У какой установки кпд выше
Перейти к содержимому

У какой установки кпд выше

  • автор:

Сравнительный анализ газотурбинных и парогазовых технологий производства энергии Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

Аннотация научной статьи по энергетике и рациональному природопользованию, автор научной работы — Белков Михаил Леонидович, Лобов Дмитрий Дмитриевич

В статье выполнен сравнительный анализ газотурбинной установки и парогазовой установки при использовании в составе тепловой электростанции в качестве источника энергии. Для обеих установок приведены достоинства и недостатки, в которых отмечено как преимущество друг перед другом, так и перед классической паротурбинной установкой. Учтены такие факторы как экологичность, энергоэффективность, размеры установок, скорость выхода на рабочий режим, уровень шума, издаваемого в процессе работы, необходимый тип топлива и т. д.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Похожие темы научных работ по энергетике и рациональному природопользованию , автор научной работы — Белков Михаил Леонидович, Лобов Дмитрий Дмитриевич

Парогазовые установки ТЭС: опыт проектирования и эксплуатации, перспективы применения
Применение водорода в теплоэнергетических установках нового поколения
Экономические и технологические преимущества использования газотурбинных установок на ТЭС
Анализ эффективности парогазовых установок тринарного типа
Методы утилизации теплоты уходящих газов от энергетических установок
i Не можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Текст научной работы на тему «Сравнительный анализ газотурбинных и парогазовых технологий производства энергии»

СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ ГАЗОТУРБИННЫХ И ПАРОГАЗОВЫХ

ТЕХНОЛОГИЙ ПРОИЗВОДСТВА ЭНЕРГИИ

1 2 Белков М.Л. , Лобов Д.Д.

1Белков Михаил Леонидович — студент;

2Лобов Дмитрий Дмитриевич — магистрант, кафедра авиационной теплотехники и теплоэнергетики, Уфимский государственный авиационный технический университет,

Аннотация: в статье выполнен сравнительный анализ газотурбинной установки и парогазовой установки при использовании в составе тепловой электростанции в качестве источника энергии. Для обеих установок приведены достоинства и недостатки, в которых отмечено как преимущество друг перед другом, так и перед классической паротурбинной установкой. Учтены такие факторы как экологичность, энергоэффективность, размеры установок, скорость выхода на рабочий режим, уровень шума, издаваемого в процессе работы, необходимый тип топлива и т. д. Ключевые слова: анализ, ГТУ, ПГУ, ПТУ, ТЭС, ТЭЦ, турбина.

COMPARATIVE ANALYSIS OF GAS-TURBINE AND COMBINED-CYCLE ENERGY PRODUCTION TECHNOLOGIES Belkov M.L.1, Lobov D.D.2

1Belkov Mikhail Leonidovich — Student;

2Lobov Dmitry Dmitrievich — Undergraduate, DEPARTMENT OF AVIATION AND SPACE-ROCKET HEAT ENGINEERING, UFA STATE AVIATION TECHNICAL UNIVERSITY, UFA

Abstract: the article compares the gas turbine plant and combined-cycle plant when used as a power source in a thermal power plant. For both units, advantages and disadvantages are given, in which both advantages are noted for each other, as well as for the classical steam-turbine plant. Factors such as environmental friendliness, energy efficiency, plant size, speed of access to operating conditions, noise level issued during operation, the type of fuel required, etc., are taken into account.

Keywords: analysis, GTP, SGP, STP, TPP, TPC, turbine.

Наибольшее распространение в энергетике в настоящее время получили ТЭС, на которых тепловая энергия, выделяющаяся при сжигании органических топлив, преобразуется в электрическую энергию. На их долю приходится около 75% вырабатываемой электроэнергии на Земле и около 80% производимой электроэнергии в России.

