Газовые турбины

Капиталовложения

Как показывают расчёты, удельное капиталовложение (USD/кВт) в производство электрической и тепловой энергии у газопоршневых двигателей составляет, например для станции 1,0 МВТ – 1200-2200 USD/кВт, у аналогичной мощности ГТЭС ОАО Мотор Сич этот показатель составляет 790-1050 USD/кВт. Это преимущество ГТЭС неоспоримо для мощностей от 0,6 до 25 МВт.

Соотношение производительности, начальных инвестиций и удельной стоимости для различных типов  двигателей (без учета стоимости  утилизаторов тепла) приведено в  табл. 2

Преимущества  и недостатки по двигателям, используемым в когенерационных системах:

Возможность получать сравнительно недорогую электрическую и тепловую энергию из газа заставила производителей искать новые технологические принципы для создания генерирующих агрегатов. И если такие перспективные разработки, как двигатели Стирлинга или топливные ячейки – дело неблизкого будущего, то микротурбины (МТУ) вполне готовы уже сегодня конкурировать с традиционными решениями типа газопоршневых генераторных установок. Проблема заключается в недостатке объективной и обоснованной информации (реклама объективностью не грешит), реально помогающей сделать выбор.

 
      Для удешевления конструкторы микротурбинных установок решили убрать редуктор – узел, связывающий собственно турбину и генератор. Помимо упрощения и снижения цены, такое решение позволило исключить простои, связанные с обслуживанием механизма (профилактическим Но здесь возникают сложности, связанные с неравномерностью вращения ротора. На такой высокой скорости – порядка 70-100 тыс. об/мин и, самое главное, переменной частоте вращения невозможно получить напряжение частотой 50 или 60 Гц. По этой причине производители вынуждены осуществлять двойное преобразование электрической энергии: сначала высокочастотное напряжение - в постоянное, а затем - в переменное частотой 50 или 60 Гц. Технически эта цепочка выглядит следующим образом: высокочастотный генератор переменного тока, выдающий напряжение с переменной частотой и синусоидой, отличной от ГОСТ, - выпрямитель - Дополнительные узлы, повышая качество вырабатываемой электроэнергии, значительно повышает стоимость агрегата и снижают его надежность. Опыт промышленной электроники позволяет утверждать, что наибольший процент отказов приходится на инвертор. При этом производители МТУ вынуждены ограничить комплектацию только низковольтными (400 В) генераторами (газопоршневые установки, как правило, по заявке потребителя комплектуются как низковольтными, так и высоковольтными генераторами  
     И это еще не все. У микротурбинных установок с переменной скоростью развиваемая мощность зависит от скорости вращения ротора. Для поддержания на выходе стабильного напряжения при значительных колебаниях нагрузки используются массивные буферные аккумуляторные батареи (АКБ), помогающие компенсировать недостающую электрическую мощность во время разгона турбины. Приняв наброс нагрузки, установка затем должна отдать часть вырабатываемой мощности для восстановления заряда АКБ.  
 
В применении аккумуляторной батареи и кроется фундамент для заявлений типа «МТУ способны принять 100% наброс нагрузки». Так, у микротурбин производства фирмы Capstone (США) скорость набора мощности составляет порядка 1 кВт/с, то есть до номинального значения микротурбина разгонится только через 12 минуты. Для парирования недостаточной мощности и нужны батареи, выполняющие роль буфера между генератором МТУ и потребителем. 
 
Очевидно, что для этого требуются АКБ повышенной емкости. Например, блок аккумуляторных батарей для микротурбины Capstone C30 мощностью 30 кВт весит около 180 кг, а для 60-киловаттной С60 - 400 кг! Налицо аналогичная ситуация, сложившаяся с гибридными автомобилями: меньшие выбросы при работе компенсируются дополнительными выбросами при производстве и утилизации АКБ. 
 
   Для газопоршневых установок система бесперебойного питания на основе АКБ применяется только в тех случаях, когда требуется 100%-ая надежность, исключающая срывы генерации и аварийные остановы. В большинстве приложений использование АКБ - возможная и отнюдь не обязательная опция, удорожающая все решение. Для микротурбинных установок АКБ – ключевой узел, малейшая неисправность которого ведет к остановке всей системы. При этом постоянная нагрузка на АКБ приводит к сокращению их срока службы с заявляемых 16 до 12 тыс. часов, а в реальности – и до 8-9 тыс. часов! А ведь АКБ, кроме буферной функции, выполняет еще и роль стартера на этапе пуска, и это еще более сокращает срок эксплуатации.  
 
