Газотурбинная электростанция цена: Газотурбинные электростанции купить, цена в Ростове-на-Дону, Краснодаре, Воронеже

Содержание

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

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

Цена

по тел.: 

+7 (351) 737-01-53.

 

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

Цена

по тел.: 

+7 (351) 750-06-05.

Мощность: 200 кВт
Вид топлива: дизель
Двигатель: TSS Diesel TDK 260 6LTE
Напряжение: 400 В
Количество фаз: 3

Емкость топливного бака: 600 л
Расход топлива: 37. 5 л/ч
Исполнение: открытое

Цена

по тел.: 

+7 (351) 750-06-05.

Мощность: 300 кВт

Вид топлива: дизель

Двигатель: SDEC SC15G500D2

Напряжение: 400 В

Количество фаз: 3

Емкость топливного бака: 600 л

Расход топлива: л/ч

Исполнение: открытое

Цена

по тел.: 

+7 (351) 750-06-05.

основная мощность
150 кВт / 206 кВА
резервная мощность
165 кВт / 206 кВА
топливный бак
320 л

расход топлива (75%)
32,7 л/ч

Цена

по тел.: 

+7 (351) 750-06-05.

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

Цена

по тел.: 

+7 (351) 750-06-05.

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

Цена

по тел.: 

+7 (351) 750-06-05.

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

Цена

по тел.

+7 (351) 750-06-05.

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

Цена

по тел.: 

+7 (351) 750-06-05.

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

Цена

по тел.: 

+7 (351) 750-06-05.

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

Цена

по тел.

+7 (351) 750-06-05.

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

Цена

по тел.: 

+7 (351) 750-06-05.

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

Цена

по тел.: 

+7 (351) 750-06-05.

.

Мощность: 100 кВт
Тип двигателя: Дизельный
Наличие: Есть на складе
исполнение: В кожухе

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

Цена

по тел.

+7 (351) 750-06-05.

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

Цена

по тел.: 

+7 (351) 750-06-05.

Производители Газотурбинной электростанции из России

Продукция крупнейших заводов по изготовлению Газотурбинной электростанции: сравнение цены, предпочтительных стран экспорта.

  1. где производят Газотурбинная электростанция
  2. ⚓ Доставка в порт (CIF/FOB)

Страны куда осуществлялись поставки из России 2018, 2019, 2020, 2021

  • 🇺🇦 УКРАИНА (23)
  • 🇰🇿 КАЗАХСТАН (23)
  • 🇳🇬 НИГЕРИЯ (4)
  • 🇨🇳 КИТАЙ (3)
  • 🇩🇪 ГЕРМАНИЯ (3)
  • 🇳🇱 НИДЕРЛАНДЫ (1)
  • 🇺🇿 УЗБЕКИСТАН (1)
  • 🇹🇷 ТУРЦИЯ (1)
  • 🇨🇭 ШВЕЙЦАРИЯ (1)
  • 🇲🇽 МЕКСИКА (1)

Выбрать Газотурбинную электростанцию: узнать наличие, цены и купить онлайн

Крупнейшие экспортеры из России, Казахстана, Узбекистана, Белоруссии, официальные контакты компаний. Через наш сайт, вы можете отправить запрос сразу всем представителям, если вы хотите купить Газотурбинную электростанцию.
🔥 Внимание: на сайте находятся все крупнейшие российские производители Газотурбинной электростанции, в основном производства находятся в России. Из-за низкой себестоимости, цены ниже, чем на мировом рынке

Поставки Газотурбинной электростанции оптом напрямую от завода изготовителя (Россия)

Крупнейшие заводы по производству Газотурбинной электростанции

Заводы по изготовлению или производству Газотурбинной электростанции находятся в центральной части России. Мы подготовили для вас список заводов из России, чтобы работать напрямую и легко можно было купить Газотурбинная электростанция оптом

Турбины газовые

Изготовитель Электрогенераторные установки : турбогенераторы

Поставщики Муфты и устройства для соединения валов (включая универсальные шарниры): (не чугунные литые или не стальные литые)

Крупнейшие производители Прочее оборудование для фильтрования или очистки жидкостей

Экспортеры Части

Компании производители Приборы

Производство Турбины газовые

Изготовитель Оборудование и устройства для фильтрования и очистки воздуха

Поставщики Лампы накаливания электрические или газоразрядные

Крупнейшие производители звуковые или визуальные сигнализационные устройства без плоского дисплея

Экспортеры Термометры и пирометры

Компании производители Счетчики газа

Производство Приборы и аппаратура для измерения или контроля расхода или уровня жидкостей

Оборудование прочее

Щетки

клапаны запорные из стали

Силовые установки и двигатели гидравлические

Книги

Насосы объемные возвратно-поступательные

Насосы центробежные

Оборудование для фильтрования масла или топлива в двигателях внутреннего сгорания прочее

Электрогенераторные установки

В «Газпром трансгаз Екатеринбург» успешно испытана газотурбинная электростанция «Корвет»

В «Газпром трансгаз Екатеринбург» на базе Копейского завода изоляции труб (КЗИТ) по поручению ПАО «Газпром» прошли испытания газотурбинной электростанции ЭГТЭС «Корвет» мощностью 1,7 МВт. Эта электростанция — результат сотрудничества ПАО «Газпром» с российским предприятием «Энерготехника» (г. Саратов) и Агентством природных ресурсов и энергетики Японии.