К силовым установкам современных тепловых электростанций ТЭС предъявляются жесткие требования по экономичности и экологичности, в добавление к этому еще могут добавиться требования к шумности, размерам, быстроте развертки (в случае мобильных станций), быстроте выхода на рабочие режимы. В связи с этим возникает необходимость сравнительного анализа типов силовых установок для получения энергии в нынешних условиях.

Приблизительно с 50-х годов 20-го столетия на ТЭС для привода электрических генераторов стали применять газовые турбины, в основном работающие по циклу Брайтона. Однако, данные установки могут работать только на природном газе или на жидком качественном топливе.

К достоинствам газотурбинных установок (ГТУ) можно отнести:

• Газотурбинная установка проще по устройству, чем паросиловая из-за отсутствия котельной установки, сложной системы паропроводов, конденсатора, а также большого числа вспомогательных механизмов, применяющихся в паровых установках.

Металлозатраты и вес газотурбинной установки на единицу мощности вследствие указанных причин будут значительно меньше, чем паротурбинной.

• Установка требует минимального расхода воды — практически только на охлаждение масла, идущего к подшипникам.

• Для газотурбинных установок характерен быстрый ввод турбоагрегата в работу. Пуск мощных установок из холодного состояния до принятия нагрузки занимает порядка 15 -18 минут, в то время как подготовка к пуску паросиловой установки занимает несколько часов.

Недостатки газотурбинных установок:

• Для того, чтобы установка давала полезную мощность, начальная температура газа перед турбиной должна быть больше 550°С, т.е., весьма высокой. Это требует использования жаростойких материалов и систем охлаждения лопаток при выполнении газовых турбин

• На привод компрессора расходуется до 50 — 70% мощности, развиваемой турбиной. Поэтому полезная мощность газотурбинной установки гораздо меньше фактической мощности газовой турбины.

• В газотурбинных установках исключено применение твердого топлива по обычной схеме. Наилучшие виды топлива для ГТУ — природный газ и качественное жидкое (керосин). Мазут же требует специальной подготовки для удаления шлакообразующих примесей [1].

• Единичная мощность газотурбинной установки ограничена. На конец XX века она составляет 120-150 МВт. Это обусловлено большими габаритными размерами установки из-за невысокого начального давления газа перед турбиной — до 25 кгс/см2 и его гораздо меньшей работоспособности по сравнению с водяным паром.

• Очень большая шумность при работе, значительно превышающая ту, что имеет место при эксплуатации паротурбинных установок.

Стоит отметить, что кроме стационарной энергетики газовые турбины применяются во многих областях, чего нельзя сказать о паровых турбинах.

Дальнейшим развитием энергетики вслед за паротурбинным и газотурбинными установками является синтез двух этих технологий — парогазовые установки.

Парогазовая установка (ПГУ) содержит два отдельных двигателя: паросиловой и газотурбинный. В газотурбинной установке турбину вращают газообразные продукты сгорания топлива. Топливом может служить как природный газ, так и продукты нефтяной промышленности (дизельное топливо). На одном валу с турбиной находится генератор, который за счет вращения ротора вырабатывает электрический ток. Проходя через газовую турбину, продукты сгорания отдают лишь часть своей энергии и на выходе из неё, когда их давление уже близко к наружному и работа не может быть ими совершена, все ещё имеют высокую температуру. С выхода газовой турбины продукты сгорания попадают в паросиловую установку, в котел-утилизатор, где нагревают воду и образующийся водяной пар. Температура продуктов сгорания достаточна для того, чтобы довести пар до состояния, необходимого для использования в паровой турбине (температура дымовых газов около 500°С позволяет получать перегретый пар при давлении около 100 атмосфер) [2].

К преимуществам парогазовых установок можно отнести:

• Парогазовые установки позволяют достичь электрического КПД более 60%. Для сравнения, у работающих отдельно паросиловых установок КПД обычно находится в пределах 33-45%, для газотурбинных установок — в диапазоне 28-42%.

• Низкая стоимость единицы установленной мощности.