В блоках аккумуляторы соединены последовательно, то есть выход из строя хотя бы одной батареи весь АКБ (и вся установка) теряют работоспособность. В случае длительного хранения аккумуляторов необходимо производить их подзарядку внешним источником. Кроме того, аккумуляторные батареи весьма чувствительны к температуре окружающей среды, поэтому производители настоятельно рекомендуют строить для них специальные отапливаемые помещения со стабильной температурой +40С. 
 
Газовый подшипник: решение, создающее проблемы 
Большая частота вращения турбин определяет фактически единственный тип подшипников – лепестковый газодинамический (ЛГП), в которых несущий газовый слой создается за счет вращения цапфы. Другие типы газовых опор применить практически невозможно из-за значительных тепловых деформаций. При всех своих преимуществах лепестковые подшипники при пуске (до всплытия ротора) работают в режиме «сухого трения». Специальные антифрикционные покрытия, весьма дорогие, решают проблему лишь частично. Таким образом, при эксплуатации с переменными нагрузками реальный ресурс микротурбины, определяемый выходом из строя радиальноупорного подшипника горячей зоны, может значительно уменьшиться в сравнении с заявленным в документации производителя.  
 
Это значит, что эксплуатационные затраты будут значительно выше, чем это может показаться даже при изучении документации производителя. Судите сами: для замены подшипника, во-первых, требуется запасной, во-вторых, сборка разрезного лепесткового газового подшипника - сложная технологическая операция, в рамках которой необходимо обеспечить точную балансировку высокоскоростного ротора, соосности опор и т.д., которые невозможно обеспечить без опыта и наличия специального инструмента. А работы высококвалифицированноо персонала, как известно, стоит недешево.

И это не считая того, что  турбина простаивает, вместо того, чтобы работать и  
Микротурбины далеко не так «всеядны», в отличие от своих полноразмерных собратьев. Есть целый ряд неафишируемых ограничений, накладываемых на состав топливного газа. Так, для уже упомянутых микротурбин Capstone С60 доля тяжелых углеводородов (С4 и выше) в составе топливного газа не должна превышать 5%. Напомним, что попутный нефтяной газ, как правило, содержит до 15% тяжелых фракций. Это значит, что желание применить микротурбинные установки натолкнется на необходимость сооружения системы газоподготовки с обязательным узлом осушки, стоимость которой может превысить цену самой МТУ! Фактически высокая чувствительность микротурбин к составу топливного газа ставит жирный крест на быстрорастущем и перспективном рынке систем топливоснабжения, основанных на применении пропан-бутановых смесей.  
 
Типичное рекламное утверждение, чаще всего внедряемое в умы потенциальных покупателей, звучит так: «Основное преимущество микротурбинных установок — возможность работы с переменной нагрузкой в диапазоне от 0 до 100% без сокращения ресурса». Заявление, без сомнения, яркое и эффектное, и было бы неплохо разобраться, насколько оно соответствует реальности. Вот здесь и возникает первая «вилка»: компании-поставщики обещают ресурс МТУ до первого капитального ремонта в 60 Сегодня большинство газопоршневых установок обеспечивают наработку до первого капитального ремонта не меньшую, а наиболее продвинутые производители (Waukesha, Wartsila и др.) уже далеко впереди! Например, у агрегатов серии Waukesha ATGL первый капремонт проводится после 80 тыс. часов эксплуатации, у Wartsila 20V34SG — после 120 тыс. часов!  
 
Поставщики микротурбин предпочитают не заострять внимание еще на одном важном параметре — количество капитальных ремонтов. У МТУ их два, у ГПГУ — три. Таким образом общий ресурс микротурбинной установки составляет 120 тыс. часов эксплуатации (около 15 лет), а газопоршневой — до четырех раз больше! Не в пользу МТУ - и стоимость ЗИП для проведения капитальных ремонтов. Так, по заявлению фирмы Calnetix, одного из ведущих производителей микротурбинных установок, стоимость капитального ремонта агрегата мощностью 100 кВт составляет 90% (!) от стоимости МТУ. Фактически капремонт – это покупка новой турбины, ни больше ни меньше, каждые пять-шесть лет работы. 
 
