Основные направления развития микротурбинных технологий в России и за рубежом

8. Федоров, М.П. Углеродные инвестиции в энергетическое использование полигонов ТБО / М.П. Федоров, В.В. Кораблев, В.И. Масликов, Е.О. Иокша // Экология и жизнь : научно-популярный и образовательный журнал,— 2008. N° 4(77) .— С. 16-22.

9. Федоров, М.П. Разработка и создание экспериментального комплекса по оптимизации конверторных процессов получения водорода из биогазов органосодержащих отходов / М.П. Федоров

[и др| // «Физические проблемы водородной энергетики» 6-я Российская конференция,— 2010. — С. 117-118.

10. Lysikov, A.I. Novel approach for municipal solid waste biogas reforming into hydrogen for fuel cell powered generators [Текст] / А.1. Lysikov, A.G. Oku-nev, D.V. Molodtsov, V.l. Maslikov // XIX International Conference of Chemical Reactors «Chem-reactor-19» Vienne, Austria.— 5—9 September 2010. P. 192-193.

УДК 621.438

В.А. Рассохин, Н.А. Забелин, Ю.В. Матвеев

ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ МИКРОТУРБИННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ В РОССИИ И ЗА РУБЕЖОМ

Энергетика, сформировавшаяся как ведущая отрасль промышленности примерно сто лет тому назад, прошла сложный путь развития, как и многие другие отрасли. Сначала были созданы отдельные агрегаты небольшой мощности, затем, когда стали вполне очевидными все преимущества использования электрической энергии, мощность создаваемых установок постоянно увеличивалась, а сами установки объединялись уже в энергосистемы. При такой централизации показатели эффективности и надежности установок неуклонно повышались как в зарубежной, так и в советской (ныне российской) энергетике [1].

В последние годы в энергетике России наметились тенденции к использованию децентрализованного производства тепла и электроэнергии в самых различных сферах хозяйственной жизни страны [2]. Это обстоятельство обусловлено рядом причин, немаловажной из которых является чрезвычайно большая доля физически и морально устаревшего энергогенерирующего оборудования на крупных тепловых и гидравлических электростанциях страны. Так, по прогнозам Минпромэнерго к 2010 году должно было выработать свой ресурс не менее 50 % установленной мощности на ТЭС и ГЭС, а к 2020 году эта цифра может вырасти и до 70 % [3]. Модернизация электрического хозяйства и ввод в эксплуатацию новых мощностей не успевают за ро-

стом темпов потребления электроэнергии. Все это крайне негативно сказывается на надежности поставок электрической и тепловой энергии различным ее потребителям. Так, энергетическая авария в Москве в мае 2005 года, обусловленная выходом из строя электроподстанции «Чагино», показала полное отсутствие взаимодействия между генерирующей и сетевой компаниями «Мосэнерго». Каскадные отключения электроэнергии в городе привели к тому, что треть столицы и 24 города Московской области остались без электричества. Вместе с тем до половины возникшего дефицита электроэнергии можно было бы оперативно перебросить с недогруженных атомных электростанций в центре России, но вследствие узковедомственных интересов и общей безответственности это не было сделано [3]. Переход на локальные газовые электростанции — это прогрессивное решение проблемы энергоснабжения, сокращение сроков ввода новых мощностей и расходов на строительство ЛЭП, уход от неэффективного инвестирования крупных долгосрочных проектов. Выбор природного газа в качестве энергоносителя для двигателей оправдывается его приемлемой ценой на внутреннем рынке, к тому же он обладает существенным экологическим преимуществом по сравнению с твердым и жидким топливами.

Роль децетрализованной энергетики в мировой энергетической безопасности

На энергообъекте большей мощности себестоимость производства и электроэнергии, и тепла (а следовательно, и срокего окупаемости) ниже, чем на небольших станциях и котельных. Но протяженность инженерных сетей, необходимых для транспортировки тепла и электроэнергии к месту потребления, — значительная. Это обстоятельство приводит к весьма значительной доле капитальной составляющей в себестоимости производства тепла и электроэнергии. По этой причине государству, которое является собственником крупных сетей, все труднее поддерживать генерирующие мощности и распределительные сети в исправном состоянии. Все это приводит к неуклонному росту цен на электроэнергию и тепло, получаемые от объектов их централизованного производства [1].

Решение этой проблемы многие специалисты видят в создании новых локальных, автономных и распределенных систем генерации электричества и тепла. При этом самостоятельные энергоисточники — это не альтернатива энергосистеме, они лишь дополняют ее, повышая надежность энергоснабжения потребителей. Использование котельных или электростанций малой мощности для небольших предприятий или нескольких жилых зданий не требует больших и разветвленных теплотрасс и электросетей, но при этом необходимо создать широкую сеть трубопроводов для подвода топлива [3].