• Парогазовые установки потребляют существенно меньше воды на единицу вырабатываемой электроэнергии по сравнению с паросиловыми установками.

• Компактные размеры позволяют возводить непосредственно у потребителя (завода или внутри города), что сокращает затраты на ЛЭП и транспортировку эл. Энергии.

• Более экологически чистые в сравнении с паротурбинными установками. Недостатки парогазовых установок:

• Необходимость осуществлять фильтрацию воздуха, используемого для сжигания топлива.

• Ограничения на типы используемого топлива. Как правило, в качестве основного топлива используется природный газ, а резервного — дизельное топливо.

• Сезонные ограничения мощности. Максимальная производительность в зимнее время [3]. Исходя из перечисленных выше достоинств и недостатков можно сказать, что для

современных стационарных ТЭС лучше подойдет силовая установка на базе ПГУ. Она наиболее экологична и эффективна, и имеет низкую стоимость единицы мощности, что делает возможным её использования даже для небольших ТЭС, находящихся в черте города.

Для мобильных установок лучше подойдет ГТУ, поскольку эта установка требует меньшего количества коммуникаций и имеет возможность быстрого запуска и выхода на рабочий режим.

Список литературы /References

1. Бойко Е.А. Тепловые электрические станции: справочное пособие / Е.А. Бойко, К.В. Баженов, П.А. Грачев. Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2006. 152 с.

2. Буров В.Д., Дорохов Е.В., Елизаров Д.П. Тепловые электрические станции / под ред. В.М. Лавыгина, А.С. Седлова, С.В. Цанева. М.: Изд. Дом МЭИ, 2009. 466 с.

3. Лавыгин В.М., Седлов А.С., Цанев С.В. «Тепловые электрические станции»: Учебник для вузов. М.: Издательство МЭИ, 2005. 454 с.

Газотурбинные и парогазовые установки

На днях Василий рассказал о статье, в которой подробно и простыми словами описан цикл ПГУ-450. Статья действительно очень легко усваивается. Я же хочу рассказать о теории. Коротко, но по-делу.

Материал я позаимствовал из учебного пособия «Введение в теплоэнергетику». Авторы этого пособия — И. З. Полещук, Н. М. Цирельман. Пособие предлагается студентам УГАТУ (Уфимский государственный авиационный технический университет) для изучения одноименной дисциплины.

Газотурбинная установка (ГТУ) представляет собой тепловой двигатель, в котором химическая энергия топлива преобразуется сначала в теплоту, а затем в механическую энергию на вращающемся валу.

Простейшая ГТУ состоит из компрессора, в котором сжимается атмосферный воздух, камеры сгорания, где в среде этого воздуха сжигается топливо, и турбины, в которой расширяются продукты сгорания. Так как средняя температура газов при расширении существенно выше, чем воздуха при сжатии, мощность, развиваемая турбиной, оказывается больше мощности, необходимой для вращения компрессора. Их разность представляет собой полезную мощность ГТУ.

На рис. 1 показаны схема, термодинамический цикл и тепловой баланс такой установки. Процесс (цикл) работающей таким образом ГТУ называется разомкнутым или открытым. Рабочее тело (воздух, продукты сгорания) постоянно возобновляется — забирается из атмосферы и сбрасывается в нее. КПД ГТУ, как и любого теплового двигателя, представляет собой отношение полезной мощности NГТУ к расходу теплоты, полученной при сжигании топлива:

Из баланса энергии следует, что NГТУ = QT — ΣQП, где ΣQП — общее количество отведенной из цикла ГТУ теплоты, равное сумме внешних потерь.

Основную часть потерь теплоты ГТУ простого цикла составляют потери с уходящими газами:

ΔQух ≈ Qух — Qв; ΔQух — Qв ≈ 65…80%.

