Назад к списку

Газовые турбины на выставке Нефть и газ / MIOGE 2017

Выставкой «Нефть и газ-2017», проходившей в Крокус-Экспо с 27 по 30 июня, завершилось первое выставочное полугодие в Москве. Если теперь что-то интересное по части энергетики в этом году и будет, то только осенью.

Что характерно: если на тепличной выставке, которая проводилась на ВДНХ за две недели до «Нефть и газ», в части энергетического машиностроения были представлены только поставщики ГПУ, то в Крокус-Экспо выставлялись исключительно «турбинщики». С газопоршневыми установками на этой выставке не было вообще никого. А ведь ГПЭА очень широко используются в России, как Газпромом, так и всеми серьёзными нефтяными компаниями.

По какой причине даже питерская «Звезда-Энергетика» не приехала на эту выставку, мне не очень понятно. Зато совершенно ясно, что российский нефтегаз – это основной клиент для производителей газотурбинных электростанций, особенно зарубежных.


На обычных предприятиях использовать ГТУ нет смысла

Дело в том, что для большинства промышленных предприятий использование газотурбинных установок не имеет экономического смысла: удельная стоимость строительства «под ключ» газотурбинных электростанций с единичной мощностью до 25 МВт довольно высокая даже при использовании отечественных газовых турбин. При этом все российские и импортные ГТУ имеют относительно невысокий «чистый» электрический КПД (как правило 25-30%, в лучшем случае 30-35%), поэтому затраты на топливо в таких проектах выше чем, при использовании газопоршневых установок. Расчётную экономику не спасает даже более простой сервис, чем у ГПУ.

Поэтому, если говорить о большинстве производственных объектов, то на мощностях вплоть до 50 – 75 МВт срок окупаемости газотурбинных электростанций получается более длительным, чем газопоршневых. Если кто не верит, то можно вместе посчитать. И даже использование парогазового цикла, благодаря которому электрический КПД может быть доведён до 50 – 55%, не даёт реального преимущества по сравнению с ГПУ, т.к. дополнительный котёл-утилизатор и паровая турбина значительно удорожают проект.

Экономическая эффективность – это основная причина, по которой большинство производственных предприятий для собственной электрогенерации выбирает газопоршневые установки, а не газовые турбины. Например, тот же Евроцемент планирует построить на десяти своих цементных заводах именно газопоршневые электростанции мощностью 20 – 45 МВт, хотя первоначально как вариант рассматривались, в том числе и ГТУ.

Исключение составляют, пожалуй, только проекты, связанные с нефтехимией, газопереработкой и т.п. То есть это объекты, на которых:

   1. Стоимость топлива (природного или попутного газа) намного меньше, чем для обычных потребителей.

   2. Относительно ровный график электрической нагрузки в течение суток и года.

   3. Всё утилизированное тепло может круглогодично использоваться на технологию (например, в виде пара).

Невский завод – заявка на ГТУ мирового уровня

Самым интересным образцом отечественной ГТЭС на выставке Нефть и Газ -2017/ MIOGE 2017 стала ГТЭ-16 мощностью 16 МВт на базе совершенно нового газотурбинного двигателя Т16, который разработан совместно инженерами Невского завода (входит в РЭП-Холдинг) и американской компанией GE Oil & Gas. Это самая современная модель российской энергетической турбины. В 2016 году предсерийный экземпляр ГТЭ-16 прошёл опытную эксплуатацию непосредственно на Невском заводе.

Т16 – это, пожалуй, первая российская газовая турбина такой мощности, разработанная специально для применения в энергетике в составе электроагрегатов и газоперерабатывающих агрегатов, и, при этом, соответствующая мировому уровню. Подробно вдаваться в технические детали не буду, но отмечу, пожалуй, только три ключевых пункта, на которые лично я сразу обратил внимание, и которые мне очень понравились:

   1.Электрический КПД - 36%., механический – 37%.

   2.Заявлен общий ресурс 200 тыс. часов.

   3.Боковая выкатка турбины из-под кожуха облегчает техобслуживание и ремонт.

Конечно, эти показатели ещё потребуется подтвердить. Тот же электрический КПД 36% указан явно без учёта собственных нужд электростанции. Использование дожимного компрессора (скорее всего, с рабочим давлением 1,8 МПа) понизит «чистый» КПД на несколько процентов. Наработку до капремонта производитель пока не указывает, т.к. опыта длительной эксплуатации данной ГТУ пока нет. Кроме того, 200 тыс. ч общего ресурса – это тоже пока только расчётное значение.

Кроме того, необходимо учитывать, что Т16 – это пока ещё совершенно новая турбина. Очевидно, что в реальной эксплуатации будут выявлены некие детские болезни, и потребуется определённое время для доведения этой ГТУ «до ума». По-другому просто не бывает. Любое сложное техническое оборудование необходимо совершенствовать с учётом опыта его использования.

Но, что очень радует, Невский завод уже сделал серьёзный шаг в нужном направлении. Если инженеры-конструкторы исправят все выявленные недостатки новой турбины, а рабочие обеспечат отличное качество производства и сборки, то года через 3 – 4 мы получим не просто ГТУ, а конфетку.

Невский завод начал работать с турбинами мирового уровня почти десять лет назад, когда занялся локализацией производства ГТД MS5002E американской компании GE. Эта турбина используется в газоперекачивающих агрегатах ГПА-32 «Ладога». Невский завод уже поставил Газпрому более 50 таких установок, в том числе и для газопровода «Сида Сибири». Очень хороший результат и правильное направление движения.

© МетеоЭнергетик, 2020
Валерий Мартынов. Частный консультант по ГПУ, микротурбинам и мини-ТЭЦ.
Моб.: +7 (903) 747-77-71 E-mail: meteoenergetic@yandex.ru