Необходимо широкое внедрение технологий, позволяющих увеличивать производство электроэнергии при существующем тепловом потреблении, что возможно, например, за счет применения энергоисточников малой и средней мощности. В этом случае промышленные и отопительные котельные будут утилизировать выхлопные газы двигателей.

На Западе трудно найти предприятие без резервного электроисточника, так как всеобщая компьютеризация делает практически любую трудовую деятельность зависящей прежде всего от стабильного энергоснабжения. В Израиле, например, такими автономными источниками энергии обеспечиваются все жилые дома, имеющие более четырех этажей. Эту практику вводят и европейские страны. Западные специалисты высказывают предположение, что автономные

электростанции и локальные энергетические сети будут объединены в единую мировую систему (по типу интернета), что не исключает их автономной работы в своем регионе.

Эффективность использования автономных энергетических установок малой мощности определяется следующим:

снижением удельной себестоимости производства электроэнергии и тепла за счет использования более совершенного оборудования; повышением надежности энергоснабжения; существенным сокращением сроков их сооружения;

независимостью режима работы от энергосистемы;

снижением масштабов отчуждения территории под крупное энергетическое строительство;

возможным повышением экологичности производства электроэнергии и тепла, снижением затрат на охрану окружающей среды.

Этот класс установок должен быть ориентирован на широкую гамму топлив (многотоплив-ность): жидкое, газообразное, твердое и др.

Принципиально в качестве автономных могут быть применены теплоэнергетические установки с различными типами агрегатов: двигателями внутреннего сгорания; паровыми и газовыми турбинами и их комбинациями.

Каждый из этих типов может оказаться рациональным для той или иной конкретной области применения и типа топлива. В некоторых случаях речь может идти о применении различных агрегатов одного и того же типа для привода разных устройств. Из этого вытекает требование многоцелевого назначения автономных энергетических установок. При этом необходима широкая унификация энергоагрегатов.

К автономным энергетическим установкам должно быть предъявлено требование комплектности и блочной поставки, а следовательно, необходимость создания малогабаритных турбин, котлов, конденсаторов, камер сгорания, насосов и теплообменного оборудования.

Разрабатываемые автономные энергетические установки должны работать с минимальными вредными выбросами в окружающую среду за счет применения оригинальных технологий сжигания, что обеспечивает экологическую безопасность теплоэнергетических агрегатов.

Практически всем перечисленным выше требованиям в полной мере удовлетворяют так на-

зываемые микротурбинные энергетические установки, появившиеся на рынке энергогенерирую-щего оборудования не более двадцати лет тому назад [4]. КПД производства электроэнергии микротурбинными установками составляет 15— 20 % (когенерационные установки без регенератора для получения большого количества тепла) и 25—30 % (установки с регенерацией тепла).

Устройство и принцип работы микротурбинных установок

Микротурбина — это высокооборотная газовая турбина, в чьей камере сгорания сжигается природный или какой-либо иной газ, выполненная в виде конструкции с одной движущейся (вращающейся) деталью — неразъемным ротором, на котором соосно расположены электрический генератор, цетробежный компрессор и центростремительная радиально-осевая турбина. Она представляет собой тепловой двигатель, в котором реализуется рабочий процесс (цикл) ГТУ с регенерацией.

Принцип работы микротурбинной установки следующий (рис. 1):

Очищенный в фильтре атмосферный воздух попадает в воздухозаборник 4, откуда подается на вход в компрессор 3. В компрессоре 3 воздух сжимается и в результате сжатия одновременно нагревается. После компрессора сжатый воздух еще дополнительно подогревается в специальном газовоздушном теплообменнике 70(регенератор).

Использование регенеративного подогрева позволяет примерно в два раза повысить электрическую эффективность установки. Затем нагретый сжатый воздух перед камерой сгорания 6 смешивается с газообразным топливом 9 и гомогенная газовоздушная смесь подается через горелку в камеру сгорания для сжигания. Такое предварительное смешение воздуха с газообразным топливом позволяет снизить уровень эмиссии вредных веществ в выхлопных газах до 25 ррт (в пересчете на 15 % содержания кислорода в выхлопных газах) при 100 % электрической нагрузке и практически до 0 при нагрузках менее 50 %.

Нагретый в камере сгорания газ поступает в рабочее колесо турбины 7(где, расширяясь, совершает полезную работу, приводя его в движение), а также в колесо компрессора 3 и высокооборотного генератора 2. Выходя из турбины 7, по газоходу ¿'выхлопные газы попадают в реге-

16

4

4S*

¡ш

Рис.1. Функциональная тепловая схема автономной микротурбинной установки типа ТА-100 RCHP компании Elliott Energy Systems: /— силовая электроника; 2— генератор; 3 — воздушный компрессор; 4— воздухозаборник; 5 — воздуховод между компрессором и рекуператором; 6— камера сгорания; 7— турбина; 8— газоход между турбиной и рекуператором; 9— подвод природного газа; 10— рекуператор; 11 — байпасная заслонка; 12— котел-утилизатор; 13— выход горячей воды; 14— байпасный газоход; 15— вход холодной воды; 16— выхлопной тракт

нератор 10, где отдают часть своего тепла сжатому после компрессора воздуху.