Доля остальных потерь значительно меньше:

а) потери от недожога в камере сгорания ΔQкс / Qт ≤ 3%;

б) потери из-за утечек рабочего тела ; ΔQут / Qт ≤ 2%;

в) механические потери (эквивалентная им теплота отводится из цикла с маслом, охлаждающим подшипники) ΔNмех / Qт ≤ 1%;

г) потери в электрическом генераторе ΔNэг / Qт ≤ 1…2%;

д) потери теплоты конвекцией или излучением в окружающую среду ΔQокр / Qт ≤ 3%

Теплота, которая отводится из цикла ГТУ с отработавшими газами, может быть частично использована вне цикла ГТУ, в частности, в паросиловом цикле.

Принципиальные схемы парогазовых установок различных типов приведены на рис. 2.

В общем случае КПД ПГУ:

Формула КПД ПГУ - общий случай

Здесь — Qгту количество теплоты, подведенной к рабочему телу ГТУ;

Qпсу — количество теплоты, подведенной к паровой среде в котле.

Рис. 1. Принцип действия простейшей ГТУ

Принцип действия простейшей ГТУ

а — принципиальная схема: 1 — компрессор; 2 — камера сгорания; 3 — турбина; 4 — электрогенератор;
б — термодинамический цикл ГТУ в ТS-диаграмме;
в — баланс энергии.

В простейшей бинарной парогазовой установке по схеме, показанной на рис. 2 а, весь пар вырабатывается в котле-утилизаторе: ηУПГ = 0,6…0,8 (в зависимости, главным образом, от температуры уходящих газов).

При ТГ = 1400…1500 К ηГТУ ≈ 0,35, и тогда КПД бинарной ПГУ может дос-тигать 50-55 %.

Температура отработавших в турбине ГТУ газов высока (400-450оС), следовательно, велики потери теплоты с уходящими газами и КПД газотурбинных электростанций составляет 38 % , т. е. он практически такой же, как КПД современных паротурбинных электростанций.

Газотурбинные установки работают на газовом топливе, которое существенно дешевле мазута. Единичная мощность современных ГТУ достигает 250 МВт, что приближается к мощности паротурбинных установок. К преимуществам ГТУ по сравнению с паротурбинными установками относятся:

  1. незначительная потребность в охлаждающей воде;
  2. меньшая масса и меньшие капитальные затраты на единицу мощности;
  3. возможность быстрого пуска и форсирования нагрузки.

Рис. 2. Принципиальные схемы различных парогазовых установок:

Принципиальные схемы различных парогазовых установок

а — ПГУ с парогенератором утилизационного типа;
б — ПГУ со сбросом газов в топку котла (НПГ);
в — ПГУ на парогазовой смеси;
1 — воздух из атмосферы; 2 — топливо; 3 — отработавшие в турбине газы; 4 — уходящие газы; 5 — вода из сети на охлаждение; 6 — отвод охлаждающей воды; 7 — свежий пар; 8 — питательная вода; 9 – промежуточный перегрев пара; 10 — регенеративные отбросы пара; 11 — пар, поступающий после турбины в камеру сгорания.
К — компрессор; Т — турбина; ПТ — паровая турбина;
ГВ, ГН — газоводяные подогреватели высокого и низкого давления;
ПВД, ПНД — регенеративные подогреватели питательной воды высокого и низкого давления; НПГ, УПГ — низконапорный, утилизационный парогенераторы; КС — камера сгорания.

Объединяя паротурбинную и газотурбинную установки общим технологическим циклом, получают парогазовую установку (ПГУ), КПД который существенно выше, чем КПД отдельно взятых паротурбинной и газотурбинной установок.

КПД парогазовой электростанции на 17-20 % больше, чем обычной паротурбинной электростанции. В варианте простейшей ГТУ с утилизацией тепла уходящих газов коэффициент использования тепла топлива достигает 82-85%.