 

Сердце ГТЭС — газовая турбина M1A-17D производства Kawasaki . Согласно заявленным характеристикам, ее двигатель имеет высокую производительность и рекордно низкий уровень выбросов в атмосферу. В соответствии с современными требованиями в области энергосбережения, «Корвет» не только обеспечивает потребителя электроэнергией, но за счет встроенного утилизатора тепла отходящих газов мощностью до 2,4 Гкал/час может отапливать подключаемые здания. С учетом выработки тепла 

кпд агрегата достигает 80%.

Другая особенность ЭГТЭС — ее автономность. Все основные технологические процедуры — запуск, остановка или переход в «горячий резерв» — выполняются по команде с удаленного пульта управления, без непосредственного участия персонала.

 

Испытания электростанции начались в 2014 году и прошли в три этапа. В ходе первого головной агрегат серии проверили на компрессорной станции «Приволжская» ООО «Газпром трансгаз Саратов». В январе 2015-го для продолжения испытаний в Челябинскую область на КЗИТ привезли новую модель, доработанную производителем с учетом полученных замечаний.

Сначала «Корвет» трое суток испытывали на различных режимах при уровне выдаваемой мощности от 0,2 до 2230 кВт. Проверяли, как ведет себя электростанция при скачкообразном росте потребления или, наоборот, резком сбросе нагрузки. Разом включали и отключали оборудование, потребляющее по 200–400 кВт. Даже спровоцировали аварийную остановку турбины. При этом дополнительно оценивалось удобство системы управления и уровень экологических выбросов.

Далее началась опытно-промышленная эксплуатация, в ходе которой электростанция проработала около полугода, снабжая КЗИТ электроэнергией и теплом. Она прошла успешно, энергоблок было рекомендовано оставить в ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург». Его дальнейшая промышленная эксплуатация позволит более четко определить такие ресурсные показатели, как наработка на отказ, объемы работ по техническому обслуживанию.

World Alliance for Decentralized Energy


Диапазон размеров

От 0,25 МВт до 500 МВт

Технологии

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

Схема газовой турбины
Источник: WADE, 2003

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

Производительность и КПД

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

Типы топлива


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

Применения:

Промышленное, коммерческое

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

Преимущества и недостатки

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


Экономические показатели
Диапазон затрат для газовых турбин открытого цикла и ПГУ / ТЭЦ
CCGT CHP
Установленные капитальные затраты долл. / кВт) 800 — 1,800
800 — 1300
Эксплуатация и техническое обслуживание (центов / кВтч) 0,3 — 1,0 0,3 — 1,0
Нормированная стоимость (центов / кВтч)
8000 часов / год 4. 0 — 5,5 4,0 — 4,5
4000 часов / год 5,5 — 8,5 5,5 — 6,5
Источник: WADE, 2006 г.

Газовые турбины — это зрелая и экономически эффективная технология с широким прием на рынке электроэнергии. Установленные капитальные затраты на систему когенерации газовой турбины варьируются от 800 до 1800 долларов США / кВтч. Это происходит из-за больших различий в размерах турбин от нескольких кВт до многих сотен МВт.Затраты на эксплуатацию и техническое обслуживание колеблются от 0,3 до 1,0 цента / кВтч.

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

Проверки и промывка лопастей должны проводиться примерно каждые 4000 часов или около того, чтобы гарантировать отсутствие чрезмерной вибрации турбины из-за изношенных подшипников, роторов и поврежденных концов лопастей. Полная замена горячей секции часто требуется примерно с пятилетними интервалами и обычно включает полную проверку и восстановление компонентов.Таким образом, затраты на эксплуатацию и техническое обслуживание существенно различаются в зависимости от качества регулярного обслуживания.

• Капитальные затраты на газотурбинную электростанцию ​​в США 2050

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

Другая статистика по теме

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

Зарегистрироваться

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

Аутентифицировать

Сохранить статистику в формате .XLS

Вы можете загрузить эту статистику только как премиум-пользователь.

Сохранить статистику в формате .PNG

Вы можете загрузить эту статистику только как премиум-пользователь.

Сохранить статистику в формате .PDF

Вы можете скачать эту статистику только как премиум-пользователь.

Показать ссылки на источники

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

Показать подробные сведения об этой статистике

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

Статистика закладок

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

Да, сохранить в избранное!

…и облегчить мою исследовательскую жизнь.

Изменить параметры статистики

Для использования этой функции вам понадобится как минимум Единственная учетная запись .

Базовая учетная запись

Познакомьтесь с платформой

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

Единая учетная запись

Идеальная учетная запись начального уровня для индивидуальных пользователей

  • Мгновенный доступ к статистике 1 мес
  • Скачать в форматах XLS, PDF и PNG
  • Подробные ссылок

$ 59 39 $ / месяц *

в первые 12 месяцев

Корпоративный аккаунт

Полный доступ

Корпоративное решение, включающее все функции.

* Цены не включают налог с продаж.

Самая важная статистика

Самая важная статистика

Самая важная статистика

Самая важная статистика

Самая важная статистика

Дополнительная статистика

Topics6

Энергия природного газа в США.S.