Следует учесть, что работа в переходных режимах (особенно частые пуски) увеличивает износ любого оборудования. У больших турбин и газопоршневых генераторных установок насосы предварительно закачивают масло в зазоры, а у МТУ, как мы уже знаем, абсолютно «сухой» запуск. Эмпирическое правило гласит, что один запуск большой турбины эквивалентен 500 часам ее работы. Очевидно, что ресурс микротурбинных установок, часто функционирующих в режиме «старт-остановка» (исходя из работы на переменных нагрузках), будет гораздо меньше декларируемого.  
 
Регламентное обслуживание микротурбинных установок – процедура, которую тоже не следует сбрасывать со счетов. Компании-производители настойчиво рекомендуют раз в три месяца провести осмотр и в случае необходимости сделать замену топливной арматуры, воздушных и топливных фильтров. Через год с начала эксплуатации уже не обойтись не только без замены всех фильтров, но и замены инжектора, воспламенителя, датчика термопары камеры сгорания (если микротурбина работает на жидком топливе). Второй год эксплуатации (или даже ранее, исходя из практики) станет последним для блока АКБ. 
 
По оценкам специалистов, стоимость обслуживания в составе стоимости 1 кВт*час выработанной электроэнергии вплотную приближается к 1 рублю. В эту сумму входит стоимость импортных ЗИП, налоговые и таможенные сборы, маржа компании-поставщика и собственно, оплата труда квалифицированного персонала. Причем следует иметь в виду, что данные расчеты справедливы только для первого года эксплуатации, когда замене подлежат лишь фильтрующие элементы, термопары и воспламенители. 
 
Мы уже говорили о необходимости размещения аккумуляторного блока в специальном отапливаемом помещении. Оказывается, этого мало! Дело в том, что микротурбинные установки поставляются в Россию в кожухе, выполненном по нормативу УХЛ5, соответствующему рабочему диапазону температур от -10 до +35С. Не секрет, что в нашей стране зимой нередко намного холоднее, то есть до норматива УХЛ1 (60…+40С) импортное исполнение явно не дотягивает. Значит, микротурбину при условии эксплуатации на большей части территории РФ все равно придется устанавливать в отапливаемое помещение (контейнер или легковозводимое здание). А это — отдельная статья расхода как на проектные, так и на  
Потребитель, рассчитывающий получить дополнительные 100-200 кВт дешевой электроэнергии с помощью микротурбинных установок, вряд ли имеет непосредственный доступ к газовой магистрали высокого давления. Какой же выход предлагают производители? До необходимых 5 бар давление будет поднимать мощный дожимной газовый компрессор, который, естественно, «съест» часть произведенной электроэнергии. Он размещается непосредственно внутри модуля, и этот факт вызывает серьезные опасения: согласно отечественным нормативам (ПБ 1252903 п.8.1.21) дожимные компрессоры должны устанавливаться в отдельном помещении или здании категории А. Следовательно, если строго придерживаться буквы закона, то МТУ, имеющие компрессоры топливного газа в конструкции, не могут  
Мало того, что компрессор в МТУ является «персоной нон грата», так он еще и сокращает сервисные интервалы. Дело в том, что для нагнетания газа применяются винтовые маслозаполненные компрессоры, требующие замены масла и масляных фильтров каждые 1500-2000 ч эксплуатации. Таким образом, не может быть и речи об увеличенных до 6000-8000 часов межсервисных интервалах, декларируемых поставщиками МТУ. 
 
Трудно удержаться от сравнения с газопоршневыми агрегатами. Далеко не все из них требуют высокого давления. Так, например, генераторы Waukesha VGF способны работать на давлении всего в 200 мбар, а модели Kohler-SDMO так и вообще работают под давлением 50 мбар.  
 