Как сравнивать газопоршневые установки

Данный материал предназначен специалистам, перед которыми стоит задача — провести сравнение электростанций двух и более различных производителей, каждый из которых предлагает свои стандарты и правила сравнения. Исследование не отвечает на вопрос о том, какой же из производителей лучше, однако с помощью опубликованных стандартов и подходов можно найти наиболее приемлемый вариант для каждого отдельно взятого объекта.

Часть первая — сравнение производителей разных категорий

На рынке газопоршневых установок присутствуют предложения совершенно разного уровня исполнений. Перед тем, как начинать анализ цен на оборудование, необходимо понимать, к какой категории качества и уровня относится то или иное решение. Ни один потребитель не заинтересован в приобретении «голой» газопоршневой электростанции, в первую очередь любого заказчика интересует комплексное решение, включающее основное и вспомогательное оборудование, и именно о таких решениях пойдёт речь.

Группа №1 — «родная» заводская сборка

В настоящее время существует лишь несколько заводов, производящих комплексные решения, начиная непосредственно от газового двигателя. В такие решения включены и газопоршневые электростанции, и дополнительное оборудование, системы утилизации тепла, управление, охлаждение — словом всё то, что необходимо для работы объекта в целом. Таких заводов не так уж и много — Jenbacher, Siemens, MWM, Wartsila и некоторые другие. Именно такие компании имеют наибольший опыт в производстве комплексных решений, так как они производят их с самого начала, с газового двигателя, и наилучшим образом понимают все нюансы работы оборудования. Именно они больше всего заботятся о качестве своих решений и самых позитивных отзывах от конечного заказчика.

Группа №2 — Сторонние пакетировщики

Европейские компании, которые перекупают двигатели или генераторные установки у указанных выше заводов и доукомплектовывают их на своё усмотрение. Кроме перекупки двигателей эти компании оказывают услуги пакетирования тем заводам, которые могут производить двигатели, но не имеют опыта или возможности делать полноценное решение, например, Doosan, Caterpillar, Perkins. На наш взгляд продукция этой группы уступает по качеству «родной» заводской сборке. Кроме этого нужно учитывать, что в один день пакетировщик покупает одни двигатели, а в другой — иные. Ожидать полноценной поддержки и наличия запчастей, наверное, не стоит.

Рассматривая продукцию этой категории отдельно нужно учесть, что существует два типа газопоршневых двигателей:

  1. Двигатели, изначально разработанные для работы на газу
  2. Двигатели, переделанные из дизельных двигателей, путем замены системы воспламенения и подачи топлива.

Группа №3 — Российские сборщики

Самая спорная категория. К сожалению, в России ряд интеграторов покупают газопоршневые двигатели сомнительного происхождения — БУ или восстановленные. Далее по своему усмотрению собирают вокруг них комплексную теплоэлектростанцию на любом, по своему усмотрению, оборудовании. В ход могут идти китайские комплектующие или устройства, снятые с других электростанций. Нам известны случаи, когда клиент только после поломки ГПУ, купленной у Российского интегратора, узнавал о том, что двигатель уже был в ремонте и является восстановленным.

Казалось бы, такая большая разница делает невозможным сравнение электростанций разной категории между собой. Однако это не так — разделив стоимость на показатель качества, можно определить «приведенную цену». К примеру первую категорию разделить на 100%, вторую — на 85% а третью — на 70%. И производить сравнение уже «приведенных» цен, отражающих не только фактическую стоимость оборудования, но и учитывающих «поправку на качество».

Часть вторая — сравнение в одинаковых условиях

Правило №1 — сравнение расхода топлива при одинаковой калорийности

Проводя сравнение любых производителей, на второе место выходит такой вопрос как расход газа (на первом, естественно, остаётся вопрос стоимости). Однако следует помнить, что газообразное топливо в зависимости от региона и условия поставки может иметь разную калорийность. Соответственно, чем выше калорийность (теплотворная способность) газа, тем меньший объем этого газа потребуется на производство 1 кВт*ч электроэнергии.