На выходе из регенератора 10 установлена байпасная заслонка 77, которая направляет выхлопные газы либо по байпасному газоходу 14, либо напрямую в котел-утилизатор 12. В котле-утилизаторе (газоводяной теплообменник) выхлопные газы отдают свое тепло сетевой воде, которая там нагревается до требуемой температуры

Типичное устройство установки с микротурбиной (на примере установки компании Elliott Energy Systems модели ТА-100 RCHP) представлено на рис. 2. Эта установка представляет собой агрегат полной заводской готовности с котлом-утилизатором, вспомогательными системами и устройствами, смонтированными на единой пространственной раме. Для защиты от внешних атмосферных воздействий используется защитный капот со звукоизолирующим

Входное

Охладитель мала, устройство

вентилятор Турбокомпрессор ,

- Л /--

Рекуператор

Теплообменник

Силовая электроника

Вентилятор

топливного газа

Электронный преобразователь

Компрессор

Рис. 2. Компоновка агрегатов автономной микротурбинной установки типа ТА-100 RCHP компании Elliott Energy Systems

покрытием. Все агрегаты под капотом, нагревающиеся в процессе эксплуатации установки, закрыты теплоизолирующими чехлами. Данная установка изготавливается в двух вариантах исполнения: для эксплуатации внутри и снаружи помещений. В состав установки входят: турбогенератор, камера сгорания, регенератор, котел-утилизатор, дожимной газовый компрессор, силовая электроника (выпрямитель, инвертор, фильтр), воздушная система охлаждения силовой электроники и дожимного компрессора, воздушная система охлаждения радиатора масляной системы и котла-утилизатора, цифровая система автоматического управления и панель управления оператора, аккумуляторные батареи с зарядным устройством.

Ведущие мировые производители микротурбинных установок

Одним из мировых лидеров в разработке и производстве микротурбин является компания Elliott Energy Systems (г. Стюарт, штат Флорида, США). Основная продукция Elliott — микротурбинные установки мощностью до 100 кВт в различных вариантах исполнения [5]. Микротурбинные энергоустановки компания Elliott производит с 1995 года. В настоящее время это модели:

электростанция ТА-100 R с выработкой только электроэнергии мощностью 100 кВт;

когенерационная установка ТА-100 RCHP электрической мощностью 100 кВт и тепловой мощностью 172 кВт;

электростанция ТА-100 Я в кожухе из нержавеющей стали для эксплуатации на морских газодобычных платформах.

ТА-100 ЯСИР — это агрегат полной заводской готовности.

Микротурбина ТА-100 ЯСИР в целом работает в автономном (островной) режиме или параллельно с сетью как по электрической, так и по тепловой (холоду) энергии. В параллель может работать до 10 агрегатов. В конструкции турбины отсутствует редуктор, поэтому частота вращения ротора изменяется от 33 000 до 69 000 об/мин в зависимости от величины нагрузки. В связи с этим вырабатываемое высокочастотное напряжение подвергается двойному преобразованию: из высокочастотного переменного в постоянное, а затем в переменное 380,400 или 480 В с частотой 50 или 60 Гц.

В конструкции ТА-100 ЯСНР отсутствуют несбалансированные части, поэтому работа установки отличается практически полным отсутствием вибраций и низким уровнем акустического шума.

Важный игрок на рынке производства микротурбинных установок — компания ¡гщегеоП, энергетические микротурбинные установки которой имеют мощность 70 и 250 кВт. Отличительная особенность установки мощностью 70 кВт — наличие двух турбин (для привода компрессора и силовая турбины). При этом силовая турбина соединена с электрогенератором через редуктор, что позволило использовать в этой установке стандартный низкооборотный генератор со скоростью вращения 1500 (1800) об/мин.

В установках компании Ingersoll мощностью 70 и 250 кВт применены подшипники качения на жидкой смазке с шариками, а также керамическое рабочее колесо турбины, что является характерной особенностью конструкции для компании Ingersoll. Благодаря усовершенствованной керамике типа кремниевого нитрида (Si~,N4 Ceramics), микротурбина может работать с более высокими температурами, чем микротурбина из металлических сплавов. Сказанное приводит к экономии топлива и понижению выброса NOr

Таким образом, использование керамики позволяет иметь температуру газа перед турбиной 925 °С, что обеспечивает высокий (32 %) КПД и достаточно продолжительный (80000 часов) ресурс установки. Недостатком установок компании Ingersoll можно считать увеличенные габариты.

Фирма Turbec, появившаяся на рынке микротурбинных установок в 1999 году, выпускает микротурбинную энергетическую установку электрической мощностью 100 кВт. Отличительная особенность установки — использование единого высокоскоростного ротора, объединяющего радиальную турбину, центробежный компрессор и компактный высокооборотный электрогенератор на постоянных магнитах. Отсутствие редуктора между турбогруппой и генератором существенно уменьшило вес и повысило надежность всей установки. В роторе использованы подшипники качения, требующие минимального расхода жидкой смазки — 9 литров на 6000 часов работы.

Скорость вращения ротора рассматриваемой установки компании Turbec составляет 70000 об/мин; степень сжатия в компрессоре равна 4,5; температура газа перед турбиной — 950 °С. Важное место в конструкции микротурбинной установки занимает регенератор, рассчитанный на входную температуру газа 650 °С, что позволяет иметь КПД установки на уровне 30 %.

Признанным лидером в разработке и производстве микротурбин на сегодняшний день по многим показателям является фирма Capstone Turbine Corporation (США), выпускающая установки мощностью 30,65 и 200 кВт [6]. В 1998 году Capstone первой предложила коммерческий продукт, основанный на микротурбинной технологии, — результат десятилетних усилий коллектива разработчиков. Компания Capstone совместно со своими партнерами уже установила более 3000 микротурбинных систем по всему миру.

Фирма Capstone достигла значительного успеха в обеспечении эффективного сгорания топлива и минимального уровня выбросов NOx за камерой сгорания. Успех основывался на использовании современных достижений в области теории горения. В частности, Capstone совершенствовала конструкцию топливных инжекторов, обеспечивающих необходимую подачу топлива в камеру сгорания.

Для установок Capstone система утилизации тепла уходящих газов после рекуператора в течении ряда лет была дополнительной — в минимальный набор поставки она не входила. Со временем Capstone разработала такую систему, основанную на газо-водяном подогревателе.

На мировом рынке микротурбинных установок имеются изделия и таких компаний, как Nissan, выпускающая установки мощностью 2,6 кВт, Toyota с установками мощностью 50 и 300 кВт, Bowmen, выпускающая микротурбинные установки типа TG80CG мощностью 80 кВт, и т. д.

Правовые и экономические аспекты

Во многих странах на законодательном уровне поддерживается развитие распределенных систем генерации в дополнение к существующим централизованным системам. В США, например, приняты законы, освобождающие владельцев автономных источников энергии от налогов, а также обязывающие энергетические компании покупать у них излишки электроэнергии по выгодным ценам. В Великобритании владельцам малых электростанций возвращается часть налогов. Определены компенсации и льготы владельцам малых установок в Германии. В Индонезии и Сингапуре действуют программы поддержки независимых энергопроизводителей.

Даже на Украине в принятом законе об электроэнергетике определен статус «независимого» производителя электроэнергии, в соответствии с которым владелец энергомощностей до 5 МВт беспрепятственно допускается к сети, у него покупаются все излишки электроэнергии. Вырабатываемую энергию мощностью до 20 МВт можно продавать по прямым договорам с потребителями, оплатив при этом только сетевую составляющую тарифа, а мощность свыше 20 МВт должна продаваться на оптовом рынке.

В 2000 году Министерством энергетики США (DOE) была разработана рассчитанная на 2000—2006 годы общегосударственная програм-

ма и объявлен конкурс на создание прорывных технологий в области микротурбинных установок. Только правительственные инвестиции на реализацию этой программы составили 60 млн долл., еще такой же объем планировалось получить со стороны частных инвесторов. В задачу указанной программы входило руководство всей общегосударственной работой по проектированию, изготовлению, испытанию и опытно-промышленному освоению нового поколения микротурбинных установок, которые должны быть более экономичны по топливу, более чисты в отношении загрязняющих выбросов, более приспособлены к различным сортам топлива, более долговечны и надежны, более дешевы по сравнению с их поколением, существовавшим на момент опубликования данной программы. При этом разрабатываемые микротурбинные установки должны были удовлетворять следующим основным требованиям: электрический КПД — не менее 40 %; содержание 1МОх в отработавших газах (при работе на природном газе) — не более 10 ррпт; срок службы — не менее 45000 часов; ресурс до капитального ремонта не менее 11000 часов; стоимость оборудования — не более 500 $/кВт; стоимость электроэнергии должна находиться на уровне ее стоимости в сетях энергосистем.

Себестоимость производства электроэнергии микротурбинными установками оказалась примерно в 2,5—3,0 раза ниже ее стоимости при покупке от крупной электросети. Были отмечены вполне удовлетворительное техническое сопровождение и правовая поддержка со стороны поставщиков приобретенного микротурбинного оборудования.

Что же касается экономических и правовых аспектов использования автономных энергетических установок малой мощности в Российской Федерации, то, по-видимому, здесь прежде всего следует начать с получения достоверных статистических данных о масштабах их использования в нашей стране. По-прежнему остается крайне низким качество статистических данных по России о вводимых в эксплуатацию энерго-генерирующих установках малой мощности, что, по-видимому, может быть объяснено следующими причинами. Прежде всего, достаточно большое количество установок приобретается уже взамен существующих для модернизации и реконструкции действующих малых ТЭС, как муниципальных, так и производственных. Да-

лее, значительное количество реализуемыхуста-новок приобретается в качестве резервных, в том числе и в районах коттеджной застройки, для предприятий мобильной связи, котельных и т. п. И, наконец, не все реализуемые в России электрогенераторы учитываются отечественной статистикой. Так, действующими формами статистического наблюдения за электроэнергетикой страны достаточно полно отслеживаются электростанции мощностью от 500 кВт и выше, значительно хуже — электростанции меньшей мощности, особенно находящиеся на балансе не-энергоснабжающих организаций. Руководители же малых предприятий и индивидуальные предприниматели вообще не предоставляют каких-либо энергетических данных в органы государственной статистики. Следовательно, большое количество установок по производству электроэнергии малой мощности для государственной статистики остается ненаблюдаемым [6].

Микротурбинные технологии на Российском рынке

Российская энергетика вступила в полосу перемен, и оттого, насколько успешно они будут проходить, зависит и развитие экономики в целом. Тот огромный дефицит электроэнергии, о котором пишут, пока не наступил, но перебои в обеспечении потребителей становятся все более частыми. Всем памятны энергетические кризисы в Краснодарском крае и на Дальнем Востоке. Даже космодром «Плесецк» и комплекс управления МКС бывают ограничены в подаче электроэнергии.

Вместе с тем программа реформирования РАО «ЕЭС России» вызывает серьезные опасения у потребителей электроэнергии, так как при этом появляется несколько функциональных монополистов: администратор торговой системы, системные операторы, федеральная и региональные сетевые компании, оптовые генерирующие компании, а также сбытовые фирмы.

В результате реформирования в 1990-х годах РАО ЕЭС потеряло рынок тепловой энергии: выросло число мелких низкоэкономичных котельных, значительно снизился отпуск тепла большими электростанциями. Совместная выработка электрической и тепловой энергии на ТЭ Ц составляет теперь менее 50 %, а структура постоянных затрат на ее производство не изменилась. Учитывая перекрестное субсидирование, доля затрат на

электрическую энергию в продукции предприятий превышает нормативы, в итоге делая эту продукцию неконкурентоспособной.

По-видимому, в современных экономических условиях альтернативы использованию малой энергетики для скорейшего решения насущных экономических задач не существует. Возможность ее широкого применения в России обусловлена климатическими условиями и большими территориями с размещением основных топливно-энергетических ресурсов в малонаселенных регионах. Рост производства автономных источников электроэнергии позволит удовлетворять возрастающие требования к качеству и надежности энергоснабжения.

При этом, развивая российскую малую энергетику, необходимо учитывать следующие аспекты:

сегодня в топливно-энергетическом комплексе России две трети топлива затрачивается на производство тепла. Сжигать органическое топливо для производства только одного вида полезной продукции крайне неэффективно. Не используется высокотемпературный потенциал газового топлива. Его необходимо сжигать только в установках комбинированного производства тепла и электроэнергии, при этом важно приблизить источник к потребителю;

при разработке приоритетов для объектов малой энергетики необходим объективный сравнительный анализ различных технологий, типов энергоустановок в зависимости от требований к энергообъекту;

важнейшим условием успешного строительства объектов малой энергетики является объем и форма финансирования. А потому необходима разработка четкой схемы реализации проектов — от исследовательских работ до строительства и ввода в эксплуатацию, в том числе обучение персонала;

при выборе типа основного оборудования необходим учет условий и стоимости его обслуживания, гарантий поставщиков. Надо знать возможности различных производителей;

необходимо учитывать динамику изменения стоимости топлива и оборудования, тарифов на тепло и электроэнергию, инфляцию;

необходимо в случае определенных обстоятельств предусмотреть использование местного топлива: попутного газа, сырой нефти, бурого угля и т. д.

На начальном этапе разработки проектов необходимо провести исследовательские пред-проектные работы. Они не требуют больших затрат, а экономический эффект — ощутимый.

В последнее время заметную роль в развитии малой энергетики стали играть и новые факторы, в частности некоторый экономический подъем в зонах централизованного энергоснабжения при наличии существенных инфраструктурных ограничений (отсутствие технологических возможностей подключения к уже имеющимся электрическим и тепловым сетям). Так, согласно данным Росгосстата в 2007 году в стране не удовлетворены заявки на подключение к электрическим сетям на общую мощность в 2300 МВт, что составило около 12,6 % от общей заявленной на подключение мощности. Наиболее сложная ситуация с подключениями складывается в Южном федеральном округе, где не было удовлетворено 28,9 % от заявленной на подключение мощности. Сложная ситуация с возможностью подключения к электросетям наблюдалась в Центральном и Сибирском федеральных округах, где не было удовлетворено соответственно 13,5 и 11,8 % от заявленной на подключение мощности.

Таким образом, развитие малой энергетики для России — это жизненно важный фактор, так как более 50 % территории страны не имеют связи с энергосистемой и надежное энергоснабжение может быть обеспечено только малыми ТЭЦ. Предприятия, выстроившие и отладившие технологические цепочки, понимают, что эффективность производства можно повышать, лишь установив собственные энергоисточники, — вступление в ВТО не за горами. Многие предприятия уже имеют собственные паросиловые, газопоршневые и газотурбинные электростанции. Их автономные электростанции вырабатывают от десятков кВт до нескольких десятков М Вт электроэнергии и эксплуатируются в базовом режиме, но существуют серьезные проблемы во взаимоотношениях I РРб и энергосистемы по вопросу определения стоимости принимаемой в сеть электроэнергии.

На российском рынке автономных энергетических установок предлагаются к применению различные технологии для решения проблем тепло- и электроснабжения. Основные из них: газотурбинные и газопоршневые установки; дизельные, паротурбинные и ветроэнергетические установки; паровые и водогрейные котельные.

Они должны выбираться в зависимости от конкретных условий как наиболее оптимальный вариант с точки зрения затрат и сроков реализации проекта.

Как указывалось выше, основной причиной распространения малой энергетики стало хозяйственное освоение территорий, не охваченных еще централизованным тепло- и электроснабжением. А таких территорий, например, в Российской Федерации не менее 2/3 от ее общей площади. Снабжение топливом энергетических объектов, особенно в отдаленных регионах, — один из основных вопросов экономики страны. Следовательно, должен быть выбран наиболее эффективный вариант обеспечения их энергоресурсами. В любом случае необходимо подробное обследование и анализ энергетического состояния территории потребителя.

Так, например, создание фермерских хозяйств и коттеджных зон усилит потребность в сравнительно маломощных энергетических установках для привода электрических генераторов, насосов, компрессоров, различных машин и механизмов, для выполнения тех или иных сельскохозяйственных, бытовых и других технологических операций. Такие установки должны быть недорогими и доступными для приобретения широкому кругу представителей малого бизнеса. Потребность в таких автономных установках может оказаться значительной даже в районах с развитыми электрическими станциями, так как вряд ли целесообразно будет создавать в каждом фермерском хозяйстве свои трансформаторные подстанции и развитые сельские электрические сети.

К настоящему времени на российском рынке микротурбинных технологий производства тепла и электроэнергии представлены лишь три иностранные компании (Capstone, Turbec, Elliott). К середине 2006 года ими было поставлено в общей сложности более 60 установок, предназначенных для энергоснабжения самых различных объектов (см. таблицу).

Как указывается в работе [7], количество установленных микротурбинных установок в России к 2009 году составило (по отраслям): котельные — 20 ед.; жилые комплексы — 44 ед.; конторские здания — 18 ед.; промышленные предприятия — 13 ед.; медицинские учреждения — 1 ед. Также установлено, что средняя мощность ТЭЦ с микротурбинными установками

в России (550 кВт) существенно больше, чем за рубежом (200 кВт). Это прежде всего связано с тем обстоятельством, что российские установки практически все — автономные, тогда как большинство зарубежных микротурбинных установок работают параллельно с электрической сетью. Еще одно существенное отличие отечественных мини-ТЭЦ заключается в наиболее полном использовании энергии топлива (применение когенерации и тригенерации).

В работе [7] также представлен анализ опыта эксплуатации микротурбинных установок в России. Так, промышленная эксплуатация ГТУ, установленных на мини-ТЭЦ в автосалоне ГАЗ в Санкт-Петербурге (см. табл. 1), была начата в сентябре 2006 года, но уже через 5 дней (после 132 часов работы) автоматика установки выдала команду на отключение из-за прекращения подачи газа от газораспределительной сети. В случае такого аварийного отключения в рассматриваемой мини-ТЭЦ предусмотрен автоматический запуск резервного дизель-генератора, который обеспечивает аварийное электроснабжение объекта. После возобновления подачи газа установка была запущена вновь. Общая наработка аварийного дизель-генератора за все время эксплуатации ГТУ составила не более 6 часов. Средняя загрузка ГТУ составляла 45 кВт в рабочее и 10 кВт — ночное время.

В ноябре 2006 года была введена в действие вторая ГТУ. За два месяца работы средняя нагрузка в рабочее время составляла 50 кВт, с кратковременным возрастанием до 100 кВт и более, а в ночное время — 12 кВт. После резкого похолодания в середине зимы средняя нагрузка в дневное время возросла до 90 кВт, так что в течение всего зимнего периода покрытие тепловой нагрузки объекта осуществлялось в основном за счет утилизации тепла выхлопных газов ГТУ. Время работы пикового водогрейного котла за все это время составило около 60 часов. Суммарное же время наработки микротурбинных установок за 2007 год составило 11500 часов. В ходе первого технического обслуживания в соответствии с руководством по проведению регламентных работ каких-либо неисправностей обнаружено не было.

За 9 месяцев работы 2007 года рассматриваемые микротурбинные установки выработали 292570 кВт-час электроэнергии. При этом среднесуточная электрическая нагрузка была равна

Таблица 1

Использование микротурбинных установок иностранных компаний в России

Место установки Объект установки Дата установки Производитель ГТУ Тип ГТУ Количество ГТУ Вид топлива Назначение агрегата

Ханты-Мансийск Радиорелейная подстанция 2004 Capstone сзо 2 дизельное Основное электроснабжение

Якутск Предприятие торговли 2004 Capstone C60 CHP 2 газ (дизельн.) Основное тепло-и электроснабжение

Белгород Отопительная котельная 2005 Capstone СЗО CHP 1 газ Аварийное электропитание

С.-Петербург Автосалон ГАЗ 2006 Elliott ТА-100 RCHP 2 газ Основное тепло-и электроснабжение

п. Коробицыно Ленингр. обл. Гостиничный комплекс 2006 Capstone С60 CHP 30 Основное тепло-и электроснабжение

Магнитогорск Предприятие торговли 2006 Capstone С60 CHP 1 газ Основное тепло-и электроснабжение

Зеленогорск Отопительная котельная 2007 Elliott ТА-100 RCHP 15 газ Основное тепло-и электроснабжение

Москва Энергоцентр ЗАО «Аптеки 36,6» 2007 Capstone С65 RCHP 12 газ Основное тепло-и электроснабжение; кондиционирование

Москва Жилищный комплекс 2008 Elliott ТА-100 CHP 10 газ Основное тепло-и электроснабжение

Москва Отопительная котельная 2008 Elliott ТА-100 CHP 1 газ Собственные нужды

47 кВт, а тепловая нагрузка — около 100 кВт. Затраты на ЗИП составили 10400 руб, так что себестоимость электроэнергии оказалась равной 62 коп. за кВт-час.

Российские предприятия также ведут работы по созданию микротурбинных установок. Так, ОАО «Калужский двигательный завод» предлагает микротурбинную теплоэлектростанцию типа ТЭЦ-100/600 электрической мощностью 100 кВт и тепловой до 650 кВт в качестве пикового или же аварийного энергоисточника. ФГУП «Завод им. В.Я. Климова» разрабатывает первую отечественную микротурбинную установку типа ГТЭ-0,1 мощностью 100 кВт на газодинамических подшипниках.

Начиная с 2007 года ООО Научно-технический центр «Микротурбинные технологии», ООО «Газпром Трансгаз — Санкт-Петербург» и кафедра турбинных двигателей и установок СПбГПУ совместно с ОАО Научно-производственное объединение «Центральный котлотурбинный институт»» начали разработку серии малогабаритных установок с электрической мощностью от 20 до 500 кВт [8]. Одной из целей работы стало создание отечественной газотурбинной установки с электрической мощностью 100 кВт и характеристиками, близкими к характеристикам лучших зарубежных аналогов:

высокий КПД (преобразование топлива в электричество с КПД, превышающим 30 %);

максимальная защищенность окружающей среды — выбросы 1МОх не более 7 ррт для микротурбин, использующих природный газ;

Рис. 3. Тепловая схема автономной микротурбинной установки типа МТГ-100

долговечность — расчетные 11000 часов эксплуатации между капитальными ремонтами и срок службы не менее 45000 часов;

относительная стоимость менее 500 долларов США за кВт установленной мощности; стоимость производимого электричества должна быть конкурентоспособной по сравнению с альтернативными источниками, существующими на рынке (включая электросеть);

должна быть предусмотрена возможность использования различных видов топлива, включая природный газ, дизельное топливо, этанол, газ из органических отходов и другое жидкое и газообразное биотопливо.

Для решения поставленной задачи были применены новые технические решения, нехарактерные для отечественной энергетики, позволяющие обеспечить основные требования к автономным энергетическим установкам и их широкое внедрение. К таким решениям относится использование: высокоэффективных радиально-осе-вых турбин; газодинамических подшипников; теплообменников с высокой степенью регенерации (0,9); высокооборотных электрогенераторов с преобразователями частоты; малотоксичных камер сгорания.

Тепловая схема газотурбинной установки приведена на рис. 3. Воздух из атмосферы через систему фильтров входного устройства 6 поступает в радиальный компрессор 2, где сжимается до необходимого давления и затем подается в теплообменник (рекуператор) 8. В теплообменнике происходит подогрев воздуха, после чего он поступает в камеру сгорания (КС) 7, в которой происходит процесс горения углеводородного топлива, поданного в КС. Продукты сгорания, имеющие высокую температуру, подводятся в радиально-осевую турбину 3, в которой вырабатывается полезная мощность.

Выходные газы после турбины отдают теплоту воздуху в теплообменнике и отводятся в выходное устройство. Для выработки тепловой энергии за турбиной может быть установлен теплофикационный котел Я обеспечивающий горячим теплоносителем местного потребителя 77. Полезная мощность турбины передается в высокооборотный электрогенератор 7, в котором вырабатывается электрическая энергия. Эта электрическая энергия на выходе преобразователя 4 обеспечивает электрическое напряжение с необходимыми параметрами.

В настоящее время коллективы ООО Научно-технический центр «Микротурбинные технологии»», ООО «Газпром Трансгаз — Санкт-Петербург» и кафедры турбинных двигателей и установок СПбГПУ ведут на кафедре ТДУ и на ГРС Сертолово широкомасштаб-

ные экспериментальные исследования микро-турбодетандерного генератора МДГ-20. Эти работы позволят создать отечественную микротурбинную установку, способную конкурировать с лучшими аналогичными зарубежными установками.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Данилевич, Я.Б. Роль децентрализованной энергетики в общей энергосистеме [Текст] / Я.Б. Данилевич, А.Н. Коваленко, И.Ю. Кручинина / Академия энергетики,— 2008. N° 1,— С. 42—45.

2. Филиппов, С.П. Малая энергетика в России |Текст| / С.П. Филиппов // Теплоэнергетика,— 2009. № 8,- С. 38-44.

3. Капралов, Д.А. Распределенное производство энергии должно гармонично дополнять существующие энергосистемы |Текст| / Д.А. Капралов // Турбины и дизели,- 2005. № 9-10,- С. 2, 3.

4. Акшель, В.А. Энергоцентры на базе микротурбинных установок [Текст] / В.А. Акшель // Энергосбережение,— 2006. N° 5,— С. 73-76.

5. Кривобок, А.Д. Микротурбинные установки [Текст] / А.Д. Кривобок // Газотурбинные техно-

логии,- 2006. № 7-8,- С.10-15.

6. Мельник, Г.В. Системы автономного распределенного энергоснабжения: микротурбины |Текст] / Г.В. Мельник // Двигателестроение,— 2006. № 4,- С. 46-51.

7. Соколов, C.B. Опыт применения микротурбинных установок [Текст] / C.B. Соколов // Газотурбинные технологии,— 2006. № 12,— С. 6-10.

8. Беседин, С.Н. Разработка и создание микротурбинного генератора электрической мощностью 100 кВт (МТГ-100) [Текст| / С.Н. Беседин // Изобретатели и инновационная политика России: материалы Всероссийского форума / Под ред. Ю.Г. Попова и А.Г. Семенова,— СПб.: Изд-во Политехи. ун-та, 2011,- С. 80-84.

УДК 621.313

И.Ю. Кручинина

О ВЫБОРЕ КОНСТРУКЦИЙ И МАТЕРИАЛОВ АСИНХРОННОГО ДВИГАТЕЛЯ

Принципы энергосбережения и экологии, связанные с ужесточением требований к охране окружающей среды, привели к необходимости разработки новых серий высокоэффективных электрических машин.

Например, одна из задач — создание экологически чистых погружных асинхронных электродвигателей, способных работать в среде коррозионной пластовой жидкости (смесь нефти и воды в любой пропорции, минеральных примесей и нефтяного газа) с температурой до 150 °С и давлением до 30 МПа [1].

В настоящее время в приводах центробежных насосов для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин используются трехфазные асин-

хронные короткозамкнутые погружные масло-заполненные двигатели серии ПЭД, конструкция и элементы защиты которых не обеспечивают в полной мере их надежную работу. Вместе с тем увеличение глубины скважин требует работы двигателя при температурах 150 °С и давлении 30 МПа. Применение новых электродвигателей позволит увеличить глубину скважин, значительно (почти вдвое) сократить длину применяемых погружных электродвигателей серии ПЭД и заменить экологически грязную маслозаполненную машину на экологически чистую [1].

Выбор для этих целей асинхронного двигателя с массивным ротором обоснован рядом пре-