Кластеры: master & slaves 
Производственным потребителям, как правило, недостаточно 200 кВт, которые может выдать одна микротурбина. Что же делать, если требуется больше, намного больше? Правильно, надо собрать группу из нескольких установок, гордо и современно именуемых кластером. Однако не все так просто. Дело в том, что в кластере один из агрегатов является главным («мастером»), управляющим, и выход его из строя означает остановку всего комплекса, пусть даже в нем еще несколько десятков исправных турбин! В поисках решения разработчики применили так называемый Power Server – дополнительный блок управления, на «лету» способный менять конфигурацию кластера, то есть перебрасывать функции «мастера» на другие агрегаты. Но страшно подумать, что произойдет, если Power Server выйдет из строя! А это, учитывая его сложность, вполне вероятно.  
 
По мнению экспертов промышленной электроники, количество агрегатов в одном домене при применении современных контроллеров не должно превышать 32. Дальнейшее повышение количества агрегатов в кластере может привести к нестабильной работе системы, зависанию и даже выходу оборудования из строя. Фактически это значит, что общая мощность, которую можно «снимать» с кластера, не превышает 6 МВт. Если нужно больше, то имеет смысл обратить внимание на другие решения. 
 
А что с КПД? 
В пору всеобщей тяги к энергоэффективности значение КПД выходит на первое место, определяя, сколько топлива надо сжечь, чтобы получить 1 кВт*час. Оказывается, что микротурбинные установки занимаются «самоедством», причем точно известно, насколько – на 66%! Именно такую часть механической мощности забирает компрессор, нагнетающий воздух в камеру сгорания. Даже у самых «продвинутых» МТУ электрический КПД не превышает 32-33% в номинальном режиме, а средний КПД вообще ограничен 28%. В то же время газопоршневые агрегаты с КПД меньшим 40% считаются явными аутсайдерами, обреченными на коммерческий провал. Чтобы ощутить разницу более зримо, приведем пример: для выработки 1 МВт газопоршневая установка израсходует около 250 нм3/час, а МТУ — 400 нм3/час! Разница составит более 1,2 млн. м3 газа за год или в денежном выражении — более 3,5 млн руб/год (при стоимости газа 3000 руб./1000 м3). Не забудем и про дожимной компрессор, буферную АКБ, силовую электронику преобразователя и системы управления, также активно потребляющие энергию и снижающие фактический КПД еще на 5%. Еще хуже обстоит дело, когда условия работы отличаются от номинальных. Например, в режимах с нагрузкой около 25% от номинала КПД МТУ падает до 19% (а с учетом энергопотребления дожимного компрессора – до 14-15%). Также негативно влияет на эффективность работы турбины и повышение  
Интересно, как работает кластер с точки зрения КПД. Для быстрого набора нагрузки весь кластер микротурбин держат на горячем резерве (так называемый холостой ход, около 45 тыс. об/мин, мощность при этом составляет около 700 Вт). В этом случае потребление газа идет не только работающими агрегатами, но и всеми машинами кластера. В итоге суммарный КПД кластера значительно ниже индивидуального КПД микротурбины. Если же в установках программного обеспечения «мастера» задать полное отключение неиспользуемых МТУ кластера, то в случае вынуждены пройти очередной процесс пуска. А как мы выяснили, запуск МТУ — это минимум 500 часов ее работы от ресурса. При скачкообразном графике потребления годовой ресурс в 300 пусков/год микротурбина выработает уже на третий день эксплуатации. 
 
Тем не менее, есть ряд параметров, по которым МТУ все-таки опережает своих оппонентов. В частности, меньший уровень шума, более чистый выхлоп, возможность установки на крышах зданий за счет меньшей вибрации, возможность длительное время работать на частичных нагрузках и холостом ходу (но всетаки это свойство АКБ, а не собственно микротурбины), высокое качество производимой электроэнергии. Кроме того, микротурбина не требует внешних систем охлаждения, а котелутилизатор размещен в пределах кожуха МТУ. 
 
Эти особенности позволяют применять МТУ на объектах с невысокой потребностью в электрической и тепловой энергии с неравномерным графиком потребления, где главной задачей автономного энергоцентра является не экономия на тарифах, а наличие энергоснабжения в принципе. 
 
Вывод 
Использование микротурбин экономически оправдано в диапазоне мощностей до 250 кВт и при условии, когда их ключевые преимущества имеют принципиальное значение. В свою очередь ГПГУ, представленные большим числом моделей в диапазоне мощностей от 250 кВт до 6 МВт, остаются наиболее рациональным и эффективным решением для большинства типовых задач автономного тепло и электроснабжения.