Калорийность газа (традиционно измеряется в килокалориях), внутренняя энергия и его теплотворная способность (традиционно измеряется в мегаджоулях) жестко связаны по формуле:

1000 kcal = 4.1868 MJ = 1.163 кВт*ч

Это означает, что 1 нм3 газа с калорийностью 1000 kcal содержит в себе 4,1868 мегаджоулей энергии, или 1,163 кВт*ч.
Пропорциональным образом выясняем, что 1 нм3 газа с калорийностью 8000 kcal содержит в себе 33,4944 MJ энергии, или 9,304 кВт*ч.

Внутренняя энергия 1 нм3 этого газа, равная 9, 304 кВт*ч, показывает, что если 1 нм3 этого газа (с калорийностью 8000 kcal) сгорает в камере сгорания газопоршневой электростанции, чей электрический КПД которой равен 39%, то в результате производится

9,304 * 0,39 = 3,6286 кВт*ч

Таким образом, на производство 1 кВт*ч в электростанции с электрическим КПД 39% из газа с калорийностью 8000 kcal (или с теплотворной способностью 33,5 МДж) тратится:

1 / 3,6286 = 0,2755 нм3 газа.

Как видно, зависимость между калорийностью газа (его теплотворной способностью) и расходом газа всегда имеет прямую зависимость — чем выше калорийность, тем ниже расход топлива. Имея только часть значений, например, только КПД электростанции, можно определить её расход на газе с любой калорийностью, что в свою очередь позволит провести сравнение в одинаковых исходных данных по топливу.

Правило №2 – полный КПД — полный «Эффект»

Газопоршневые электростанции использующиеся для кратковременной работы в качестве резервного источника можно прекрасно использовать без дополнительных затрат на установку системы утилизации тепла (когенерации), так как стоимость этой системы не окупиться за счет редкого использования электростанции. В электростанциях, предназначенных для постоянной работы ситуация другая.

Вне зависимости от желания владельца, газопоршневая электростанция будет производить тепловую энергию, так как топливо детонирует (сгорает) в камере сгорания. Это бесплатное тепло может сэкономить значительные средства, которые были бы затрачены на производство того же самого количества тепла в котельной.

Сравнивать электростанции только по электрическому КПД не правильно, так как электростанции производят не только электричества. Производить сравнение можно и нужно по сумме факторов — КПД электрическому и КПД тепловому. При проведении технико-экономического обоснования в обязательном порядке следует учитывать утилизируемое тепло, так как только при таком построении энергоцентра его окупаемость наступит скорее.

Пример: Электростанция А имеет КПД 41%, а электростанция В — 39,5% (разница 1,5 %). Однако полный КПД электростанции А составляет 87,5%, тогда как у второго участника сравнения полный КПД на 3% выше, и составляет 90,5%.

Правило №3 – быть реалистом

Одинаковая цена и одинаковый расход газа не делает электростанции одинаковыми. Существуют ещё такие параметры как ресурс и стоимость технического обслуживания. К примеру, если отечественная газопоршневая электростанция стоит в два раза дешевле чем импортная, а её ресурс в семь раз меньше (8000 моточасов против 60 000), то наверное, её цена не совсем актуальна. За тот же срок владения отечественную придётся поменять несколько (явно больше двух) раз.

Техническое обслуживание, то есть ежедневные затраты, являются не менее важными, чем первоначальная стоимость. Очень часто можно видеть, как электростанция с более дорогими запасными частями «проедает» всё своё преимущество, достигнутое за счет меньшей цены, всего лишь за первый год эксплуатации. Если же производитель не предоставляет подробных затрат на сервис, вместе с подробной программой обслуживания, то это должно вызывать определённую настороженность у квалифицированных сотрудников, проводящих технико-экономическое сравнение.