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

NREL. (2 октября 2020 г.). Прогнозируемые капитальные затраты на обычную газотурбинную электростанцию ​​в США в 2020, 2030 и 2050 годах (в долларах США за киловатт) [График]. В Statista. Получено 21 мая 2021 г. с сайта https://www.statista.com/statistics/243704/capital-costs-of-a-typical-us-gas-turbine-power-plant/

NREL. «Прогнозируемые капитальные затраты на обычную газотурбинную электростанцию ​​в США в 2020, 2030 и 2050 годах (в США.Долларов за киловатт) «. Диаграмма. 2 октября 2020 г., Statista. По состоянию на 21 мая 2021 г. https://www.statista.com/statistics/243704/capital-costs-of-a-typical-us-gas -turbine-power-plant /

NREL. (2020). Прогнозируемые капитальные затраты на обычную турбинную электростанцию, работающую на природном газе, в США в 2020, 2030 и 2050 годах (в долларах США за киловатт). Statista. Statista Inc. .. Дата обращения: 21 мая 2021 г. https://www.statista.com/statistics/243704/capital-costs-of-a-typical-us-gas-turbine-power-plant/

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

NREL, Прогнозируемый капитал расходы на обычную турбинную электростанцию, работающую на природном газе, в США в 2020, 2030 и 2050 годах (в долларах США за киловатт), Statista, https: // www.statista.com/statistics/243704/capital-costs-of-a-typical-us-gas-turbine-power-plant/ (последнее посещение — 21 мая 2021 г.)

Мировой прогноз газовых турбин

Избыточная мощность энергетического оборудования и В результате мягкость цен влияет на рынок производства электроэнергии на газотурбинных двигателях. Короче говоря, компании продают значительно меньше газовых турбин, чем прогнозировалось, и получают более низкую цену за единицу при каждой продаже.

Серьезность ситуации подтверждается недавним заявлением Siemens AG о реструктуризации своей деятельности по выработке электроэнергии в соответствии с мировой ситуацией:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Малые турбины и микротурбины

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

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

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

Bladon Jets MTG12 мощностью 12 кВт предназначен для питания удаленных вышек мобильной связи. Эти новые микротурбины только появляются на рынке. Их общая доля будет незначительной с точки зрения производства электроэнергии и стоимости.Но оба, вероятно, окажут значительное влияние на итоговые показатели единицы. В то время как Capstone Turbine останется ведущим производителем агрегатов, Bladon и MTT, по прогнозам, займут второе и третье места в течение прогнозируемого периода.

Региональные тенденции

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

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

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

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

Соединенные Штаты Америки

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

Прогнозируется, что производство электроэнергии на природном газе будет расти на 3,1% в год до 2038 года, а это означает, что за этот период к энергосистеме США будет добавлено более 340 000 МВт мощности, работающей на газе.

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

Тем не менее, нынешняя администрация настаивает на прекращении поэтапного отказа от угля и поисках путей его использования на экологически ответственных электростанциях.

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

Западная Европа

По данным Евростата, основного источника данных об энергии по странам в Европейском союзе, общее чистое производство электроэнергии в ЕС составило 2,78 миллиона гигаватт-часов (ГВтч) в 2016 году. Это представляет собой рост на 1,1%. по сравнению с предыдущим годом, преодолев давнее падение производства, начавшееся в 2011 году. Однако в совокупности уровень чистой выработки электроэнергии в 2016 году все еще был на 14% ниже, чем его пиковый уровень в 3,22 миллиона ГВтч в 2008 году.

Германия имела самый высокий уровень чистой выработки электроэнергии в 2014 году среди стран-членов ЕС, составляя 18,6% от общего объема электроэнергии в ЕС, опережая Францию ​​с показателем 15,8%. Соединенное Королевство было единственным государством-членом с двузначной долей — 10,9%.

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

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

Восточная Европа

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

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

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

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

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

Юго-Восточная Азия

Прогнозируется, что к 2040 году спрос на энергию в Юго-Восточной Азии вырастет на 80%, поскольку региональная экономика утроится, а население увеличится почти на четверть до 760 миллионов.По прогнозам, спрос на нефть вырастет с 4,7 миллиона баррелей в день в 2014 году до 6,8 миллиона баррелей в день в 2040 году, а потребление природного газа вырастет почти на две трети до примерно 265 миллиардов кубических метров.

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

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

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

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

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

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

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

Индия и Китай

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

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

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

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

По данным Национального статистического бюро Китая, производство электроэнергии в Китае немного снизилось в 2015 году, на 0,2%, первое снижение с 1968 года. Это снижение было связано с замедлением экономического роста в Китае, которое ускорилось в 2016 году и привело к дальнейшему падению. в спросе на электроэнергию.

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

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

Обзор OEM

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

GE

2018-2027 Производство% от общего

1608 единиц 37,27

2018-2027 Производственная стоимость% от общей

49,88 млрд долларов 46,43

2018-2027 Мощность (ГВт)% от общего

232 .6 49.66

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

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

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

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

Siemens

2018-2027 Производство% от общего количества

1034 единиц 24,0

2018-2027 Производственная стоимость% от общего

29,21 млрд долларов 427,19

2018-2027 Мощность (ГВт)% от общего

122 .2 26.13

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

MHI

2018-2027 Производство% от общего количества

443 единицы 10,3

2018-2027 Производственная стоимость% от общей суммы

16,65 млрд долл. США 15,49

2018-2027 гг. 14,84

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

Несмотря на превратности прошлого года, на долю трех ведущих компаний в области производства электроэнергии газовых турбин приходится 90,63% рынка в стоимостном выражении. Как по критически важным параметрам прогноза рынка, так и по общему количеству единиц оборудования и общей мощности, очевидно, что рынок очень концентрированный и становится все более концентрированным. Остальные участники сектора ограничены нишевыми приложениями.

