Бэй в Уэльсе. 9H - одновальная установка с комбинированным циклом - достигает температуры обжига значительно выше 2600F. Но, как отмечает Гюлен в своей книге от февраля 2019 года, хотя H-System «имела безоговорочный успех с технологической точки зрения, это был коммерческий провал.«Монокристаллические компоненты тракта горячего газа с улучшенными термобарьерными покрытиями увеличивают стоимость и сложность из-за более длительных, чем обычно, простоев в обслуживании, - отмечает он. Всего было построено всего шесть электростанций с комбинированным циклом H-System, которые продолжают работать в коммерческих целях, и хотя одна из этих электростанций - Энергетический центр Inland Empire с частотой 60 Гц - достигла заметного тепловыделения и параметров выбросов NO x , GE делает это. больше не предлагать H-System. Новейшие звезды линейки H-класса - это модели HA.

Однако запуск компанией

GE H-System обострил конкуренцию среди крупных производителей газовых турбин, которые удвоили усилия по повышению эффективности газовых турбин. В 2011 году компания Siemens преодолела барьер теплового КПД 60% с помощью своей газовой турбины 8000H в Иршинге, Германия, газовой турбины, которая номинально имела тот же TIT, что и H-System (2732F), но более низкую температуру горения. Тем временем Westinghouse в сотрудничестве с Mitsubishi Heavy Industries (MHI) разработала промежуточную температуру обжига G-класса - технологию, которая теперь предлагается Mitsubishi Hitachi Power Systems (MHPS).MHI также отказался от разработки технологии H и начал разработку J-класса, технология камеры сгорания которого основана на системе парового охлаждения, используемой в G-классе.

2005 Укореняется 6C

ПГУ мощностью 130 МВт 2x Frame 6C (6F.01) дебютирует в Турции. 6C, который теперь известен как 6F.01, был первоначально введен в эксплуатацию в 2003 году и имел мощность 42 МВт, а после проверки площадки был модернизирован до 46 МВт. GE заявляет, что эта модель является лидером в отрасли по эффективности когенерации и комбинированного цикла для газовых турбин с диапазоном мощности менее 100 МВт.«Его огромная энергия выхлопных газов позволяет производить большое количество пара для выработки электроэнергии или когенерации. Он обеспечивает КПД более 58% в схеме с комбинированным циклом 2 × 1 и КПД более 80% в режиме когенерации », - говорится в сообщении.

2009 Обновление Alstom MXL2

Alstom представляет усовершенствованную газовую турбину GT26 MXL2 на электростанции Кастехон в Испании. Обновление MXL позволяет владельцам GT26 получить выгоду от новой оптимизации компрессора, а также улучшений покрытия и охлаждения турбин высокого и низкого давления.Это также продлевает срок службы оборудования. Хотя концепция MXL начиналась как стандартная функция нового парка GT13E2, Alstom также установила первую модернизацию MXL2 для своей газовой турбины GT13E2 на электростанции South Humber Bank в Великобритании в 2012 году.

GE сегодня предлагает модернизацию MXL2 в своих турбинах GT13E2, которые она приобрела у Alstom в 2015 году. Однако в рамках приобретения Alstom GE согласилась с Европейской комиссией продать часть портфеля газовых турбин Alstom для сохранения конкурентоспособности.Продажа включала в себя, в основном, технологию газовых турбин Alstom GT26 и J-класса GT36, а также некоторые контракты на обслуживание GT26, которые были проданы Ansaldo Energia. Тем не менее, GE сохранила все контракты на обслуживание GT24. Сегодня Ansaldo предлагает обновление MXL2 для GT26, а GE объединила это обновление в новом предложении, GT26 HE, которое было выпущено в 2019 году. Сегодня Ansaldo предлагает обновление MXL2 для GT26, а GE объединила это обновление в новом предложении. , GT26 HE, выпущенный в 2019 году.

2014 GE запускает линию HA

Отметив новую важную веху, GE представляет две новые турбины H-класса с воздушным охлаждением, 9HA (50 Гц) и 7HA (60 Гц), которые разработаны с помощью достижений в области материалов, аэродинамики и передового производства. В турбинах также реализованы преимущества новой цифровой эры, когда интегрированное программное обеспечение и аналитика повышают производительность и эффективность. GE говорит о турбинах, которые варьируются от 290 МВт (7HA.01) до 571 МВт (9HA.01.02), побьет рекорды по эффективности.

2015 GE приобретает энергетический бизнес Alstom

После одобрения регулирующими органами транзакции на сумму 10,6 млрд долларов в более чем 20 странах и регионах в ноябре 2015 года завершено приобретение GE энергетических подразделений Alstom.

Сделка - самая крупная сделка GE за всю историю. Джефф Иммельт, который в то время был генеральным директором GE, сказал, что приобретение GE дополнительных технологий Alstom, глобальных возможностей, установленной базы и таланта принесло немедленную выгоду для клиентов, в том числе для текущих проектов с использованием газовых турбин GE 7HA, HRSG и паровых турбин Alstom.Это также благо для ряда предлагаемых проектов. Однако в ноябре 2017 года другой бывший генеральный директор GE, Джон Фланнери, заявил, что показатели Alstom «явно ниже наших ожиданий». GE купила французскую компанию по четырем причинам: установленная база; широкая продуктовая линейка на островах пара и мощности, которые GE ожидала, что она сможет продавать друг друга; синергизм между операциями, затратами и доходами; и талант персонала Alstom, который в конечном итоге окупился. Но GE пострадала из-за того, что «рынок явно ниже того, что мы гарантировали в этом бизнесе», - сказал Фланнери.

2016 Развернут первый HA

Первый 9HA.01 мощностью 397 МВт с КПД 62,22% развернут на заводе EDF в Бушане во Франции. Проект - установка POWER Top в 2017 году.

2017 LM9000 Спущен на воду

По мере того, как рыночный спрос на авиационные двигатели растет, чтобы помочь сбалансировать растущую долю возобновляемых источников энергии, GE представляет LM9000, силовую установку мощностью 67–75 МВт, созданную на основе авиационного двигателя GE-90, который установлен на Boeing 777.

2017 Перезапуск 6F.01 для распределенного рынка

Чтобы получить некоторое влияние на растущем рынке распределенной энергии, GE перезапускает турбину 6F.01, оснащая ее передовыми материалами и технологиями, заимствованными у газовых турбин GE H- и F-классов. Перезапущенная модель сначала устанавливается на газораспределенном энергетическом проекте Хуанэн Гуйлинь. 6F.01 мощностью 50 МВт на этом проекте может похвастаться КПД комбинированного цикла 57% и коэффициентом использования топлива 81,15%.

2017 7HA.02 Веха

Проекты Exelon's Wolf Hollow и Colorado Bend в Техасе представляют собой дебют турбины 7HA.02. Обе станции сконфигурированы как многовальные 2 × 1 с общей мощностью более 1000 МВт на каждой площадке.

2017 Первая 7HA.01

GE и Toshiba совместно устанавливают шесть газовых турбин 7HA.01 и две паровые турбины на тепловой электростанции Nishi Nagoya компании Chubu Electric Co. в префектуре Аити, Япония. Первый блок из трех блоков введен в промышленную эксплуатацию в сентябре 2017 года.Блок 1 достиг уровня общего КПД комбинированного цикла 63,08%, что является еще одним мировым рекордом наивысшего КПД. Второй блок из трех блоков был введен в промышленную эксплуатацию в конце марта 2018 года. В 2018 году проектом была построена установка POWER Top.

2018 Двухтопливный HA

В июне 2018 года PSEG Power, дочерняя компания PSEG, начинает коммерческую эксплуатацию своей электростанции комбинированного цикла Sewaren 7 в Нью-Джерси. Блок 540 МВт, 7ГА.02 - первая в мире двухтопливная турбина H-класса. Установка предназначена для работы на двух видах топлива, включая природный газ и мазут со сверхнизким содержанием серы (ULSD). Возможность использования двух видов топлива позволяет использовать ULSD в случае перебоев в поставках природного газа, повышая надежность и надежность установки.

2019 Первая 9HA.02

Самая большая на сегодняшний день турбина HA

GE - турбина 9HA.02 мощностью 571 МВт - отправлена ​​компании Southern Power Generation Sdn Bhd (SPG) для ее новой электростанции Track 4A, парогазовой электростанции мощностью 1440 МВт в Пасир Гуданге, Джохор, Малайзия.Он будет состоять из двух генераторных блоков, каждый из которых оборудован газовой турбиной 9HA.02, генератором и ПГРТ производства GE.

2019 GT26 HE Спущен на воду

GE представляет модернизированную модель GT26 High Efficiency (HE), сочетающую технологии GE и Alstom, для обеспечения широкого распространения возобновляемых источников энергии. Uniper установит турбину на электростанции Энфилд в Великобритании в 2020 году. «Если вы думаете об обновлениях, которые мы делали в прошлом, они были, как я бы сказал, частичными, либо AGP на пути горячего газа. [усовершенствованный газовый тракт], о котором вы, возможно, знаете, камера сгорания или компрессор.С HE - высокоэффективным обновлением - мы фактически задействуем каждый модуль. Мы изучаем турбину низкого давления, компрессор и камеру сгорания », - сказал POWER в марте Амит Кулкарни, генеральный менеджер подразделения продуктовой линейки класса F / H в GE Power Service. «Итак, это наиболее совершенное обновление для этой модели, в котором сочетаются технологии как F, так и наших устройств класса HA. Он также сочетает в себе технологии и опыт как GE, так и Alstom ».

—Sonal Patel - младший редактор POWER.(@POWERmagazine, @sonalcpatel)

Газовые турбины для выработки электроэнергии

Использование газовых турбин для выработки электроэнергии началось в 1939 году. Сегодня газовые турбины являются одной из наиболее широко используемых технологий производства электроэнергии. Газовые турбины - это тип двигателя внутреннего сгорания (ВС), в котором при сжигании топливовоздушной смеси образуются горячие газы, которые вращают турбину для выработки энергии. Название газовым турбинам дает не само топливо, а образование горячего газа при сгорании топлива.Газовые турбины могут использовать различные виды топлива, включая природный газ, жидкое топливо и синтетическое топливо. В газовых турбинах горение происходит непрерывно, в отличие от поршневых двигателей внутреннего сгорания, в которых сгорание происходит с перерывами.

Как работают газовые турбины?
Газовые турбины состоят из трех основных секций, установленных на одном валу: компрессора, камеры сгорания (или камеры сгорания) и турбины. Компрессор может быть осевым или центробежным.Компрессоры с осевым потоком более распространены в производстве электроэнергии, потому что они имеют более высокий расход и эффективность. Компрессоры с осевым потоком состоят из нескольких ступеней вращающихся и неподвижных лопастей (или статоров), через которые воздух всасывается параллельно оси вращения и постепенно сжимается по мере прохождения через каждую ступень. Ускорение воздуха вращающимися лопастями и диффузия статорами увеличивают давление и уменьшают объем воздуха. Хотя тепло не добавляется, сжатие воздуха также вызывает повышение температуры.

Сжатый воздух смешивается с топливом, впрыскиваемым через форсунки. Топливо и сжатый воздух могут быть предварительно смешаны или сжатый воздух может быть введен непосредственно в камеру сгорания. Топливно-воздушная смесь воспламеняется в условиях постоянного давления, а горячие продукты сгорания (газы) направляются через турбину, где они быстро расширяются и сообщают вращение валу. Турбина также состоит из ступеней, каждая из которых имеет ряд неподвижных лопаток (или сопел) для направления расширяющихся газов, за которыми следует ряд движущихся лопаток.Вращение вала заставляет компрессор втягивать и сжимать больше воздуха для поддержания непрерывного горения. Оставшаяся мощность на валу используется для привода генератора, вырабатывающего электричество. Приблизительно от 55 до 65 процентов мощности, производимой турбиной, используется для привода компрессора. Для оптимизации передачи кинетической энергии от продуктов сгорания к вращению вала газовые турбины могут иметь несколько ступеней компрессора и турбины.

Газовая турбина Alstom GT24 / GT26 (Изображение предоставлено Alstom)

Поскольку компрессор должен достичь определенной скорости, прежде чем процесс сгорания станет непрерывным или самоподдерживающимся, начальный импульс передается ротору турбины от внешнего двигателя, статический преобразователь частоты, или сам генератор.Перед подачей топлива и возгоранием компрессор должен быть плавно ускорен и достигнет скорости воспламенения. Скорости турбины сильно различаются в зависимости от производителя и конструкции: от 2000 оборотов в минуту (об / мин) до 10000 об / мин. Первоначальное зажигание происходит от одной или нескольких свечей зажигания (в зависимости от конструкции камеры сгорания). Как только турбина достигает самоподдерживающейся скорости - выше 50% от полной скорости - выходной мощности достаточно для приведения в действие компрессора, сгорание идет непрерывно, а систему стартера можно отключить.

Характеристики газовой турбины
Термодинамический процесс, используемый в газовых турбинах, - это цикл Брайтона. Двумя важными рабочими параметрами являются степень сжатия и температура обжига. Соотношение количества топлива к мощности двигателя оптимизируется за счет увеличения разницы (или соотношения) между давлением нагнетания компрессора и давлением воздуха на входе. Эта степень сжатия зависит от конструкции.Газовые турбины для выработки электроэнергии могут быть как промышленного (тяжелого каркаса), так и авиационного исполнения. Промышленные газовые турбины предназначены для стационарного применения и имеют более низкие отношения давлений - обычно до 18: 1. Авиационные газовые турбины - это более легкие компактные двигатели, адаптированные к конструкции авиационных реактивных двигателей, которые работают при более высоких степенях сжатия - до 30: 1. Они предлагают более высокую топливную эффективность и меньшие выбросы, но меньше по размеру и имеют более высокие начальные (капитальные) затраты. Авиационные газовые турбины более чувствительны к температуре на входе в компрессор.

Температура, при которой работает турбина (температура горения), также влияет на КПД, причем более высокие температуры приводят к более высокому КПД. Однако температура на входе в турбину ограничена тепловыми условиями, которые допускает металлический сплав лопаток турбины. Температура газа на входе в турбину может составлять от 1200 ° C до 1400 ° C, но некоторые производители повысили температуру газа на входе до 1600 ° C, разработав покрытия для лопаток и системы охлаждения для защиты металлургических компонентов от теплового повреждения.

Из-за мощности, необходимой для привода компрессора, эффективность преобразования энергии для газотурбинной электростанции простого цикла обычно составляет около 30 процентов, при этом даже самые эффективные конструкции ограничиваются 40 процентами. Большое количество тепла остается в выхлопных газах, температура которых составляет около 600 ° C, когда они покидают турбину. За счет рекуперации этого отходящего тепла для производства более полезной работы в конфигурации с комбинированным циклом КПД газотурбинной электростанции может достигать 55-60 процентов. Однако существуют эксплуатационные ограничения, связанные с работой газовых турбин в режиме комбинированного цикла, в том числе более длительное время запуска, требования к продувке для предотвращения пожаров или взрывов и скорость нарастания до полной нагрузки.

.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *

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