Подробное сервисное обслуживание должно учитывать:

  • Стоимость запасных частей, включая НДС и таможенную очистку
  • Затраты на регулярную смену масла*
  • Затраты на угар масла **
  • Затраты на работы обслуживающего персонала ***

* Следует помнить, что некоторые производители лукавят, указывая максимальный интервал замены масла, который в реальности будет снижен в полтора-два раза.

** Количества масла на угар варьируется, в среднем, от 0,2 до 0,5 гр./кВт*ч для импортный производителей.

*** Самостоятельное обслуживание газопоршневой электростанции может обойтись значительно дороже, чем периодическое привлечение профессионального персонала за счет того, что самостоятельное обслуживание требует не только обучения на заводе-изготовителе, получения допусков и обладания программным обеспечением, но и покупки дорогостоящего специализированного инструмента (в том числе, дорогостоящие газоанализаторы, мультиметры, осциллографы, пирометры и т.д.).

Сравнение газопоршневых и газотурбинных установок

В диапазоне мощностей от 20 до 30 МВт(э) газопоршневые когенерационные установки стабильно показывают лучшие по сравнению с другими технологиями результаты. Более того, для мощностей 3-5 кВт(э) ничто не может с ними конкурировать. Возникает вполне логичный вопрос: почему? Какие технические характеристики позволяют им быть настолько результативными.

Во-первых, следует отметить высокий показатель электрического КПД.

Наивысших значений электрического КПД (у газовой турбины до 30 %, а у газопоршневого двигателя около 40 % ) оборудование достигает только при работе со 100%-ной нагрузкой (Рис. 2.1). Снижение нагрузки даже до 50%, уменьшает электрический КПД используемой газовой турбины почти в 3 раза. В то время как, в случае использования газопоршневого двигателя такие изменения режима нагрузки ни на общий, ни на электрический КПД практически не влияют.

Pиc. 1. Графики зависимости КПД от нагрузки:

Графики зависимости КПД от нагрузки

Приведенные графики позволяют нагляно убедиться, что газовые двигатели отличаются более высоким электрическим КПД, показатели которого почти не изменяются при нагрузке от 50 до 100 %.

Вторым важны показателем являются условия размещения.

Номинальная мощность, как газовой турбины, так и газопоршневого двигателя находится в прямой зависимости от температуры воздуха и высоты используемой площадки относительно уровня моря. На графике (рис. 2) ясно видно, что повышение температуры с -30°С до +30°С приводит к падению электрического КПД газовой турбины примерно на 15-20%. При дальнейшем повышении температуры выше +30°С, КПД у газовой турбины становится еще ниже. И в этом случает газопоршневой двигатель выгодно отличается от газовой турбины, имея не только постоянный, но и более высокий электрический КПД на всем интервале температур вплоть до +25°С.

Рис. 2. График зависимости электрического КПД газовой турбины от температуры окружающего воздуха

График зависимости

Третий, но не менее важный показатель: условия работы.

Количество запусков: газопоршневой двигатель можно запускать и останавливать неограниченное количество раз, и это не повлияет на общий заявленный моторесурс двигателя, в то время как 100 запусков газовой турбины уменьшат её ресурс примерно на 500 часов.

Время запуска: промежуток времени необходимый для принятия полной нагрузки с момента запуска у газовой турбины составляет примерно 15-17 минут, а у газопоршневого двигателя всего 2-3 минуты.

К четвертым важным показателям относятся: проектный срок службы и интервалы техобслуживания.

Ресурс газовой турбины до первого капитального ремонта составляет от 20 000 до 30 000 рабочих часов. Ресурс же газопоршневого двигателя значительно больше и равен 60 000 рабочих часов (табл. 1). Кроме того и затраты на капитальный ремонт газовой турбины, учитывая стоимость запчастей и материалов, значительно выше.