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

Авторы:

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

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

Для получения дополнительной информации посетите: www.forecastinternational.com

Краткая история газовых турбин GE

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

Компания

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

[Для получения дополнительной информации см. Это эксклюзивное интервью с главным техническим директором GE Power Джоном Ламмасом: «Интервью POWER: что послужило толчком к технологическому скачку в области газотурбинных двигателей в GE за последние 70 лет.“]

1939 Первая в мире промышленная газовая турбина запущена в коммерческую эксплуатацию

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

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

1949 Первая в Америке газовая турбина для производства электроэнергии

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

1951 Двухвальная производная

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

1953 Первая коммерческая газовая турбина с промежуточным охлаждением и рекуперацией тепла

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

1960 Первая коммерческая ПГУ

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

1967 Первые специализированные установки комбинированного цикла GE

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

1968 Первая турбина LM

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

1969 Более совершенные авиационные производные

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

1970 Рамка 5 становится больше

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

1970 Появляется рама 7

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

1970 BBC запускает серию GT

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

1971 Первая турбина Е-класса

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

1972 Первая 7B

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

1975 Первая рама 9

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

1978 Первый 6B

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

1984 Сухой с низким содержанием NO x Прорыв

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

1985 Когенерация Milestone

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

1987 Выпущен первый GT13E

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

1988 LM6000 Спущен на воду

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

1990 Эра F-класса начинается

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

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

1991 Коммерческий сухой с низким содержанием NO x Раствор

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

1992 Первый 9F

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

1992 GT13E2

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

1996 Силовая установка на колесах

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

1997 F-Class Competition уступает GT24 / GT26

Компания

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

2003 Эра H-класса начинается

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

Однако запуск компанией

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

2005 Укореняется 6C

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

2009 Обновление Alstom MXL2

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

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

2014 GE запускает линию HA

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

2015 GE приобретает энергетический бизнес Alstom

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

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

2016 Развернут первый HA

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

2017 LM9000 Спущен на воду

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

2017 Перезапуск 6F.01 для распределенного рынка

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

2017 7HA.02 Веха

На проектах

Exelon’s Wolf Hollow и Colorado Bend в Техасе впервые была представлена ​​турбина 7HA.02. Обе станции сконфигурированы как многовальные 2 × 1 с общей мощностью более 1000 МВт на каждой площадке.

2017 Первая 7HA.01

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

2018 Двухтопливный HA

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

2019 Первая 9HA.02

Самая большая турбина высокой мощности

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

2019 GT26 HE Спущен на воду

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

—Sonal Patel является младшим редактором POWER.(@POWERmagazine, @sonalcpatel)

Overpowered: Почему газовое строительство в США продолжается, несмотря на переизбыток электроэнергии

Остановка за годы до того, как закончился срок ее эксплуатации, Inland Empire может представлять собой ранний пример длинной череды преждевременно устаревших газовых заводов.
Источник: General Electric Co.

Это первая из пяти частей серии, посвященной изучению избыточного предложения в энергетическом секторе и факторов, вызывающих перенасыщение электростанций, работающих на природном газе.

Когда в 2005 году было объявлено об открытии Энергетического центра Внутренней Империи, его рекламировали как прорывную электростанцию, которая восполнит критический дефицит электроэнергии в Калифорнии на десятилетия вперед. Расположенная в Риверсайде, штат Калифорния, электростанция мощностью 730 МВт и стоимостью 500 миллионов долларов, основанная на хваленой новой газотурбинной технологии от General Electric Co., была введена в эксплуатацию в 2009 году.

Однако всего восемь лет спустя, в марте 2017 года, GE остановила один из двух производственных блоков завода.А в июне 2019 года компания заявила, что навсегда закроет завод, всего через 10 лет после его запуска.

В

Inland Empire использовалась устаревшая технология, дальнейшая поддержка которой «неэкономична», — сказал представитель GE.

Понедельник
Почему газовое строительство в США продолжается, несмотря на переизбыток электроэнергии

Вторник
Правила рынка PJM приводят к эре избыточного предложения

Продажи электростанций в PJM: рынок покупателя

Среда
В Вирджинии Доминион сталкивается с проблемами своего правления

Четверг
Приветствуя возобновляемые источники энергии, NextEra делает большую ставку на бензин во Флориде

Пятница
Калифорния пытается решить проблему безуглеродной сети, Калифорния выход газа

Злополучный проект представлял собой пару сильно ошибочных ставок GE — что Калифорнии потребуются новые источники электроэнергии для базовой нагрузки и что относительно негибкая турбина H-класса, для выхода которой на полную мощность требуются часы, будет отраслевой стандарт на долгие годы.

Inland Empire также олицетворяет тенденцию, наблюдаемую в большей части энергосистемы США. Коммунальные предприятия, столкнувшись с постоянным потоком вывода из эксплуатации угольных электростанций и привлекательностью исторически низких цен на природный газ, продолжали строить новые газовые электростанции, несмотря на стабильный спрос на электроэнергию и быстро падающие цены на энергию из возобновляемых источников.

Этот рост строительства привел к переизбытку генерирующих мощностей во многих регионах. И это продолжается сегодня, потому что природный газ дешев, а бизнес-модели и регулирующие структуры вознаграждают многих U.S. коммунальные услуги для строительства новой инфраструктуры, независимо от того, экономически это целесообразно или нет. А плательщикам налогов и инвесторам, вероятно, придется платить по счетам. В период с 2008 г. по 1 августа 2019 г., когда спрос практически не изменился, США добавили к своему парку генерирующих мощностей 120 498 МВт мощности, работающей на природном газе, в том числе почти 26 000 МВт только в 2018 и 2019 годах. По крайней мере, 200 новых газовых станций планируются или разрабатываются в США, на общую сумму около 70 200 МВт дополнительной мощности, что почти равно общей генерирующей мощности в Техасе.

Пик

За тот же период капитальные затраты коммунальных предприятий стабильно росли: с чуть более 60 миллиардов долларов в 2008 году до более чем 110 миллиардов долларов, рекордного уровня в 2018 году. Ожидается, что в 2019 году расходы превысят 120 миллиардов долларов.

Рекламируемый как дешевый «мостик» на пути к чистой энергии будущего, природный газ горит чище, чем уголь, и может лучше адаптироваться к изменениям спроса в течение дня. Многие руководители коммунальных предприятий и политики видят в нем необходимое дополнение к прерывистой солнечной и ветровой генерации.Поскольку многие штаты от Мэна до Калифорнии стремятся полностью исключить ископаемое топливо из своих энергетических секторов к середине века, отрасль продолжает инвестировать миллиарды в заводы, срок службы которых по прогнозам намного превышает этот предел.

Но многие эксперты считают, что эти станции, вероятно, станут неэффективными активами задолго до того, как истечет их запланированный срок эксплуатации. И если бум продолжится, это исключит любую возможность того, что США достигнут целей, поставленных Парижским соглашением об изменении климата.

«Существующие газовые электростанции и трубопроводы часто работают в течение 40 лет или дольше», — пишет Sierra Club в январском отчете под названием «Газовая лихорадка» за январь 2017 года, «что означает, что если предложенная газовая инфраструктура будет построена, Америка не будет строить мост, а скорее супермагистраль к климатической катастрофе ».

К 2023 году во всех регионах Северной Америки, кроме трех, будет больше генерирующих мощностей, а в некоторых случаях намного больше, чем необходимо для поддержания надежности, согласно недавней оценке North American Electric Reliability Corp., официальный координатор по надежности в электроэнергетике. По данным НКРЭ, резервная маржа — запас имеющейся выработки электроэнергии сверх ожидаемого пикового спроса — обычно превышает целевые показатели во многих областях на тысячи мегаватт в год.

Возникший в результате перенасыщение начинает снижать коэффициенты мощности, меру использования завода по сравнению с его потенциальной производительностью. Согласно анализу S&P Global Market Intelligence, почти каждая седьмая электростанция на природном газе в США моложе 20 лет используется мало.Совокупная генерирующая мощность этих станций составляет более 33000 МВт, коэффициент мощности этих станций ниже 40%, а это означает, что большое количество совершенно новых объектов, строительство которых стоит сотни миллионов долларов каждый, используются немногим более одной трети времени. .

В то же время ценовое преимущество природного газа над технологиями возобновляемой энергии быстро сокращается. К 2035 году будет дороже продолжать эксплуатировать примерно 90% запланированных новых мощностей по выработке газа в стране, чем создавать эквивалентные портфели чистой энергии, согласно паре отчетов Института Рокки Маунтин (RMI), выступающего за низкую энергоэффективность. углеродные энергетические ресурсы.Группа заявила, что с учетом того, что новые газовые заводы на сумму около 90 млрд долларов и планируемые к строительству трубопроводы на сумму около 30 млрд долларов, риск потери активов является «значительным».

Выводы

RMI согласуются с анализом BloombergNEF, в котором говорится, что к концу 2020-х годов будет дешевле строить ветряные и солнечные электростанции, чем продолжать эксплуатировать стандартные газовые турбины с комбинированным циклом.

‘Уголь новый’

Сообщение исходит не только от сторонников ветра и солнечной энергии, но и от аналитиков Уолл-стрит, законодателей, государственных регулирующих органов и ученых.Они утверждают, что коммунальные предприятия США замыкаются на поколении газовых заводов, которые, вероятно, станут нерентабельными и остановятся задолго до запланированного выхода на пенсию. Или они будут продолжать вырабатывать электроэнергию с сильно уменьшенными коэффициентами мощности, поддерживаемыми плательщиками взносов.

«Коммунальные предприятия находятся между камнем и наковальней», — сказал Ник Гудман, генеральный директор CYRQ Energy, владельца / оператора геотермальных электростанций на западе США. ветер и солнце реальны.«

С другой стороны, по состоянию на ноябрь в семи штатах, включая Калифорнию и Нью-Йорк, а также в округе Колумбия, были приняты законы, согласно которым к 2050 году 100% электроэнергии, продаваемой в штате, будет поступать из возобновляемых источников или ресурсов с нулевым выбросом углерода. или раньше. Достижение этих целей потребует от электроэнергетических компаний многомиллиардных инвестиций в газовые заводы, построенные за последние 10 лет.

«Газ — это новый уголь, и это нехорошо», — сказал Марк Дайсон, руководитель электроэнергетической практики RMI.

Сегодня бум газовой энергетики в значительной степени обусловлен исторически низкими ценами на топливо, вызванными революцией сланцевого газа. Эта революция в большей степени, чем любая государственная политика, помогла снизить выбросы парниковых газов в США за последнее десятилетие, в основном за счет замены угольной генерации на газ. Переход от угля к газу был удивительно быстрым по стандартам исторического перехода к энергетике и принес пользу как с экологической, так и с экономической точки зрения. Но в 2018 году выбросы в США снова пошли вверх, и, согласно прогнозам США.По данным Управления энергетической информации США, в обозримом будущем газ по-прежнему будет доминирующим источником электроэнергии в США, на его долю будет приходиться почти 40% электроэнергии США к середине столетия. Доля возобновляемых источников энергии увеличится, но в 2050 году все равно будет меньше одной трети.

В сочетании с предполагаемой долей угольных электростанций в 17% к 2050 году это означает, что большая часть электроэнергии в США будет по-прежнему производиться на ископаемом топливе, а выбросы парниковых газов в энергетическом секторе США вряд ли уменьшатся, превысив 5 миллиардов метрических тонн углекислого газа на 1 год. к 2050 году, а цели, поставленные законами штатов и Парижским соглашением по изменению климата, станут недостижимыми.

Истоки застройки

Однако дешевый природный газ — не единственный фактор, способствующий росту объемов строительства.

Бизнес-модели многих американских коммунальных предприятий вознаграждают их за создание новой инфраструктуры, независимо от того, является ли она экономически жизнеспособной, действительно необходимой или нет. Перегруженным регулирующим органам часто не хватает ресурсов и опыта для тщательного изучения планирования производства коммунальных услуг, а иногда им не хватает институционального влияния, чтобы повернуть вспять амбициозные планы строительства коммунальных предприятий.Законодатели штата, привыкшие к щедрой финансовой поддержке со стороны крупных коммунальных предприятий, склонны уступать требованиям этих компаний. На нерегулируемых рынках инвесторы защищены от долгосрочного риска ухудшения ситуации за счет структур капитала, которые обеспечивают окупаемость, даже если электроэнергию, производимую этими станциями, становится неэкономично продавать. Прогнозы спроса на энергию основаны на устаревших моделях, которые предусматривают неумолимый рост потребления электроэнергии в далеком будущем. Слишком высокая для начала резервная маржа обычно превышается.А цены на возобновляемые источники энергии падали быстрее, чем ожидалось, что резко изменило рынки электроэнергии.

Руководители коммунальных предприятий, столкнувшись с неопределенным будущим и требуя новых государственных требований в отношении возобновляемых источников энергии, часто возвращаются к тому, что они делали всегда: к установке дополнительных мощностей.

Основываясь на десятках интервью с регулирующими органами, руководителями коммунальных предприятий, разработчиками и инвесторами, а также на запросах публичной информации и данных от S&P Global Market Intelligence, в этой серии будут исследованы основные причины перенасыщения электроснабжением и будущее производства электроэнергии в США. .S., поскольку он распространяется в нескольких регионах и нескольких компаниях.

В PJM Interconnection, крупнейшем сетевом операторе страны, с 2008 года было добавлено более 29000 МВт новых газовых станций, несмотря на вялый спрос, и к 2027 году запланировано установить почти 30 000 МВт газовых мощностей, что почти наверняка превысит 30 долларов. миллиард. В Вирджинии, где дочерняя компания Dominion Energy Inc. в Вирджинии долгое время обладала огромной политической властью и постоянно завышала прогноз спроса на электроэнергию, регулирующие органы и политики наконец отступают, чтобы ускорить переход на возобновляемые источники энергии.NextEra Energy Inc., которая долгое время позиционировала себя как ведущий чемпион в области возобновляемых источников энергии, продолжила десятилетний рост расходов на природный газ во Флориде, где ее дочерняя коммунальная компания Florida Power & Light Co. добавила тысячи мегаватт нового газа. даже несмотря на то, что руководители компаний заявляли о рентабельности более чистых альтернатив. А в Калифорнии амбициозная энергетическая политика штата с нулевым уровнем выбросов наталкивается на вызовы, связанные с устаревшими газовыми заводами и перебоями в подаче солнечной энергии.

То, как все это будет происходить, определит перспективы декарбонизации электросети США и определит будущее электроэнергетического сектора США на десятилетия вперед.

Газовые турбины, высокое качество и доступные цены для всех областей применения

GE LM6000 PC Sprint Газовая турбина

GE LM6000 PC Газовая турбина Sprint LM6000 PC Газовая турбина Sprint, Никогда не использовалась, Zerohour в оригинальных транспортных ящиках с завода, 47 МВт, 11,5 кВ, 3000 об / мин, 50 Гц, 2008 год.С момента поставки турбинный агрегат находился в рамках программы консервации OEM. Вся документация (упаковочные листы, оригинал счета-фактуры, товаросопроводительные документы, …

)

Газовая турбина LM 6000

Газовая турбина LM 6000 46 МВт GE Газовая турбина LM 6000 PC Sprint, щеточный турбогенератор, комплектная ТЭЦ, работающая на природном газе, может быть легко переведена на двухтопливный режим, 11,5 кВ, 50 Гц, год ввода в эксплуатацию 2006, общее время работы 43970 часов. , трансформаторы, электрические системы, электрические панели, системы управления, воздушная система ,…

Газотурбинный генератор LM2500

Газотурбинный генератор LM2500 Комплектный газотурбинный генератор LM2500 SAC мощностью 25 МВт со всем вспомогательным оборудованием. Газовая турбина проработала 2500 часов, 2001 год, 50 Гц, газовое топливо. Хранение было на складе с климат-контролем. Турбина LM2500 недавно прошла проверку, …

Газовая турбина Solar T130

Газовая турбина Solar T130 Газовая турбина Solar T130. Электростанция комбинированного цикла Solar Titan 130 мощностью 54 МВт не используется в новом состоянии.Установка работает на частоте 50 Гц и предназначена для работы на синтез-газе или природном газе. Турбины были специально разработаны для работы на различных …

Газовая турбина GE LM2500 мощностью 31 МВт

Газовая турбина GE LM2500 31 МВт Детали или ремонт Газовая турбина LM2500 General Electric LM2500 + HSPT 31132 кВт, введена в эксплуатацию в 2004 г., природный газ, щеточный генератор мощностью 47500 кВА, 50 Гц, 11500 В, электрическая система, система управления, система охлаждения, пусковая система, выхлопная система, система смазки, насосы, турбинный пакет можно поставить…

Газовая турбина GE LM6000 60 МВт

Газовая турбина GE LM6000 60 МВт Газовая турбина GE LM6000 60 МВт, 50 МВт LM6000 PC Sprint, Год: 2011, 7000 часов с момента выпуска, 3000 об / мин, 50 Гц, 13 МВт Паровая турбина Siemens SST 300, всего 5000 часов, LM6000 Gas Турбинная электростанция введена в эксплуатацию в 2012 году. Состояние отличное …

Газотурбинная электростанция GE LM6000

Газотурбинная электростанция

GE LM6000 О газовой турбине GE LM6000 Газовая турбина LM6000 представляет собой двухвальную промышленную газовую турбину простого цикла с высокими тепловыми характеристиками и признана лучшей в своем классе для любого энергетического проекта.Компактная конструкция, вдвое меньшая, чем у других крупных авиационных газовых двигателей …

LM6000 PC Sprint Газовая турбина 46 МВт

LM6000 PC Газовая турбина Sprint 46 МВт LM6000 PC Газовая турбина Sprint 46 МВт, 11,5 кВ, 50 Гц, в очень хорошем состоянии 46 МВт Газовая турбина Sprint LM6000 PC, щеточный турбогенератор, топливо: природный газ, 17 970 часов. после капремонта, год ввода в эксплуатацию 2006, кот-утилизатор: 60 т / час, трансформаторы, электросистема, электрические щиты, …

Газотурбинная установка LM2500 80 МВт

Газотурбинная установка LM2500 80 МВт Газотурбинная установка LM2500 80 МВт, установка в комплекте с (2) двумя газовыми турбинами LM2500 + мощностью 30 МВт, (2) двумя паровыми турбинами, HRSG (парогенераторы-утилизаторы), 11 кВ, 50 Гц, установка установлен в 2005 году, двойное топливо: природный газ (ПГ) и жидкое топливо, часы работы…

Газовая турбина GE LM6000 мощностью 50 МВт

Газотурбинная установка GE LM6000 мощностью 50 МВт состоит из газовой турбины LM6000 PC мощностью 43 МВт, ПГРТ, паровой турбины мощностью 12,83 МВт, год 2002, топливо природный газ, 50 Гц, 11 кВ, вся установка в хорошем состоянии с момента установки. Артикул: C77GT

Газовая турбина Siemens SGT-800 205 МВт

Газовая турбина Siemens SGT-800 205 МВт Газовая турбина Siemens SGT-800 205 МВт, три (3) газовых турбины SGT-800, одна (1) паровая турбина Siemens SST-900, три (3) генератора рекуперации тепла, введены в эксплуатацию в 2013 г. , Комплектная силовая установка со всем вспомогательным оборудованием.Электростанция в отличном состоянии. Также доступны инженерные услуги по демонтажу и вводу в эксплуатацию …

Энергия | Бесплатный полнотекстовый | Минимизация стоимости жизненного цикла энергетических циклов газовых турбин для распределенного производства электроэнергии с использованием метода последовательного квадратичного программирования

1. Введение

Мировое потребление электроэнергии постоянно растет; 3240 ТВтч общего потребления электроэнергии в 1971 году увеличилось до 9310 ТВтч в 2013 году [1]. Столь существенный рост был вызван экономическим ростом и растущим спросом на высококачественную энергию.Во многих развитых странах электроэнергия производится на централизованных крупных электростанциях [2], таких как угольные, атомные и газотурбинные электростанции. Согласно энергетической статистике [3], уголь, природный газ и ядерное топливо составляют 41,3%, 21,7% и 10,6% от общего количества вырабатываемой в мире электроэнергии соответственно. Чтобы удовлетворить растущий спрос на электроэнергию, необходимо увеличить производственные мощности либо за счет расширения существующих электростанций, либо за счет строительства новых. Однако ни один из этих вариантов обычно не принимается населением, особенно если электростанции расположены рядом с их жилыми районами [4].В качестве альтернативы крупным централизованным электростанциям малые электростанции, расположенные на объектах потребителей или рядом с ними, могут поставлять электроэнергию; эти небольшие генераторы энергии называются распределенной (или децентрализованной) генерацией энергии (DPG). Использование DPG увеличивается; на него приходилось 21% мирового производства электроэнергии в 2000 году, и, по прогнозам, на него будет приходиться примерно 40% глобального роста электроэнергии в 2020 году [5]. Среди нескольких доступных технологий, таких как фотоэлектрические панели, ветряные турбины, двигатели внутреннего сгорания , и топливные элементы [6,7], газовые турбины были признаны наиболее привлекательным вариантом с технологической и экономической точек зрения [5].Однако производство электроэнергии с использованием газовых турбин малых или средних размеров по-прежнему остается дорогостоящим по сравнению с крупными генераторами энергии [8] из-за относительно более высоких инвестиционных затрат и более низкого электрического КПД. Следовательно, снижение эксплуатационных расходов газовых турбин с помощью математической оптимизации имеет решающее значение, особенно в областях распределенной генерации электроэнергии. Как показано в Таблице 1, существует несколько коммерческих газовых турбин, которые подходят для использования на крупных заводах и в городских зданиях [8,9,10,11].Многие анализы энергетических циклов газовых турбин были проведены, например, Куртом и др. [12] и Ахмади и др. [13]. Курт и др. [12] рассчитали и сравнили полезную выходную мощность и тепловой КПД газовой турбины открытого цикла с различными расчетными условиями для температуры на входе компрессора, отношения температуры / давления на входе в турбину, а также изоэнтропического КПД компрессора и турбины. Ахмади и др. [13] оценили цикл регенерации газовой турбины посредством эксергоэкономического анализа и применили многоцелевую оптимизацию для получения максимальной эксергетической эффективности и минимальных затрат.Они пришли к выводу, что повышение эффективности компрессора и турбины и повышение температуры предварительного нагрева воздуха значительно влияют на повышение эффективности и снижение затрат. Наряду с системным моделированием и экономическим анализом, математическая оптимизация применялась к энергетическим циклам газовых турбин [14,15,16,17,18] . Для оптимизации было выбрано несколько алгоритмов в зависимости от типа оптимизации, например, смешанное целочисленное линейное программирование (MINLP), генетический алгоритм (GA), симплекс-метод и последовательное квадратичное программирование (SQP).MINLP обычно используется для задач с дискретными наборами переменных и нелинейными функциями [19], GA предпочтительнее для поиска нескольких оптимальных точек [20], а симплекс-метод рекомендуется для преодоления проблемы локальных решений, неопределенностей и разрывов [21] . Метод SQP — один из самых последних разработанных алгоритмов оптимизации [22] и, возможно, один из наиболее эффективных и недорогих в вычислительном отношении методов [23]. Учитывая эти преимущества, метод был применен для оптимизации энергетических систем, например, сверхкритических угольных электростанций [24], систем кислородного сжигания с ионообменной мембраной [25], когенерационных систем [26] и твердооксидных топливных элементов. электроэнергетика [27].Однако метод SQP еще не применялся к газотурбинным электростанциям. При производстве газотурбинной энергии стоимость топлива составляет наибольший вклад в общую стоимость. Таким образом, предыдущие исследования по оптимизации газовых турбин [12,13] были сосредоточены на повышении эффективности, даже если это улучшение увеличит капитальные вложения. Однако в последнее время цена на природный газ упала в основном из-за добычи сланцевого газа. В этом контексте капитальные вложения и стоимость топлива теперь по-разному влияют на общую стоимость; компромиссное сравнение и оптимизация повышают рентабельность газовых турбин.В этом исследовании мы применили метод SQP к энергетическим циклам на основе газовых турбин с целью минимизации стоимости жизненного цикла производства электроэнергии. Путем оптимизации предлагается новый набор проектных условий для каждого энергетического цикла газовой турбины. Были также проведены тематические исследования, изучающие влияние экономических параметров, таких как цена на топливо, процентная ставка и темп роста, на оптимальные условия и стоимость жизненного цикла энергетических циклов газовых турбин. При оптимизации в качестве целевой функции, которую необходимо минимизировать, была выбрана приведенная годовая норма затрат.Для расчета затрат жизненного цикла учитывались первоначальные капитальные затраты, затраты на топливо и затраты на техническое обслуживание в течение всего срока службы электростанций. В качестве первого шага анализа были смоделированы энергетические циклы газовой турбины и рассчитаны балансы энергии / массы. Используя данные баланса энергии / массы и соответствующие экономические предположения, была рассчитана приведенная стоимость электроэнергии. Наконец, с использованием метода оптимизации SQP было предложено новое проектное условие для каждого энергетического цикла газовой турбины; за счет соответствующего выбора проектных условий была достигнута наименьшая стоимость жизненного цикла.Для моделирования системы использовался коммерческий программный пакет Aspen Plus ® (Бедфорд, Массачусетс, США) [28], а для оптимизации затрат применялся встроенный алгоритм SQP.

5. Выводы

Мы исследовали минимизацию стоимости жизненного цикла трех различных типов энергетических циклов газовых турбин, используя метод последовательного квадратичного программирования. Для анализа было выбрано несколько газовых турбин средней мощности мощностью в несколько десятков МВт, используемых для распределенной выработки электроэнергии. Посредством математической оптимизации с использованием алгоритма SQP был предложен новый набор проектных условий для каждого энергетического цикла, нацеленный на минимальную стоимость жизненного цикла.За счет оптимизации расчетных условий энергетического цикла затраты на жизненный цикл простого цикла газовой турбины и регенеративного цикла были снижены на 7,4% и 12,0%, с 214,5 до 198,6 долл. США / МВт-ч и с 207,7 до 182,8 долл. США / МВт-ч соответственно. . Стоимость жизненного цикла комбинированного цикла газовой турбины была снижена на 3,9% со 167,2 до 160,7 долл. США / МВтч. В этих результатах мы заметили, что затраты на комбинированный цикл газовой турбины снизились меньше всего, всего на 3,9%, поскольку комбинированный цикл уже был наиболее эффективным; таким образом, потенциал повышения эффективности и, как следствие, снижения стоимости топлива незначителен.

В ходе тематического исследования различные значения удельной стоимости топлива, процентной ставки и коэффициента увеличения были применены к расчету затрат, чтобы исследовать, как различные экономические ситуации влияют на экономически оптимальное состояние газотурбинной электростанции с комбинированным циклом. В странах с более высокими ценами на топливо, таких как Южная Корея и Китай, новые расчетные условия комбинированного цикла газовой турбины были рекомендованы как очень близкие к верхней границе, что означает, что повышение эффективности важно для снижения затрат.В странах с низкими ценами на топливо, таких как Индия и Индонезия, новые проектные условия были установлены в экономически выгодном месте в середине диапазона вариаций. Для Индии и Индонезии наблюдался некоторый компромисс между стоимостью топлива и стоимостью оборудования; однако стоимость топлива также была основным источником общих затрат, составляя 60% от общей стоимости.

В этом исследовании существует несколько ограничений, которые будут устранены в будущем. При расчете стоимости жизненного цикла учитывались только первоначальные инвестиционные затраты, затраты на топливо, а также затраты на эксплуатацию и техническое обслуживание.Чтобы выполнить более точную экономическую оценку, необходимо добавить подробную информацию, включая стоимость рабочей силы, налоги, страхование, затраты на выбросы углерода и затраты на вывод из эксплуатации.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован.