Prinsippet for drift av GTU. Hvordan er effektiviteten til gassturbiner og CCGT-er forskjellig for innenlandske og utenlandske kraftverk Hvordan korrelerer kraften til kraftenhetene til kraftverkene og omgivelsestemperaturen
Gritsyna V.P.
I forbindelse med den flere veksten av elektrisitetspriser i Russland, vurderer mange bedrifter bygging av egne lavkapasitets kraftverk. I en rekke regioner utvikles programmer for bygging av små eller mini termiske kraftverk, spesielt som erstatning for utdaterte kjelehus. Ved et nytt lite kraftvarmeverk med en drivstoffutnyttelse på opptil 90 % med full bruk av kroppen i produksjon og til oppvarming, kan kostnaden for mottatt strøm være betydelig lavere enn kostnaden for strøm mottatt fra kraftnettet.
Når man vurderer prosjekter for bygging av små termiske kraftverk, blir kraftingeniører og spesialister fra bedrifter styrt av indikatorene oppnådd i den store kraftindustrien. Kontinuerlig forbedring av gassturbiner (GTU) for bruk i storskala kraftproduksjon har gjort det mulig å øke effektiviteten til 36 % eller mer, og bruken av en kombinert damp-gass-syklus (CCGT) har økt den elektriske effektiviteten til TPP-er til 54 % -57 %.
I småskala kraftproduksjon er det imidlertid uhensiktsmessig å vurdere muligheten for å bruke komplekse ordninger med kombinerte sykluser av CCGT for elektrisitetsproduksjon. I tillegg taper gassturbiner, sammenlignet med gassmotorer, som drivenheter for elektriske generatorer, betydelig når det gjelder effektivitet og ytelse, spesielt ved lave effekter (mindre enn 10 MW). Siden i vårt land verken gassturbiner eller gassstempelmotorer ennå har vært mye brukt i småskala stasjonær kraftproduksjon, er valget av en spesifikk teknisk løsning et betydelig problem.
Denne problemstillingen er også relevant for storskala energi, dvs. for kraftsystemer. I moderne økonomiske forhold, i mangel av midler til bygging av store kraftverk på foreldede prosjekter, som allerede kan tilskrives det innenlandske prosjektet til en 325 MW CCGT, designet for 5 år siden. Energisystemer og RAO UES i Russland bør være spesielt oppmerksom på utviklingen av småskala kraftproduksjon, ved hvis anlegg nye teknologier kan testes, som vil gjøre det mulig å starte gjenopplivingen av innenlandske turbin- og maskinbyggingsanlegg og deretter bytte til store kapasiteter.
Det siste tiåret er det bygget store diesel- eller gassmotorvarmekraftverk med en kapasitet på 100-200 MW i utlandet. Den elektriske effektiviteten til diesel- eller gassdrevne kraftverk (DTPP) når 47 %, som overgår ytelsen til gassturbiner (36 %-37 %), men er dårligere enn CCGT (51 %-57 %). CCGT-kraftverk inkluderer et stort utvalg utstyr: en gassturbin, en spillvarmedampkjel, en dampturbin, en kondensator, et vannbehandlingssystem (pluss en boosterkompressor hvis naturgass med lavt eller middels trykk brennes. Dieselgeneratorer kan kjøres på tungt drivstoff, som er 2 ganger billigere enn gassturbindrivstoff og kan operere på lavtrykksgass uten bruk av boosterkompressorer.Ifølge S.E.M.T. PIELSTICK er totalkostnaden over 15 år for drift av en dieselkraftenhet med en kapasitet på 20 MW er 2 ganger mindre enn for et gassturbin termisk kraftverk med samme kapasitet ved bruk av flytende brensel av begge kraftverkene.
En lovende russisk produsent av dieselkraftenheter opptil 22 MW er Bryansk Machine-Building Plant, som tilbyr kundene kraftenheter med økt effektivitet på opptil 50 % for drift både på tungt drivstoff med en viskositet på opptil 700 cSt ved 50 C og et svovelinnhold på opptil 5 %, og for drift på gassformig drivstoff.
Alternativet med et stort termisk dieselkraftverk kan være å foretrekke fremfor et gassturbinkraftverk.
I småskala kraftproduksjon, med enhetskapasiteter på mindre enn 10 MW, er fordelene med moderne dieselgeneratorer enda mer uttalte.
La oss vurdere tre varianter av termiske kraftverk med gassturbinanlegg og gassstempelmotorer.
Drivstoffutnyttelsesfaktoren for de to første alternativene for kraftverk (med ulik elektrisk virkningsgrad) på grunn av varmetilførsel kan nå 80 % -94 %, både for gassturbiner og for motordrift.
Lønnsomheten til alle varianter av kraftverk avhenger av påliteligheten og effektiviteten, først og fremst av det "første trinnet" - stasjonen til den elektriske generatoren.
Entusiaster for bruk av små gassturbiner kjemper for utbredt bruk, og legger merke til den høyere effekttettheten. For eksempel, i [1] er det rapportert at Elliot Energy Systems (i 1998-1999) bygger et distribusjonsnettverk med 240 distributører i Nord-Amerika som tilbyr ingeniør- og servicestøtte for salg av "mikro" gassturbiner. Strømnettet bestilte en turbin på 45 kW som skulle være klar for levering i august 1998. Den opplyste også at den elektriske virkningsgraden til turbinen var så høy som 17 %, og bemerket at gassturbiner var mer pålitelige enn dieselgeneratorer.
Dette utsagnet er nøyaktig det motsatte!
Hvis du ser på Tabell. 1. så vil vi se at i et så bredt område fra hundrevis av kW til titalls MW, er virkningsgraden til motordriften 13 % -17 % høyere. Den angitte ressursen til motordriften til selskapet "Vyartsilya" betyr en garantert ressurs frem til en fullstendig overhaling. Ressursen til nye gassturbiner er en beregnet ressurs, bekreftet av tester, men ikke av statistikk over arbeid i reell drift. I følge en rekke kilder er ressursen til gassturbiner 30-60 tusen timer med en nedgang med en reduksjon i kraft. Ressursen til dieselmotorer av utenlandsk produksjon er 40-100 tusen timer eller mer.
Tabell 1
De viktigste tekniske parameterne for elektriske generatordrifter
G-gassturbinkraftverk, D-gass-stempelgeneratoranlegg i Vartsila.
D - diesel fra Gazprom-katalogen
* Minimumsverdien for det nødvendige trykket til drivstoffgassen = 48 ATA!!
Ytelsesegenskaper
Elektrisk effektivitet (og kraft) I følge Värtsilä-data, når belastningen reduseres fra 100 % til 50 %, endres effektiviteten til en elektrisk generator drevet av en gassmotor lite.
Effektiviteten til en gassmotor endres praktisk talt ikke opp til 25 °C.
Kraften til gassturbinen faller jevnt fra -30°C til +30°C.
Ved temperaturer over 40 °C er reduksjonen i gassturbineffekt (fra nominell) 20 %.
Starttid gassmotor fra 0 til 100 % belastning er mindre enn ett minutt og nødsituasjon på 20 sekunder. Det tar ca. 9 minutter å starte en gassturbin.
Gassforsyningstrykk for en gassturbin bør det være 16-20 bar.
Gasstrykket i nettverket for en gassmotor kan være 4 bar (abs) og til og med 1,15 bar for en 175 SG-motor.
Investeringer ved et termisk kraftverk med en kapasitet på rundt 1 MW, ifølge Vartsila-spesialister, utgjør de 1400 dollar/kW for et gassturbinanlegg og 900 dollar/kW for et gassstempelkraftverk.
Kombinert syklusapplikasjon ved små kraftvarmeverk er det upraktisk å installere en ekstra dampturbin, siden det dobler antall termisk og mekanisk utstyr, arealet til turbinhallen og antall vedlikeholdspersonell med en økning i kraften bare 1,5 ganger.
Med en reduksjon i kapasiteten til CCGT fra 325 MW til 22 MW, ifølge dataene fra NPP "Mashproekt"-anlegget (Ukraina, Nikolaev), synker fronteffektiviteten til kraftverket fra 51,5% til 43,6%.
Effektiviteten til en dieselkraftenhet (som bruker gassdrivstoff) med en kapasitet på 20-10 MW er 43,3%. Det skal bemerkes at om sommeren, ved en CHPP med en dieselenhet, kan varmtvannsforsyning gis fra motorens kjølesystem.
Beregninger på konkurranseevnen til kraftverk basert på gassmotorer viste at kostnaden for elektrisitet ved små (1-1,5 MW) kraftverk er omtrent 4,5 cent / kWh), og for det store 32-40 MW gassdrevne anlegg 3, 8 US øre/kWh
Ifølge en lignende beregningsmetode koster elektrisitet fra et kondenserende atomkraftverk omtrent 5,5 amerikanske cent/kWh. , og kull IES ca 5,9 cent. US/kWh Sammenlignet med en kullfyrt CPP, genererer et anlegg med gassmotorer strøm 30 % billigere.
Kostnaden for elektrisitet produsert av mikroturbiner, ifølge andre kilder, er estimert til mellom $0,06 og $0,10/kWh
Forventet pris for en komplett 75 kW gassturbingenerator (US) er $40 000, som tilsvarer enhetskostnaden for større (mer enn 1000 kW) kraftverk. Den store fordelen med kraftenheter med gassturbiner er deres mindre dimensjoner, 3 eller flere ganger mindre vekt.
Det skal bemerkes at enhetskostnadene for russiskproduserte elektriske generatorsett basert på bilmotorer med en kapasitet på 50-150 kW kan være flere ganger mindre enn de nevnte turboblokkene (USA), gitt serieproduksjonen av motorer og den lavere materialkostnader.
Her er meningen fra danske eksperter som vurderer deres erfaring med implementering av små kraftverk.
"Investering i et ferdig nøkkelferdig naturgass-kraftvarmeverk med en kapasitet på 0,5-40 MW er 6,5-4,5 millioner danske kroner per MW (1 krone var omtrent lik 1 rubel sommeren 1998) Kombikraftvarmeanlegg under 50 MW vil oppnå en elektrisk virkningsgrad på 40-44%.
Driftskostnadene for smøreoljer, vedlikehold og personell ved kraftvarmeverket når 0,02 kr per 1 kWh produsert av gassturbiner. Ved kraftvarmeverk med gassmotor er driftskostnadene ca 0,06 dat. kroner per 1 kWh. Med dagens strømpriser i Danmark oppveier den høye ytelsen til gassmotorer mer enn de høyere driftskostnadene.
Danske spesialister tror at de fleste kraftvarmeverk under 10 MW vil være utstyrt med gassmotorer i årene som kommer."
konklusjoner
De ovennevnte estimatene, ser det ut til, viser utvetydig fordelene med en motordrift ved lav effekt av kraftverk.
For øyeblikket overstiger imidlertid ikke kraften til den foreslåtte russiskproduserte motordriften på naturgass effekten på 800 kW-1500 kW (RUMO-anlegg, N-Novgorod og Kolomna Machine Plant), og flere anlegg kan tilby turbodrifter på høyere makt.
To fabrikker i Russland: plant im. Klimov (St. Petersburg) og Perm Motors er klare til å levere komplette kraftenheter av mini-CHP med spillvarmekjeler.
Når det gjelder organisering av et regionalt servicesenter, kan problemer med vedlikehold og reparasjon av små turbiner av turbiner løses ved å erstatte turbinen med en backup om 2-4 timer og dens videre reparasjon i fabrikkforholdene til det tekniske senteret.
Effektiviteten til gassturbiner kan for tiden økes med 20-30 % ved å påføre kraftinjeksjon av damp i en gassturbin (STIG-syklus eller damp-gass-syklus i en turbin). Tidligere år ble denne tekniske løsningen testet i fullskala fullskala felttester av Vodoley kraftverk i Nikolaev (Ukraina) av Mashproekt Research and Production Enterprise og Zarya Production Association, som gjorde det mulig å øke kraften til turbinen enhet fra 16 til 25 MW og effektiviteten ble økt fra 32,8 % til 41,8 %.
Ingenting hindrer oss i å overføre denne erfaringen til mindre kapasiteter og dermed implementere en CCGT i serielevering. I dette tilfellet er den elektriske virkningsgraden sammenlignbar med den for dieselmotorer, og den spesifikke effekten øker så mye at kapitalkostnadene kan bli 50 % lavere enn i et gassmotordrevet kraftvarmeverk, noe som er svært attraktivt.
Denne gjennomgangen ble utført for å vise: at når man vurderer alternativer for bygging av kraftverk i Russland, og enda mer instruksjonene for å lage et program for bygging av kraftverk, er det nødvendig å ikke vurdere individuelle alternativer som designer organisasjoner kan tilby, men et bredt spekter av problemer som tar hensyn til evnene og interessene til innenlandske og regionale produsenter utstyr.
Litteratur
1. Power Value, Vol.2, No.4, juli/august 1998, USA, Ventura, CA.
Den lille turbinmarkedsplassen
Stan Price, Northwest Energy Efficiency Council, Seattle, Washington og Portland, Oregon
2. Nye retninger for energiproduksjon i Finland
ASKO VUORINEN, Assoc. tech. Sciences, Vartsila NSD Corporation JSC, "ENERGETIK" -11.1997. side 22
3. Fjernvarme. Forskning og utvikling av teknologi i Danmark. Energidepartementet. Energiadministrasjonen, 1993
4. DIESELKRAFTVERK. S.E.M.T. PIELSTIKK. POWERTEK 2000 utstillingsprospekt, 14.–17. mars 2000
5. Kraftverk og elektriske enheter anbefalt for bruk ved OAO GAZPROMs anlegg. KATALOG. Moskva 1999
6. Dieselkraftverk. Prospekt av OAO "Bryansk Machine-Building Plant". 1999 Utstillingsbrosjyre POWERTEK 2000/
7. NK-900E Block-modulært termisk kraftverk. OJSC Samara Scientific and Technical Complex oppkalt etter V.I. N.D. Kuznetsova. Utstillingsbrosjyre POWERTEK 2000
Termisk turbin med konstant virkning, der den termiske energien til komprimert og oppvarmet gass (vanligvis drivstoffforbrenningsprodukter) omdannes til mekanisk rotasjonsarbeid på en aksel; er et strukturelt element i en gassturbinmotor.
Oppvarming av komprimert gass skjer som regel i forbrenningskammeret. Det er også mulig å foreta oppvarming i en atomreaktor etc. Gassturbiner dukket opp første gang på slutten av 1800-tallet. som en gassturbinmotor og designmessig nærmet de seg en dampturbin. Strukturelt sett er en gassturbin en rekke ordnet arrangerte faste bladkanter på dyseapparatet og roterende kanter på løpehjulet, som som et resultat danner en strømningsdel. Turbintrinnet er et dyseapparat kombinert med et løpehjul. Scenen består av en stator, som inkluderer stasjonære deler (hus, dyseblader, skjermringer), og en rotor, som er et sett med roterende deler (som rotorblader, skiver, aksel).
Klassifiseringen av en gassturbin utføres i henhold til mange designfunksjoner: i retning av gasstrømmen, antall trinn, metoden for å bruke varmeforskjellen og metoden for å tilføre gass til pumpehjulet. I retning av gasstrømmen kan gassturbiner skilles mellom aksiale (den vanligste) og radiale, samt diagonale og tangentielle. I aksiale gassturbiner transporteres strømmen i meridionaldelen hovedsakelig langs hele turbinens akse; i radielle turbiner, tvert imot, er den vinkelrett på aksen. Radialturbiner er delt inn i sentripetal og sentrifugal. I en diagonal turbin strømmer gassen i en eller annen vinkel til turbinens rotasjonsakse. Løpehjulet til en tangentiell turbin har ingen blader; slike turbiner brukes ved svært lave gassstrømningshastigheter, vanligvis i måleinstrumenter. Gassturbiner er enkelt-, dobbelt- og flertrinns.
Antall trinn bestemmes av mange faktorer: formålet med turbinen, dens designskjema, den totale kraften og utviklet av ett trinn, samt det aktiverte trykkfallet. I henhold til metoden for å bruke den tilgjengelige varmeforskjellen, skilles turbiner med hastighetstrinn, der bare strømmen snur seg i pumpehjulet, uten trykkendring (aktive turbiner), og turbiner med trykktrinn, der trykket synker både i dyseapparat og på rotorbladene (jetturbiner). I partielle gassturbiner tilføres gass til pumpehjulet langs en del av omkretsen av dyseapparatet eller langs hele dets omkrets.
I en flertrinnsturbin består energikonverteringsprosessen av en rekke suksessive prosesser i enkelttrinn. Komprimert og oppvarmet gass tilføres mellombladkanalene til dyseapparatet med en starthastighet, hvor en del av det tilgjengelige varmefallet omdannes til den kinetiske energien til utstrømningsstrålen under ekspansjonsprosessen. Ytterligere utvidelse av gassen og omdannelsen av varmefallet til nyttig arbeid skjer i løpehjulets mellombladkanaler. Gasstrømmen, som virker på rotorbladene, skaper et dreiemoment på turbinens hovedaksel. I dette tilfellet synker den absolutte hastigheten til gassen. Jo lavere denne hastigheten er, desto større del av gassenergien omdannes til mekanisk arbeid på turbinakselen.
Effektivitet karakteriserer effektiviteten til gassturbiner, som er forholdet mellom arbeidet som fjernes fra akselen og tilgjengelig gassenergi foran turbinen. Den effektive effektiviteten til moderne flertrinnsturbiner er ganske høy og når 92-94%.
Prinsippet for drift av en gassturbin er som følger: gass sprøytes inn i forbrenningskammeret av en kompressor, blandes med luft, danner en drivstoffblanding og antennes. De resulterende forbrenningsproduktene med høy temperatur (900-1200 °C) passerer gjennom flere rader med blader montert på turbinakselen og får turbinen til å rotere. Den resulterende mekaniske energien til akselen overføres gjennom en girkasse til en generator som genererer elektrisitet.
Termisk energi gasser som forlater turbinen kommer inn i varmeveksleren. Dessuten, i stedet for å produsere elektrisitet, kan den mekaniske energien til turbinen brukes til å drive ulike pumper, kompressorer osv. Det mest brukte drivstoffet for gassturbiner er naturgass, selv om dette ikke kan utelukke muligheten for å bruke andre typer gassformig brensel . Men samtidig er gassturbiner veldig lunefulle og stiller høye krav til kvaliteten på forberedelsen (visse mekaniske inneslutninger, fuktighet er nødvendig).
Temperaturen på gasser som forlater turbinen er 450-550 °C. Det kvantitative forholdet mellom termisk energi og elektrisk energi i gassturbiner varierer fra 1,5: 1 til 2,5: 1, noe som gjør det mulig å bygge kraftvarmesystemer som er forskjellige i type kjølevæske:
1) direkte (direkte) bruk av varme eksosgasser;
2) produksjon av lav- eller middels trykkdamp (8-18 kg/cm2) i en ekstern kjele;
3) produksjon av varmt vann (bedre når den nødvendige temperaturen overstiger 140 °C);
4) produksjon av høytrykksdamp.
Et stort bidrag til utviklingen av gassturbiner ble gitt av sovjetiske forskere B. S. Stechkin, G. S. Zhiritsky, N. R. Briling, V. V. Uvarov, K. V. Kholshchevikov, I. I. Kirillov og andre. opprettelsen av gassturbiner for stasjonære og mobile gassturbinanlegg ble oppnådd av utenlandske anlegg selskaper (det sveitsiske Brown-Boveri, der den berømte slovakiske vitenskapsmannen A. Stodola jobbet, og Sulzer, det amerikanske General Electric, etc.).
I fremtiden avhenger utviklingen av gassturbiner av muligheten for å øke gasstemperaturen foran turbinen. Dette skyldes etableringen av nye varmebestandige materialer og pålitelige kjølesystemer for rotorblader med en betydelig forbedring av strømningsbanen, etc.
Takket være den omfattende overgangen på 1990-tallet. naturgass som hoveddrivstoff for kraftproduksjon, har gassturbiner okkupert et betydelig segment av markedet. Til tross for at den maksimale effektiviteten til utstyret oppnås ved kapasiteter fra 5 MW og høyere (opptil 300 MW), produserer noen produsenter modeller i 1-5 MW-området.
Gassturbiner brukes i luftfart og kraftverk.
- Forrige: GASSANALYSER
- Følgende: GASSMOTOR
Artikkelen beskriver hvordan effektiviteten til den enkleste gassturbinen beregnes, tabeller over forskjellige gassturbiner og kombianlegg er gitt for å sammenligne deres effektivitet og andre egenskaper.
Når det gjelder industriell bruk av gassturbin- og dampgassteknologier, har Russland ligget langt bak de avanserte landene i verden.
Verdensledere innen produksjon av høykapasitets gass og kraftverk med kombinert syklus: GE, Siemens Wistinghouse, ABB - oppnådde verdier for enhetseffekt for gassturbinanlegg på 280-320 MW og en effektivitet på over 40 %, med en ved bruk av dampkraftoverbygning i en kombinert syklus (også kalt binær) - kapasiteter på 430-480 MW med effektivitet opptil 60%. Hvis du har spørsmål om påliteligheten til CCGT - så les artikkelen.
Disse imponerende tallene tjener som benchmarks for å bestemme utviklingsveiene for kraftingeniørindustrien i Russland.
Hvordan bestemmes effektiviteten til en gassturbin?
Her er et par enkle formler for å vise hva effektiviteten til et gassturbinanlegg er:
Turbin intern kraft:
- Nt = Gex * Lt, hvor Lt er driften av turbinen, Gex er strømningshastigheten til eksosgasser;
GTU intern strøm:
- Ni gtu \u003d Nt - Nk, der Nk er den interne kraften til luftkompressoren;
GTU effektiv kraft:
- Nef \u003d Ni gtu * Effektivitetsmekanisme, effektivitetsmekanisme - effektivitet forbundet med mekaniske tap i lagre, kan tas 0,99
Elektrisk energi:
- Nel \u003d Ne * effektivitet f.eks. der effektivitet f.eks. er effektiviteten forbundet med tap i den elektriske generatoren, kan vi ta 0,985
Tilgjengelig drivstoffvarme:
- Qsp = Gtop * Qrn, der Gref - drivstofforbruk, Qrn - den laveste brennverdien til drivstoffet
Absolutt elektrisk effektivitet for et gassturbinanlegg:
- Effektivitet \u003d Nel / Q dist
CCGT-effektivitet er høyere enn GTU-effektivitet siden kombianlegget bruker varmen fra gassturbinens eksosgasser. En spillvarmekjele er installert bak gassturbinen, hvor varmen fra gassturbinens eksosgasser overføres til arbeidsvæsken (matevann), den genererte dampen sendes til dampturbinen for å generere elektrisitet og varme.
Les også: Hvordan velge et gassturbinanlegg for et CCGT-anlegg
CCGT-effektivitet er vanligvis representert ved forholdet:
- PGU effektivitet \u003d GTU effektivitet * B + (1-GTU effektivitet * B) * PSU effektivitet
B er graden av binaritet i syklusen
Effektivitet PSU - Effektiviteten til et dampkraftverk
- B = Qks/(Qks+Qku)
Qks er varmen fra drivstoff som brennes i forbrenningskammeret til en gassturbin
Qku - varme av ekstra brensel brent i spillvarmekjelen
Samtidig bemerkes det at hvis Qku = 0, så er B = 1, det vil si at installasjonen er fullstendig binær.
Påvirkning av graden av binaritet på CCGT-effektiviteten
| B | GTU effektivitet | PSU effektivitet | CCGT-effektivitet |
| 1 | 0,32 | 0,3 | 0,524 |
| 1 | 0,36 | 0,32 | 0,565 |
| 1 | 0,36 | 0,36 | 0,590 |
| 1 | 0,38 | 0,38 | 0,612 |
| 0,3 | 0,32 | 0,41 | 0,47 |
| 0,4 | 0,32 | 0,41 | 0,486 |
| 0,3 | 0,36 | 0,41 | 0,474 |
| 0,4 | 0,36 | 0,41 | 0,495 |
| 0,3 | 0,36 | 0,45 | 0,51 |
| 0,4 | 0,36 | 0,45 | 0,529 |
La oss sekvensielt presentere tabeller med egenskapene til effektiviteten til gassturbiner og etter dem indikatorene for CCGT med disse gassmotorene, og sammenligne effektiviteten til en individuell gassturbin og effektiviteten til CCGT.
Kjennetegn på moderne kraftige gassturbiner
ABB gassturbiner
| Karakteristisk | GTU-modell | |
| GT26GTU med ettervarme | GT24GTU med ettervarme | |
| ISO effekt MW | 265 | 183 |
| effektivitet % | 38,5 | 38,3 |
| 30 | 30 | |
| 562 | 391 | |
| 1260 | 1260 | |
| 610 | 610 | |
| 50 | 50 | |
Kombianlegg med ABB gassturbiner
GE gassturbiner
| Karakteristisk | GTU-modell | |||
| MS7001FA | MS9001FA | MS7001G | MS9001G | |
| ISO effekt MW | 159 | 226,5 | 240 | 282 |
| effektivitet % | 35,9 | 35,7 | 39,5 | 39,5 |
| Kompressor trykkforhold | 14,7 | 14,7 | 23,2 | 23,2 |
| Forbruk av arbeidsvæske ved GTU eksos kg/s | 418 | 602 | 558 | 685 |
| Starttemperatur, foran arbeidsbladene 1 ss. FRA | 1288 | 1288 | 1427 | 1427 |
| Temperaturen til arbeidsvæsken ved eksosen C | 589 | 589 | 572 | 583 |
| Generatorhastighet 1/s | 60 | 50 | 60 | 50 |
Les også: Hvorfor bygge kombinert syklus termiske kraftverk? Hva er fordelene med kombianlegg.
Kombianlegg med GE gassturbiner
| Karakteristisk | GTU-modell | |||
| MS7001FA | MS9001FA | MS7001G | MS9001G | |
| Sammensetningen av gassturbindelen av CCGT | 1хMS7001FA | 1хMS9001FA | 1хMS9001G | 1xMS9001H |
| CCGT-modell | S107FA | S109FA | S109G | S109H |
| CCGT-effekt MW | 259.7 | 376.2 | 420.0 | 480.0 |
| CCGT-effektivitet % | 55.9 | 56.3 | 58.0 | 60.0 |
Siemens gassturbiner
| Karakteristisk | GTU-modell | |||
| V64.3A | V84.3A | V94.3A | ||
| ISO effekt MW | 70 | 170 | 240 | |
| effektivitet % | 36,8 | 38 | 38 | |
| Kompressor trykkforhold | 16,6 | 16,6 | 16,6 | |
| Forbruk av arbeidsvæske ved GTU eksos kg/s | 194 | 454 | 640 | |
| Starttemperatur, foran arbeidsbladene 1 ss. FRA | 1325 | 1325 | 1325 | |
| Temperaturen til arbeidsvæsken ved eksosen C | 565 | 562 | 562 | |
| Generatorhastighet 1/s | 50/60 | 60 | 50 | |
Kombianlegg med Siemens gassturbiner
Westinghouse-Mitsubishi-Fiat gassturbiner
| Karakteristisk | GTU-modell | ||||
| 501F | 501G | 701F | 701G1 | 701G2 | |
| ISO effekt MW | 167 | 235,2 | 251,1 | 271 | 308 |
| effektivitet % | 36,1 | 39 | 37 | 38,7 | 39 |
| Kompressor trykkforhold | 14 | 19,2 | 16,2 | 19 | 21 |
| Forbruk av arbeidsvæske ved GTU eksos kg/s | 449,4 | 553,4 | 658,9 | 645 | 741 |
| Starttemperatur, foran arbeidsbladene 1 ss. FRA | 1260 | 1427 | 1260 | 1427 | 1427 |
| Temperaturen til arbeidsvæsken ved eksosen C | 596 | 590 | 569 | 588 | 574 |
| Generatorhastighet 1/s | 60 | 60 | 50 | 50 | 50 |
Som en diesel- eller bensinmotor, er en gassturbin en forbrenningsmotor med en inntaks-kompresjon-forbrenning (ekspansjon)-eksos arbeidssyklus. Men den grunnleggende bevegelsen er vesentlig annerledes. Arbeidskroppen til en gassturbin roterer, og i en stempelmotor beveger den seg frem og tilbake.
Arbeidsprinsippet til en gassturbin er vist i figuren nedenfor. Først komprimeres luften av kompressoren, deretter føres den komprimerte luften inn i forbrenningskammeret. Her produserer drivstoffet, som brenner kontinuerlig, gasser med høy temperatur og trykk. Fra forbrenningskammeret presser gassen, som ekspanderer i turbinen, på bladene og roterer turbinrotoren (en aksel med løpehjul i form av skiver som bærer rotorblader), som igjen roterer kompressorakselen. Den gjenværende energien fjernes gjennom arbeidsakselen.
Funksjoner av gassturbiner
Typer av gassturbiner etter design og formål
Den mest grunnleggende typen gassturbin er jetthrusteren, som også er den enkleste i design.
Denne motoren er egnet for fly som flyr i høy hastighet og brukes i supersoniske fly og jetjagere.
Denne typen har en egen turbin bak turbojeten som snurrer en stor vifte foran. Denne viften øker luftstrømmen og trekk.
Denne typen er stillegående og økonomisk ved subsoniske hastigheter, og det er derfor gassturbiner av denne typen brukes til passasjerflymotorer.
Denne gassturbinen leverer kraft som dreiemoment, der turbinen og kompressoren deler en felles aksel. En del av den nyttige kraften til turbinen går til rotasjonen av kompressorakselen, og resten av energien overføres til arbeidsakselen.
Denne typen brukes når en konstant rotasjonshastighet er nødvendig, for eksempel som en generatordrift.
I denne typen plasseres den andre turbinen etter gassgeneratorturbinen og rotasjonskraften overføres til den av strålen. Denne bakre turbinen kalles kraftturbinen. Siden akslene til kraftturbinen og kompressoren ikke er mekanisk koblet, er rotasjonshastigheten til arbeidsakselen fritt justerbar. Egnet som en mekanisk drivenhet med et bredt spekter av rotasjonshastigheter.
Denne typen er mye brukt i propelldrevne fly og helikoptre, så vel som i applikasjoner som pumpe/kompressordrift, marine hovedmotorer, generatordrift, etc.
Hva er GREEN-serien gassturbin?
Prinsippet som Kawasaki har fulgt i gassturbinbransjen siden utviklingen av vår første gassturbin i 1972 har gjort det mulig for oss å tilby kundene stadig mer avansert utstyr, det vil si mer energieffektivt og miljøvennlig. Ideene som er nedfelt i produktene våre har blitt satt stor pris på av det globale markedet og har tillatt oss å samle referanser for mer enn 10 000 turbiner (i slutten av mars 2014) som en del av standby-generatorer og kraftvarmesystemer.
Kawasaki gassturbiner har alltid vært en stor suksess, og vi har gitt dem det nye navnet "GRØNNE Gassturbiner" for å vise vårt enda større engasjement for dette prinsippet.
Utviklingen av nye typer gassturbiner, den økende etterspørselen etter gass sammenlignet med andre typer drivstoff, store planer fra industrielle forbrukere om å skape sin egen kapasitet forårsaker en økende interesse for gassturbinkonstruksjon.
R Det lille generasjonsmarkedet har store utviklingsmuligheter. Eksperter spår en økning i etterspørselen etter distribuert energi fra 8 % (for øyeblikket) til 20 % (innen 2020). Denne trenden forklares med den relativt lave tariffen for strøm (2-3 ganger lavere enn tariffen for strøm fra sentralnettet). I tillegg, ifølge Maxim Zagornov, et medlem av generalrådet i Delovaya Rossiya, president for Association of Small-scale power generation of the Urals, direktør for MKS-gruppen av selskaper, er liten generasjon mer pålitelig enn nettverket: i ved en ulykke på det eksterne nettet stopper ikke tilførselen av strøm. En ekstra fordel med desentralisert energi er hastigheten på idriftsettelse: 8-10 måneder, i motsetning til 2-3 år for opprettelse og tilkobling av nettverkslinjer.
Denis Cherepanov, medformann i Delovaya Rossiya-komiteen for energi, hevder at fremtiden tilhører sin egen generasjon. I følge Sergei Yesyakov, første nestleder i statsdumaens energikomité, er det når det gjelder distribuert energi i energiforbrukerkjeden, forbrukeren, ikke energisektoren, som er det avgjørende leddet. Med sin egen generering av elektrisitet, erklærer forbrukeren den nødvendige kapasiteten, konfigurasjonene og til og med typen drivstoff, og sparer samtidig prisen på en kilowatt energi mottatt. Eksperter mener blant annet at ytterligere besparelser kan oppnås hvis kraftverket opererer i kraftvarmemodus: den utnyttede termiske energien vil bli brukt til oppvarming. Da vil tilbakebetalingstiden til kraftverket reduseres betydelig.
Det mest aktivt utviklende området for distribuert energi er byggingen av gassturbinkraftverk med lav kapasitet. Gassturbinkraftverk er designet for drift under alle klimatiske forhold som hoved- eller reservekilde for elektrisitet og varme for industri- og husholdningsanlegg. Bruken av slike kraftverk i avsidesliggende områder lar deg få betydelige besparelser ved å eliminere kostnadene ved å bygge og drifte lange kraftlinjer, og i sentrale områder - for å øke påliteligheten til elektrisk og varmeforsyning til både individuelle bedrifter og organisasjoner og territorier som helhet. Vurder noen gassturbiner og gassturbinenheter som tilbys av kjente produsenter for bygging av gassturbinkraftverk på det russiske markedet.
General Electric
GEs vindturbinløsninger er svært pålitelige og egnet for bruk i et bredt spekter av industrier, fra olje og gass til verktøy. Spesielt GE gassturbinenheter fra LM2500-familien med en kapasitet på 21 til 33 MW og en effektivitet på opptil 39% brukes aktivt i liten generasjon. LM2500 brukes som en mekanisk drivenhet og en kraftgeneratordrift, de jobber i kraftverk i enkel, kombinert syklus, kraftvarmemodus, offshoreplattformer og rørledninger.
De siste 40 årene har GE-turbinene i denne serien vært de bestselgende turbinene i sin klasse. Totalt er det installert mer enn 2000 turbiner av denne modellen i verden med en total driftstid på mer enn 75 millioner timer.
Hovedtrekk ved LM2500-turbinene: lett og kompakt design for rask installasjon og enkelt vedlikehold; nå full kraft fra lanseringsøyeblikket på 10 minutter; høy effektivitet (i en enkel syklus), pålitelighet og tilgjengelighet i sin klasse; muligheten for å bruke dual-fuel forbrenningskamre for destillat og naturgass; muligheten for å bruke parafin, propan, koksovnsgass, etanol og LNG som drivstoff; lave NOx-utslipp ved bruk av DLE- eller SAC-forbrenningskamre; pålitelighetsfaktor - mer enn 99%; beredskapsfaktor - mer enn 98%; NOx-utslipp - 15 ppm (DLE-modifikasjon).
For å gi kunder pålitelig støtte gjennom hele livssyklusen til genereringsutstyr, åpnet GE et spesialisert energiteknologisenter i Kaluga. Det tilbyr kundene toppmoderne løsninger for vedlikehold, inspeksjon og reparasjon av gassturbiner. Selskapet har implementert et kvalitetsstyringssystem i henhold til ISO 9001.
Kawasaki Heavy Industries
Det japanske selskapet Kawasaki Heavy Industries, Ltd. (KHI) er et diversifisert ingeniørfirma. En viktig plass i produksjonsprogrammet er inntatt av gassturbiner.
I 1943 skapte Kawasaki Japans første gassturbinmotor og er nå en av verdens anerkjente ledere innen produksjon av gassturbiner med liten og middels kraft, etter å ha samlet referanser for mer enn 11 000 installasjoner.
Med miljøvennlighet og effektivitet som prioritet har selskapet oppnådd stor suksess i utviklingen av gassturbinteknologier og følger aktivt lovende utvikling, blant annet innen nye energikilder som alternativ til fossilt brensel.
Med god erfaring innen kryogene teknologier, teknologier for produksjon, lagring og transport av flytende gasser, forsker og utvikler Kawasaki aktivt innen bruk av hydrogen som drivstoff.
Spesielt har selskapet allerede prototyper av turbiner som bruker hydrogen som tilsetning til metanbrensel. I fremtiden forventes det turbiner som, mye mer energieffektive og absolutt miljøvennlige, vil erstatte hydrokarboner.
GTU Kawasaki GPB-serien er designet for grunnlastdrift, inkludert både parallelle og isolerte nettverksinteraksjonsskjemaer, mens effektområdet er basert på maskiner fra 1,7 til 30 MW.
I modellutvalget er det turbiner som bruker dampinjeksjon for å dempe skadelige utslipp og bruker DLE-teknologi modifisert av selskapets ingeniører.
Elektrisk effektivitet, avhengig av henholdsvis generasjonssyklus og effekt, fra 26,9 % for GPB17 og GPB17D (M1A-17 og M1A-17D turbiner) til 40,1 % for GPB300D (L30A turbin). Elektrisk kraft - fra 1700 til 30 120 kW; termisk kraft - fra 13 400 til 8970 kJ / kWh; avgasstemperatur - fra 521 til 470 °C; eksosforbruk - fra 29,1 til 319,4 tusen m3/t; NOx (ved 15 % O2) - 9/15 ppm for gassturbinene M1A-17D, M7A-03D, 25 ppm for turbinen M7A-02D og 15 ppm for turbinene L20A og L30A.
Når det gjelder effektivitet, er Kawasaki gassturbiner, hver i sin klasse, enten verdensledende eller en av lederne. Den totale termiske effektiviteten til kraftenheter i kraftvarmekonfigurasjoner når 86-87%. Selskapet produserer en rekke GTU-er i dual-fuel (naturgass og flytende drivstoff) versjoner med automatisk veksling. For øyeblikket er tre modeller av gassturbiner mest etterspurt blant russiske forbrukere - GPB17D, GPB80D og GPB180D.
Kawasaki gassturbiner utmerker seg ved: høy pålitelighet og lang levetid; kompakt design, som er spesielt attraktivt når du erstatter utstyr til eksisterende generasjonsanlegg; enkel vedlikehold på grunn av den delte utformingen av kroppen, avtakbare brennere, optimalt plasserte inspeksjonshull, etc., som forenkler inspeksjon og vedlikehold, inkludert av brukerens personell;
Miljøvennlighet og økonomi. Forbrenningskamrene til Kawasaki-turbiner er designet med de mest avanserte teknikkene for å optimere forbrenningsprosessen og oppnå den beste turbineffektiviteten, samt redusere NOx og andre skadelige stoffer i eksosen. Miljøytelsen forbedres også ved bruk av avansert teknologi for undertrykkelse av tørre utslipp (DLE);
Evne til å bruke et bredt spekter av drivstoff. Naturgass, parafin, diesel, type A lette fyringsoljer, samt tilhørende petroleumsgass kan brukes;
Pålitelig ettersalgsservice. Høyt servicenivå, inkludert et gratis online overvåkingssystem (TechnoNet) med rapporter og prognoser, teknisk støtte fra høyt kvalifisert personell, samt bytte av en gassturbinmotor under en større overhaling (GTU nedetid er redusert til 2- 3 uker), osv. .d.
I september 2011 introduserte Kawasaki et toppmoderne forbrenningskammersystem som senker NOx-utslipp til mindre enn 10 ppm for M7A-03-gassturbinmotoren, enda lavere enn gjeldende regelverk krever. En av selskapets designtilnærminger er å lage nytt utstyr som oppfyller ikke bare moderne, men også fremtidige, strengere miljøkrav.
Den svært effektive 5 MW GPB50D-gassturbinen med en Kawasaki M5A-01D-turbin bruker de siste utprøvde teknologiene. Anleggets høye virkningsgrad gjør det optimalt for elektrisitet og kraftvarme. Den kompakte designen til GPB50D er også spesielt fordelaktig ved oppgradering av eksisterende anlegg. Den nominelle elektriske virkningsgraden på 31,9 % er den beste i verden blant 5 MW-anlegg.
M1A-17D-turbinen, gjennom bruk av en original forbrenningskammerdesign med tørrutslippsundertrykkelse (DLE), har utmerket miljøytelse (NOx)< 15 ppm) и эффективности.
Den ultralave vekten til turbinen (1470 kg), den laveste i klassen, skyldes den utbredte bruken av komposittmaterialer og keramikk, som for eksempel løpehjulene er laget av. Keramikk er mer motstandsdyktig mot drift ved høye temperaturer, mindre utsatt for forurensning enn metaller. Gassturbinen har en elektrisk virkningsgrad nær 27 %.
I Russland har Kawasaki Heavy Industries, Ltd. implementert en rekke vellykkede prosjekter i samarbeid med russiske selskaper:
Mini-TPP "Central" i Vladivostok
Etter ordre fra JSC Far Eastern Energy Management Company (JSC DVEUK), ble 5 GTU-er GPB70D (M7A-02D) levert til TPP Tsentralnaya. Stasjonen leverer strøm og varme til forbrukere i den sentrale delen av utviklingen av Russky Island og campus til Far Eastern Federal University. TPP Tsentralnaya er det første kraftanlegget i Russland med Kawasaki-turbiner.
Mini-CHP "Oceanarium" i Vladivostok
Dette prosjektet ble også utført av JSC "DVEUK" for strømforsyning av det vitenskapelige og pedagogiske komplekset "Primorsky Oceanarium" som ligger på øya. To GPB70D gassturbiner ble levert.
GTU produsert av Kawasaki i Gazprom PJSC
Kawasakis russiske partner, MPP Energotekhnika LLC, basert på M1A-17D gassturbin, produserer Korvette 1,7K containerkraftverk for installasjon i åpne områder med et omgivelsestemperaturområde på -60 til + 40 °С.
Innenfor rammen av samarbeidsavtalen ble fem EGTEPS KORVET-1.7K utviklet og satt sammen ved produksjonsanleggene til MPP Energotechnika. Ansvarsområdene til selskapene i dette prosjektet ble fordelt som følger: Kawasaki leverer M1A-17D gassturbinmotor og turbinkontrollsystemer, Siemens AG leverer høyspentgeneratoren. MPP Energotekhnika LLC produserer en blokkbeholder, en eksos- og luftinntaksenhet, et kraftenhetskontrollsystem (inkludert SHUVGM-eksitasjonssystemet), elektrisk utstyr - hoved- og hjelpeutstyr, kompletterer alle systemer, monterer og leverer et komplett kraftverk, og selger også APCS.
EGTES Korvet-1.7K har bestått interdepartementale tester og anbefales brukt ved anleggene til Gazprom PJSC. Gassturbinkraftenheten ble utviklet av MPP Energotechnika LLC i henhold til referansevilkårene til PJSC Gazprom innenfor rammen av Scientific and Technical Cooperation Program til PJSC Gazprom og Japan Natural Resources and Energy Agency.
Turbin for CCGT 10 MW ved NRU MPEI
Kawasaki Heavy Industries Ltd., har produsert og levert et komplett gassturbinanlegg GPB80D med en nominell effekt på 7,8 MW for National Research University "MPEI" som ligger i Moskva. CHP MPEI er en praktisk opplæring og, som genererer elektrisitet og varme i industriell skala, gir dem selve Moscow Power Engineering Institute og leverer dem til forsyningsnettverket i Moskva.
Utvidelse av geografien til prosjekter
Kawasaki, som trakk oppmerksomheten til fordelene ved å utvikle lokal energi i retning av distribuert generasjon, foreslo å begynne å implementere prosjekter ved bruk av gassturbiner med minimumskapasitet.
Mitsubishi Hitachi Power Systems
Modellutvalget til H-25-turbiner presenteres i effektområdet 28-41 MW. Den komplette pakken med turbinproduksjon, inkludert FoU og fjernovervåkingssenter, utføres ved anlegget i Hitachi, Japan av MHPS (Mitsubishi Hitachi Power Systems Ltd.). Dannelsen faller i februar 2014 på grunn av sammenslåingen av de genererende sektorene til de anerkjente lederne innen maskinteknikk Mitsubishi Heavy Industries Ltd. og Hitachi Ltd.
H-25-modeller er mye brukt over hele verden for både enkel syklusdrift på grunn av høy effektivitet (34-37%), og kombinert syklus i 1x1 og 2x1 konfigurasjon med 51-53% effektivitet. Med høytemperaturindikatorer for eksosgasser, har GTU også med suksess vist seg å operere i kraftvarmemodus med en total anleggseffektivitet på mer enn 80 %.
Mange års ekspertise innen produksjon av gassturbiner for et bredt spekter av kapasiteter og en gjennomtenkt design av en enakslet industriturbin utmerker N-25 med høy pålitelighet med en utstyrstilgjengelighetsfaktor på mer enn 99 %. Den totale driftstiden til modellen passerte 6,3 millioner timer i andre halvdel av 2016. Den moderne gassturbinen er laget med en horisontal aksial splitt, som sikrer enkel vedlikehold, samt muligheten for å erstatte deler av den varme banen kl. operasjonsstedet.
Motstrøms rørformet-ringformede forbrenningskammer gir stabil forbrenning på ulike typer drivstoff, som naturgass, diesel, flytende petroleumsgass, røykgasser, koksovnsgass etc. forblanding av gass-luftblandingen (DLN). H-25 gassturbinmotoren er en 17-trinns aksialkompressor koblet til en tre-trinns aktiv turbin.
Et eksempel på pålitelig drift av N-25 GTU ved småskala produksjonsanlegg i Russland er driften som en del av en kraftvarmeenhet for egne behov til JSC Ammonii-anlegget i Mendeleevsk, Republikken Tatarstan. Kogenereringsenheten forsyner produksjonsstedet med 24 MW elektrisitet og 50 t/t damp (390°C / 43 kg/cm3). I november 2017 ble den første inspeksjonen av turbinforbrenningssystemet vellykket utført på stedet, noe som bekreftet pålitelig drift av maskinkomponentene og enhetene ved høye temperaturer.
I olje- og gassektoren ble N-25 GTU-er brukt til å drifte Sakhalin II Onshore Processing Facility (OPF)-området til Sakhalin Energy Investment Company, Ltd. OPF ligger 600 km nord for Yuzhno-Sakhalinsk i landfallsområdet til gassrørledningen til havs og er et av selskapets viktigste anlegg som er ansvarlig for å forberede gass og kondensat for påfølgende rørledningsoverføring til oljeeksportterminalen og LNG-anlegget. Det teknologiske komplekset inkluderer fire N-25 gassturbiner, som har vært i kommersiell drift siden 2008. Kogenerasjonsenheten basert på N-25 GTU er maksimalt integrert i OPF integrert kraftsystem, spesielt varmen fra eksosgassene til turbinen brukes til å varme opp råolje for behovene til oljeraffinering.
Siemens industrielle gassturbingeneratorsett (heretter referert til som GTU) vil bidra til å takle vanskelighetene til det dynamisk utviklende markedet for distribuert generasjon. Gassturbiner med en nominell effekt fra 4 til 66 MW oppfyller fullt ut de høye kravene innen industriell kombinert energiproduksjon, når det gjelder anleggseffektivitet (opptil 90%), driftssikkerhet, servicefleksibilitet og miljøsikkerhet, noe som sikrer lav levetid sykluskostnader og høy avkastning på investeringen. Siemens har mer enn 100 års erfaring med bygging av industrielle gassturbiner og termiske kraftverk basert på dem.
Siemens GTU-er fra 4 til 66 MW brukes av små verktøy, uavhengige kraftprodusenter (f.eks. industrianlegg) og olje- og gassindustrien. Bruk av teknologier for distribuert produksjon av elektrisitet med kombinert generering av termisk energi gjør det mulig å nekte å investere i mange kilometer med kraftledninger, minimere avstanden mellom energikilden og anlegget som forbruker den, og oppnå alvorlige kostnadsbesparelser ved å dekke oppvarming av industribedrifter og infrastrukturanlegg gjennom varmegjenvinning. En standard Mini-TPP basert på en Siemens GTU kan bygges hvor som helst der det er tilgang til en drivstoffkilde eller dens umiddelbare forsyning.
SGT-300 er en industriell gassturbin med en nominell elektrisk effekt på 7,9 MW (se tabell 1), som kombinerer en enkel, pålitelig design med den nyeste teknologien.
Tabell 1. Spesifikasjoner for SGT-300 for mekanisk drift og kraftproduksjon
|
Energiproduksjon |
mekanisk drift |
||
|---|---|---|---|
|
7,9 MW |
8 MW |
9 MW |
|
|
Strøm i ISO |
|||
|
Naturgass / flytende drivstoff / dual fuel og annet drivstoff på forespørsel; Automatisk drivstoffskifte fra hoved til reserve, ved enhver belastning |
|||
|
Oud. varmeforbruk |
11.773 kJ/kWh |
10,265 kJ/kWh |
10,104 kJ/kWh |
|
Kraftturbinhastighet |
5.750 - 12.075 rpm |
5.750 - 12.075 rpm |
|
|
Kompresjonsforhold |
|||
|
Eksosforbruk |
|||
|
Eksostemperatur |
542 °C (1,008 °F) |
491 °C (916 °F) |
512 °C (954 °F) |
|
NOX-utslipp Gassdrivstoff med DLE-system |
|||
1) Elektrisk 2) Aksel montert
Ris. 1. Struktur av SGT-300 gassgenerator
For industriell kraftproduksjon brukes en enkeltakselversjon av SGT-300-gassturbinen (se fig. 1). Den er ideell for kombinert varme- og kraftproduksjon (CHP). SGT-300 gassturbinen er en industriell gassturbin, opprinnelig designet for produksjon og har følgende driftsfordeler for driftsorganisasjoner:
Elektrisk effektivitet - 31%, som i gjennomsnitt er 2-3% høyere enn effektiviteten til gassturbiner med lavere effekt, på grunn av den høyere effektivitetsverdien, oppnås en økonomisk effekt på å spare drivstoffgass;
Gassgeneratoren er utstyrt med et lavutslipps tørt forbrenningskammer ved bruk av DLE-teknologi, som gjør det mulig å oppnå nivåer av NOx- og CO-utslipp som er mer enn 2,5 ganger lavere enn de som er fastsatt av forskriftsdokumenter;
GTP har gode dynamiske egenskaper på grunn av sin enkeltakseldesign og sikrer stabil drift av generatoren i tilfelle svingninger i belastningen til det eksterne tilkoblede nettverket;
Den industrielle utformingen av gassturbinen sikrer lang overhalingstid og er optimal med tanke på organisering av servicearbeid som utføres på driftsstedet;
En betydelig reduksjon i bygningens fotavtrykk, samt investeringskostnader, inkludert kjøp av anleggsomfattende mekanisk og elektrisk utstyr, installasjon og igangkjøring, ved bruk av en løsning basert på SGT-300 (fig. 2).
Ris. 2. Vekt- og størrelsesegenskaper til SGT-300-blokken
Den totale driftstiden til den installerte flåten til SGT-300 er mer enn 6 millioner timer, med driftstiden til den ledende GTUen 151 tusen timer Tilgjengelighet/tilgjengelighetsforhold - 97,3%, pålitelighetsforhold - 98,2%.
OPRA (Nederland) er en ledende leverandør av energisystemer basert på gassturbiner. OPRA utvikler, produserer og markedsfører toppmoderne gassturbinmotorer rundt 2 MW. Hovedaktiviteten til selskapet er produksjon av elektrisitet til olje- og gassindustrien.
Den pålitelige OPRA OP16-motoren gir høyere ytelse til lavere kostnader og lengre levetid enn noen annen turbin i sin klasse. Motoren går på flere typer flytende og gassformig brensel. Det er en modifikasjon av brennkammeret med redusert innhold av forurensninger i eksosen. OPRA OP16 1,5-2,0 MW kraftverk vil være en pålitelig assistent under tøffe driftsforhold.
OPRA gassturbiner er det perfekte utstyret for kraftproduksjon i off-grid elektriske og småskala kraftvarmesystemer. Designet av turbinen har vært under utvikling i mer enn ti år. Resultatet er en enkel, pålitelig og effektiv gassturbinmotor, inkludert en lavutslippsmodell.
Et særtrekk ved teknologien for å konvertere kjemisk energi til elektrisk energi i OP16 er COFAR patenterte drivstoffblanding forberedelse og forsyningskontrollsystem, som gir forbrenningsmoduser med minimal dannelse av nitrogen og karbonoksider, samt et minimum av uforbrente drivstoffrester. Den patenterte geometrien til radialturbinen og den generelt utkragende utformingen av den utskiftbare patronen, inkludert akselen, lagrene, sentrifugalkompressoren og turbinen, er også originale.
Spesialistene til OPRA og MES Engineering utviklet konseptet med å skape et unikt enhetlig teknisk kompleks for avfallsbehandling. Av de 55-60 millioner tonnene av all MSW som genereres i Russland per år, faller en femtedel - 11,7 millioner tonn - på hovedstadsregionen (3,8 millioner tonn - Moskva-regionen, 7,9 millioner tonn - Moskva). Samtidig fjernes 6,6 millioner tonn husholdningsavfall fra Moskva utenfor Moskvas ringvei. Dermed legger mer enn 10 millioner tonn søppel seg i Moskva-regionen. Siden 2013 er 22 av 39 deponier i Moskva-regionen stengt. De bør erstattes av 13 avfallssorteringskomplekser, som skal settes i drift i 2018-2019, samt fire avfallsforbrenningsanlegg. Den samme situasjonen forekommer i de fleste andre regioner. Bygging av store avfallsbehandlingsanlegg er imidlertid ikke alltid lønnsomt, så problemet med avfallsbehandling er svært relevant.
Det utviklede konseptet med et enkelt teknisk kompleks kombinerer helt radiale OPRA-anlegg med høy pålitelighet og effektivitet med MES-gassifiserings-/pyrolysesystemet, som muliggjør effektiv konvertering av ulike typer avfall (inkludert MSW, oljeslam, forurenset land, biologisk og medisinsk avfall, trebearbeiding, sviller, etc.) til et utmerket brensel for å generere varme og elektrisitet. Som et resultat av langsiktig samarbeid er et standardisert avfallsbehandlingskompleks med en kapasitet på 48 tonn / dag designet og er under implementering. (Fig. 3).
Ris. 3. Generell utforming av et standard avfallsbehandlingskompleks med en kapasitet på 48 tonn/dag.
Komplekset inkluderer en MES-forgassingsenhet med avfallslagringsplass, to OPRA GTU-er med en total elektrisk effekt på 3,7 MW og en termisk effekt på 9 MW, samt ulike hjelpe- og beskyttelsessystemer.
Implementeringen av et slikt kompleks gjør det mulig på et område på 2 hektar å oppnå en mulighet for autonom energi- og varmeforsyning til ulike industrielle og kommunale anlegg, samtidig som man løser problemet med resirkulering av ulike typer husholdningsavfall.
Forskjellene mellom de utviklede komplekse og eksisterende teknologiene stammer fra den unike kombinasjonen av de foreslåtte teknologiene. Små (2 t/t) volumer forbrukt avfall, sammen med et lite nødvendig område på stedet, gjør det mulig å plassere dette komplekset rett i nærheten av små bosetninger, industribedrifter, etc., og sparer betydelig penger på konstant transport av avfall til deres avfallsplasser. Komplett autonomi av komplekset lar deg distribuere det nesten hvor som helst. Bruken av det utviklede standardprosjektet, modulære strukturer og den maksimale graden av fabrikkberedskap for utstyret gjør det mulig å minimere byggetiden til 1-1,5 år. Bruken av nye teknologier sikrer kompleksets høyeste miljøvennlighet. MES-forgassingsenheten produserer gass- og flytende brenselfraksjoner samtidig, og på grunn av den doble drivstoff-karakteren til OPRA GTU, brukes de samtidig, noe som øker drivstofffleksibiliteten og påliteligheten til strømforsyningen. De lave kravene til OPRA GTU til drivstoffkvalitet øker påliteligheten til hele systemet. MES-enheten tillater bruk av avfall med et fuktighetsinnhold på opptil 85%, derfor er avfallstørking ikke nødvendig, noe som øker effektiviteten til hele komplekset. Den høye temperaturen på avgassene til OPRA GTU gjør det mulig å gi pålitelig varmeforsyning med varmt vann eller damp (opptil 11 tonn damp i timen ved 12 bar). Prosjektet er standard og skalerbart, noe som gir mulighet for deponering av enhver mengde avfall.
Beregningene viser at kostnaden for elektrisitetsproduksjon vil være fra 0,01 til 0,03 euro per 1 kWh, noe som viser den høye økonomiske effektiviteten til prosjektet. Dermed bekreftet OPRA-selskapet nok en gang sitt fokus på å utvide utvalget av drivstoff som brukes og øke drivstofffleksibiliteten, samt å fokusere på maksimal bruk av "grønne" teknologier i utviklingen.