Полный капремонт газовой турбины — значительно более сложный процесс, чем капремонт необходимый газовому двигателю. Ремонт газовой турбины можно выполнить только на заводе-изготовителе. Более того, для ремонта газовой турбины требуются довольно дорогие запчасти, что увеличивает его стоимость. Все эти факторы увеличивают время простоя газовой турбины по сравнению с газовым двигателем. Затраты на материалы и запчасти необходимые для выполнения капитального ремонта при использовании газового двигателя также заметно ниже.

Таблица №1: Интервалы техобслуживания

Ремонтные работы, интервал (часы) Турбины, авиационные и малые промышленные Турбины, промышленные Газопоршневой двигатель
Ремонт камеры сгорания 5 000 10 000
Средний ремонт Ремонт турбины и камеры сгорания Ремонт головок цилиндров
10 000 15 000 30 000
Капитальный ремонт 20 000 30 000 60 000

В-пятых, необходимо упомянуть довольно низкие капиталовложения.

Опираясь на данные расчётов видно, что удельные капиталовложения (Евро/кВт) для производства тепловой и электрической энергии с использованием газопоршневых двигателей ниже. Это их явное преимущество неоспоримо применительно к мощностям до 30 МВт. Таким образом, ТЭЦ мощность которой 10 МВт, оборудованная газопоршневыми двигателями обойдется примерно в 7,5 миллионов ?, если же использоват газовые турбины, то затраты возрастут до 9,5 миллионов ? (рис. 3).

Также важно учитывать, что давление газа в газопроводной сети, как правило, не превышает 4-х атмосфер, что вполне достаточно для работы газового двигателя. А для работы газовой турбины давление подаваемого газа должно быть не меньше 6-10 атмосфер. Таким образом, в случае использования на станции газовой турбины в роли силового агрегата возникает необходимость в установке еще и газовой компрессорной станции, что приводит к дополнительному увеличению капиталовложений.

Рис. 3. Объемы капитальных вложений в ТЭЦ с разными силовыми агрегатами.

Объемы капитальных вложений

Таблица №2: Преимущества и недостатки газовой турбины и поршневого двигателя

Характеристики газовая турбина поршневой двигатель
Мощность единичной машины 0.25 — 300 МВт (э) 0.2 — 20 МВт (э)
Общий КПД 65-87% 70-92%
Преимущества Отсутствие водяной системы охлаждения.
Гибкость в выборе топлива.
Низкая эмиссия вредных веществ.
Работа установки на нескольких видах топлива.
Солидный ресурс.
Достаточно большая возможная единичная мощность.
Наивысшая производительность.
Эффективная работа при малой нагрузке (от 30% до 100%).
Относительно низкий уровень начальных инвестиций за 1 кВт(э).
Широкая линейка моделей по выходной мощности (от 4 кВт).
Возможность автономной работы.
Быстрый запуск (от 15 с, газовым турбинам требуется 0.5-2 ч).
Настоящая гибкость в выборе топлива.
Преобладание производства электроэнергии.
Малые размеры — низкие инвестиционные затраты.
Работа с малым давлением газа (ниже 1 бара).
Относительно простой капитальный ремонт.
Солидный ресурс.
Возможность кластеризации (параллельная работа нескольких установок).
Работа установки на нескольких видах топлива.
Недостатки Нижний порог эффективного применения (от 5 МВт электроэнергии).
Производительность ниже, чем у поршневых двигателей.
Высокий уровень шума.
Требуется подготовка топлива (очистка, осушка, компрессия).
Низкая эффективность при неполной загрузке.
Длительный период запуска (0.5 -2 часа).
Сложный и дорогой капитальный ремонт.
Если тепло не используется, то требуется охлаждение.
Высокий уровень (низкочастотного) шума.
Высокое соотношение вес/выходная мощность.
Относительно малая мощность единичной машины.

14 Декабря 2016 г.

Программирование сайта —
Сайтмедиа

© 2007–2024 «Газовик». Все права защищены.
Использование материалов сайта без разрешения владельца запрещено и будет преследоваться по закону.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *