Микротурбины против ГПУ

Опубликовано: 13 мая 2016 г. в 10:04, 114 просмотровКомментировать

Возможность получать недорогую электрическую и тепловую энергию из газообразного топлива заставила производителей «подтянуть» новые технологии к созданию генерирующих агрегатов. Привычные и проверенные временем газотурбинные (ГТУ) и газопоршневые генераторные установки (ГПГУ), являющиеся основой автономной генерации в современной децентрализованной энергетике, в борьбе за потребителя все чаще сталкиваются с «принципиально» новыми агрегатами.

Редуктор или электроника?

Основное отличие МТУ от классической турбинной установки состоит в отсутствии редуктора, соединяющего собственно турбину и генератор. Вызвано это в большей степени стремлением производителей МТУ исключить сервисные интервалы, связанные с заменой масла в редукторе. Но, во-первых, при такой высокой (69000-96000 об/мин. в зависимости от производителя МТУ) и, во-вторых, переменной частоте вращения ротора турбины невозможно получить напряжение частоты 50 или 60 Гц. Поэтому производители вынуждены осуществлять двойное преобразование электрической энергии, вырабатываемой МТУ: сначала высокочастотное напряжение — в постоянное, а затем постоянное — в переменное частотой 50 или 60 Гц. То есть на МТУ установлен высокочастотный генератор переменного тока, выдающий напряжение с переменной частотой и синусоидой, отличной от ГОСТ, далее эта синусоида подается на выпрямитель, а после чего на инвертор и фильтр. Данное техническое решение безусловно повышает качество отпускаемой МТУ электроэнергии, но при этом значительно повышает стоимость капитальных затрат и снижает надежность. Действительно, во-первых, известно, что эти узлы достаточно дорогие, а, во-вторых, добавление трех дополнительных узлов (выпрямитель, инвертор, фильтр) значительно снижает надежность всей системы в целом. Более того, в промышленной электронике именно инвертор считается крайне ненадежным элементом.

Следует упомянуть, что решения на базе МТУ предполагают комплектацию только низковольтным (400 В) генератором. Производители ГПГУ, как правило, на усмотрение потребителя проводят комплектацию установки либо низковольтным, либо высоковольтным генератором (6,3/10,5 кВ).

АКБ — слабое звено МТУ

У МТУ с переменными оборотами газотурбинного двигателя (Capstone) развиваемая мощность зависит от скорости вращения ротора. Для поддержания на выходе стабильного напряжения при работе в автономном режиме, например, при набросах нагрузки, используются массивные буферные аккумуляторные батареи (АКБ). Они помогают системе управления компенсировать недостающую электрическую мощность на время, пока скорость вращения ротора двигателя достигает необходимых оборотов. В частности, все МТУ из линейки американского производителя Capstone при переменных нагрузках имеют переменное количество оборотов. Для возможности работы в автономном режиме с переменной частотой вращения, в частности для парирования набросов электрической нагрузки, при параллельной работе используется внешняя сеть, а при автономной работе требуется другой источник — блок аккумуляторных батарей для компенсации и обеспечения стабильности вырабатываемых электрических параметров. Приняв наброс нагрузки, МТУ должна отдать часть вырабатываемой мощности для восстановления заряда АКБ. Именно наличие АКБ позволяет производителям МТУ уверенно и энергично заявлять о способности МТУ принять 100% наброс нагрузки. Ведь на самом деле скорость набора мощности у МТУ Capstone составляет порядка 1 кВт/с и до номинального значения микротурбина доберется только через 1-2 минуты. Функцию быстрого набора нагрузки обеспечивают именно АКБ, выполняя роль буфера между генератором МТУ и потребителем.

Это обстоятельство требует применения АКБ повышенной емкости. Например, блок аккумуляторных батарей для Capstone C30 весит около 180 кг, для С60 — уже почти 400 кг! Кроме того, с точки зрения экологии применение МТУ аналогично применению гибридных автомобилей: меньшие выбросы при работе компенсируются дополнительными выбросами при производстве и утилизации АКБ.

И для тех же ГПУ возможна установка системы ИБП для увеличения возможных набросов потребления мощности с целью недопущения срывов в генерации и аварийных остановов. Но если в ГПГУ использование АКБ — возможная и отнюдь не обязательная опция, которая ведет к удорожанию всего решения, то в случае с МТУ, как мы уже выяснили, АКБ — едва ли не самый важный узел, любая неисправность которого ведет остановке системы. Постоянная нагрузка на АКБ приводит к сокращению их срока службы с заявляемых 16 000 до 12 000 часов. Технический персонал, ведущий эксплуатацию микротурбин, уверяет, что реально этот дорогостоящий элемент требует замены уже через 8 000 - 9 000 часов наработки. Кроме того, АКБ обеспечивают энергоснабжение генератора, который выполняет функции стартера на этапе пуска. В блоках аккумуляторы соединены последовательно и в случае выхода из строя хотя бы одной батареи блока АКБ МТУ теряют работоспособность. В случае длительного хранения аккумуляторов необходимо производить их подзарядку внешним источником.

Владельцы личного автотранспорта, зная особенности работы автомобильных аккумуляторов на морозе, отчетливо представляют, что для нормальной работы АКБ необходима температура выше 20 0С, но не более 50 0С. Кое-кто в суровые морозные дни еще предпочитает заносить аккумулятор в квартиру. И в МТУ АКБ требуют специального отапливаемого помещения, так как рекомендуемая производителем температура составляет +40 °С.

Микротурбины VS ПГУ

Газовый подшипник. Он такой один!

В микротурбинах Capstone применяются лепестковые газовые подшипники (ЛГП) — вариант газодинамического подшипника, который создает несущий газовый слой за счет вращения цапфы. Применение других типов газовых опор затруднительно по причине схлопывания несущего газового слоя вследствие значительных тепловых деформаций. ЛГП не требуется поддув, но он имеет один существенный недостаток — сухое трение в начальный момент работы до всплытия ротора. Для этого наносят специальные антифрикционные покрытия. Это серьезная проблема в горячей части турбины, в том числе и у Capstone, реальный ресурс которой и определяется выходом из строя радиальноупорного подшипника горячей зоны. По словам эксплуатирующего МТУ персонала, ресурс ЛГП существенно меньше, чем заявлено в документации, а замена подшипника — это действительно проблема. Во-первых, как минимум необходимо иметь запасной, во-вторых, микротурбина — сложное техническое устройство, ремонт которого должны проводить только специально подготовленные специалисты. В данном случае сборка разрезного лепесткового газового подшипника — сложная технологическая операция, в рамках которой необходимо обеспечить точную балансировку высокоскоростного ротора, соосности опор и т.д., которые невозможно обеспечить без опыта и наличия специального инструмента.

В МТУ Calnetix ротор турбогенератора располагается на двух опорах: первая опора со стороны торца втулки генератора, а вторая — между втулкой генератора и колесом компрессора. Первой опорой является упорный керамический подшипник качения, который устанавливается в статорной части через промежуточные плавающие кольца, второй — гидродинамический. Оба подшипника охлаждаются и смазываются маслом.

Топливо. Нужное подчеркнуть

Несмотря на заявления производителей о возможности работы МТУ на различных видах топлива, каждая микротурбина предназначена для определенного вида топлива — жидкого или газообразного. Поэтому если у потребителя возникнет необходимость перейти, скажем, с дизельного топлива на магистральный газ или наоборот, без существенного изменения конструкции МТУ ничего из этой затеи не получится.

Микротурбины не так «всеядны» в отличие от своих полноразмерных собратьев и существует ряд ограничений, накладываемых на состав топливного газа. В частности, для МТУ С60 Capstone количество тяжелых углеводородов (С4 и выше) в составе топливного газа не может превышать 5%. Попутный нефтяной газ, как правило, содержит от 3 до 15% тяжелых фракций С4 и выше. Видимо этим и обусловлено достаточно редкое применение МТУ в нефтегазе, так как стоимость системы газоподготовки, включающей осушку, по нашим оценкам, составляет более 15 млн руб (*прим. GazEcos: GazEcos УОГ-100 дешевле в 4 раза). Нам известно, что на конец 2008 года в World Oil & Gas секторе стояло 2 единицы 200 кВт турбин Capstone и ни одной 600/800/1000 сборок.

В рекламных проспектах производителей МТУ как одно из преимуществ фигурирует возможность работы на кислом газе (с содержанием H2S до 7%). В действительности из всей линейки лишь один агрегат (С30) в одном исполнении (Sour gas) способен работать на таком газе. Стоит добавить, что ресурс микротурбины С30 Sour gas отдельно не декларируется и существует вероятность того, что он отличается от ресурса обычных микротурбин С30 или С60 в меньшую сторону. Но о ресурсе МТУ мы поговорим отдельно.

Ресурс решает все

«Основное преимущество микротурбинных когенерационных установок — возможность работы с переменной нагрузкой в диапазоне от 0 до 100% без сокращения ресурса» (*прим. GazEcos: установки GazEcos могут работать на нагрузке от 0%). Несмотря на заверения компаний-поставщиков на российском рынке, обещающих потребителям непревзойденный ресурс МТУ до первого капитального ремонта в 60 000 моточасов, компании-производители приводят более скромную цифру — 40 000 моточасов (*прим. GazEcos: 90 тыс. моточасов у GazEcos 16ГДГ49). Для сравнения, в настоящий момент большинство ГПГУ, произведенных «серьезными» компаниями, обеспечивают наработку до первого капремонта в этом же диапазоне, а наиболее продвинутые (Waukesha, Wartsila и др.) далеко ушли вперед! Так у Waukesha серии ATGL первый капремонт проводится после 80 000 часов эксплуатации, у Wartsila 20V34SG — спустя 120 000! Второе отличие, не афишируемое поставщиками, — количество капитальных ремонтов. У МТУ их два, у ГПГУ — три. То есть общий ресурс МТУ составит 120 000 часов эксплуатации (около 15 лет), а ГПГУ — до четырех раз больше! В случае использования Waukesha серии ATGL — 40 лет.

Работа в переходном режиме отрицательно влияет на износ любого оборудования и особенно в режиме пуска. У больших турбин и ГПГУ насосы предварительно закачивают масло в зазоры, у МТУ Capstone абсолютно сухой запуск. И если принято считать, что один запуск большой турбины эквивалентен 500 часам ее работы, то оценить его влияние в случае с МТУ могут лишь потребители, столкнувшиеся с отказом работы микротурбины до окончания декларируемого ресурса. А ведь в режиме старта-остановки МТУ находится достаточно часто, исходя из работы на переменных нагрузках.

Не в пользу МТУ и стоимость ЗИП для проведения капитальных ремонтов. Так, по заявлению производителей МТУ Calnetix, стоимость капитального ремонта для ТА 100 составит 90% (!) от стоимости МТУ. Видимо, в оставшиеся 10% входит лишь корпус, остальное — под замену. И это уже через семь лет работы!

Каков же на самом деле реальный полный ресурс МТУ сказать сложно, ибо первые МТУ появились на рынке в конце 1998 — начале 1999 гг. и даже самые первые образцы не успели достигнуть уровня наработки в 10-12 лет.

Капитальный ремонт, действительно, процедура серьезная. А вот как обстоят дела с регламентным обслуживанием? Российские поставщики МТУ в один голос уверяют, что в течение года можно обходить вниманием новый энергоцентр. Однако производители настойчиво рекомендуют раз в три месяца провести осмотр и в случае необходимости сделать замену топливной арматуры, воздушных и топливных фильтров. Тоже необходимо проделать через полгода. А через год с начала эксплуатации уже не обойтись без замены всех фильтров, а если МТУ работает на жидком топливе, то еще и замены инжектора, воспламенителя, датчика термопары камеры сгорания. Второй год эксплуатации (или даже ранее, исходя из практического опыта эксплуатации) станет последним для блока АКБ.

Примечательно, что Lee Richards (Sales Director Oil & Gas Capstone Turbine Corp.) приводит в своем выступлении от 15 июля 2008 года следующие цифры: стоимость обслуживания (ЗИП exw США + работа) составляет от $0,016 без НДС за кВтчас выработанной энергии. К стоимости ЗИП следует добавить около 40%, принимая во внимание существующие налоговые и таможенные сборы, установленные в РФ, а также 15-20% маржинальной прибыли поставщика ЗИП с завода-производителя. В итоге стоимость обслуживания в составе стоимости 1 кВтчас вплотную приближается к 1 руб. Эксперты «Энерготех» обращают внимание читателя, что приведенные цифры справедливы только для первого года эксплуатации МТУ, когда замене подлежат лишь фильтрующие элементы, термопары и воспламенители.

Микротурбины VS ПГУ

Модуль в кожухе

«МТУ — это готовый к подключению модуль в кожухе». Уточним, что из себя представляет кожух. Производители не указывают исполнение кожуха микротурбины по ГОСТ 1515069. Известно, что в России с ее агрессивным климатом на большей части наиболее востребовано исполнение УХЛ1 (-60...+40 0С), но не один производитель турбин не делает кожухов в таком исполнении. Максимум — УХЛ5 (-10...+35 0С). Такова общепринятая европейская и американская практика. То есть МТУ при условии эксплуатации на большей части территории РФ все равно приходится устанавливать в отапливаемое помещение (контейнер или легковозводимое здание). А это — отдельная статья расхода как на проектные, так и на строительно-монтажные работы.

Все-таки компрессор!

Проводя аналогии с классическими турбинами, мы помним о необходимости высокого давления на входе в ГТУ. А как это реализовано в МТУ? В большинстве случаев потребитель, предполагающий обеспечить себя недорогой энергией мощностью около 100 кВт, не имеет доступа к газовой трубе с высоким давлением. Давление газа в трубе потребителя, как правило, не дотягивает до 5 бар, необходимых для работы МТУ. Для них требуется мощный дожимной газовый компрессор, повышающий давление до 5 бар и «съедающий» значительную часть произведенной электроэнергии.

Проводя параллель с ГПГУ, необходимо отметить, что отнюдь не все газопоршневые агрегаты требуют высокого давления. Так, например, Waukesha серии VGF способны работать на давлении всего в 0,2 бар. (*прим. GazEcos: Для установок GazEcos — 0,05) Для остальных двигателей из линейки этого американского производителя лишь агрегаты серии APG и ATGL требуют давления топливного газа в пределах 3,5-4 бар.

Газовый компрессор в МТУ располагается внутри модуля. И именно этот факт вызывает опасение. Действительно, согласно российским нормам (ПБ 1252903 п.8.1.21) дожимные компрессоры должны устанавливаться в отдельном помещении или здании категории А. И если строго придерживаться буквы закона, то МТУ, имеющие компрессоры топливного газа в конструкции, не имеет право на применение в РФ. И вызывает сомнение, как проводилась сертификация изделия в государственных контролирующих органах. Возможно, что для сертификации комиссии была предложена МТУ, предназначенная для работы на газе высокого давления и, следовательно, не имеющая дожимного компрессора в конструкции.

В МТУ, как правило, используется винтовой маслозаполненный компрессор. Наличие этого узла требует более частого сервисного обслуживания. Например, замена и долив масла в компрессоре осуществляются каждые 1500-2000 ч эксплуатации. В эти же сроки необходимо провести замену масляного фильтра. Эти требования сводят на нет попытки производителей увеличить сервисные интервалы МТУ до декларируемых 8000 ч.

Кластеры. Master&Slaves;

Единичная мощность МТУ невелика — до 200 кВт. И что же делать, если потребитель потребляет больше? Правильно, собрать группу из МТУ! Производители называют их кластерами. Микротурбины Capstone управляются «мастером», которым является одна из установок. Однако, при выходе из строя «мастера» происходит останов системы. Возможна организация управления комплексом с помощью дополнительного блока управления (Power Server), устанавливаемого отдельно, но и в этом случае при выходе из строя этого блока происходит останов системы. Достижение суммарной мощности энергоцентра в 5-8 МВт возможно лишь при условии использования большого количества МТУ. Но эксперты промышленной электроники заявляют, что количество агрегатов в одном домене при применении современных контроллеров не должно превышать 32. Дальнейшее повышение количества агрегатов в кластере может привести к нестабильной работе системы, зависанию и даже выходу оборудования из строя.

Параллельная работа ГПГУ реализована совсем иным способом. Она достигается с помощью распределенной системы управления, что сохраняет работоспособность системы даже при выходе из строя одной из установок.

КПД превыше всего!

Для потребителей именно КПД выходит на первое место. Действительно, он определяет то количество газа, которое потребитель должен сжечь в агрегате для выработки 1 кВт и, в конечном итоге, ту сумму, которую потребитель вынужден заплатить за «голубое топливо». К сожалению, конструктивные особенности микротурбины не позволяют ей выйти на одну планку с ГПГУ. Большую часть механической мощности (почти 2/3!) забирает компрессор, нагнетающий воздух в камеру сгорания. Даже у самых «продвинутых» МТУ электрический КПД не превышает 32-33% в номинальном режиме. В то время как уже упомянутая выше Waukesha серии APG имеет показатели в 42,5%, что на четверть выше (*прим. GazEcos: для установок GazEcos 44%). А это колоссальная разница! Ведь в современной технике разница в КПД более чем на 0,5-1,0% уже считается технологическим прорывом. Средний же КПД большинства МТУ ограничен 28%. В сравнении с ГПГУ — это уже более чем в полтора раза меньше. Для примера, ГПГУ для выработки 1 МВт потребляет около 250 нм3/час, МТУ — уже 400 нм3/час. Разница составит более 1,2 млн м3 газа за год или в денежном выражении — более 3,5 млн руб/год (при стоимости газа 3000 руб./1000 м3).

Следует добавить, что и дожимной компрессор, служащий для повышения давления до 5 бар, и АКБ, постоянно потребляющие мощность вырабатываемую МТУ в переходных режимах, значительно снижают общий КПД системы. В меньших объемах, но потребляют электрическую энергию и силовая электроника преобразователя и системы управления, а также вытяжные вентиляторы. В сумме это приводит к снижению реального электрического КПД еще на величину около 5-7%.

Все указанные выкладки справедливы для работы МТУ в номинальном режиме. Но стоит только измениться одному из параметров, как электрический КПД МТУ начинает ползти вниз. Пример — работа на частичной нагрузке. В режимах с нагрузкой около 25% от номинала КПД МТУ составляет уже 19%, а с учетом энергопотребления дожимного компрессора (нетто) уже чуть больше 13%. Зависимость КПД турбины от температуры окружающего воздуха тоже крайне велика. Выходная мощность С30 от Capstone начинает стремительно падать уже при температуре +180С, а при +500С снижается уже на треть от номинального значения (до 20 кВт).

Интересно, как работает кластер с точки зрения КПД. Для быстрого набора нагрузки весь кластер микротурбин держат на горячем резерве (так называемый холостой ход, около 45 000 об/мин, мощность при этом составляет около 700 Вт). В этом случае потребление газа идет не только работающими агрегатами, но и всеми машинами кластера. В итоге суммарный КПД кластера значительно ниже индивидуального КПД микротурбины. Если же в установках программного обеспечения «мастера» задать полное отключение неиспользуемых МТУ кластера, то в случае увеличения потребления временно остановленные микротурбины будут вынуждены пройти очередной процесс пуска. А как мы выяснили, запуск МТУ — это минимум 500 часов ее работы от ресурса. При скачкообразном графике потребления годовой ресурс в 300 пусков/год микротурбина выработает уже на третий день эксплуатации.

Утверждение производителей МТУ о выгоде, которую несет потребителям суммарный КПД микротурбин (с учетом электрической и тепловой мощности), достигающий 90%, вряд ли имеет под собой здравый смысл. Ведь автономная генерация с точки зрения потребителя должна решать прежде всего «электрическую» проблему. «Тепловую» проблему потребителя с меньшими капитальными затратами и большей эффективностью может решить газовый котел, имеющий КПД на уровне 95%.

В обзоре мы намеренно не коснулись экономики проектов с точки зрения стоимости первоначальных инвестиций. Однако можно заметить, что кВт установленной мощности МТУ минимум в 1,5-2 раза выше по сравнению с ГПГУ — $1000-1200 (*прим. GazEcos: для установок GazEcos $400-600) у поршней против $1800-2500 у микротурбин.

Не все так плохо!

Тем не менее, есть ряд параметров, по которым МТУ все-таки иногда опережает своих оппонентов. В частности, несколько меньший уровень шума, более чистый выхлоп, возможность установки на крышах зданий за счет меньшей вибрации (*прим. GazEcos: можно применять виброопоры) , возможность длительное время работать на частичных нагрузках и холостом ходу (но, как мы выяснили, всетаки это свойство АКБ, а не собственно микротурбины), высокое качество производимой электроэнергии. Кроме того, микротурбина не требует внешних систем охлаждения, а котел-утилизатор размещен в пределах кожуха МТУ.

Эти особенности позволяют применять МТУ на объектах с невысокой потребностью в электрической и тепловой энергии с неравномерным графиком потребления, где главной задачей автономного энергоцентра является не экономия на тарифах, а наличие энергоснабжения в принципе. Или на объектах где, например, за счет стоимости или тяжелых условий для выполнения ТУ для присоединения подключение к энергосетям экономически нецелесообразно. В частности, в проектах для энергоснабжения коттеджей и загородных домов, data-центров, узлов связи, трансляторов и др. и при условии эксплуатации в местности с неагрессивным климатом.

Выводы

Использование микротурбин экономически оправдано в диапазоне мощностей до 250 кВт и при условии, когда их ключевые преимущества имеют принципиальное значение. В свою очередь ГПГУ, представленные большим числом моделей в диапазоне мощностей от 250 кВт до 6 МВт, остаются наиболее рациональным и эффективным решением для большинства типовых задач автономного тепло и электроснабжения.

Сравнение газопоршневых (ГПУ) и газотурбинных (ГТУ) станций

В настоящее время в сегменте миниэлектростанций, работающих на газе, мощностью 30кВт — 10Мвт, широко представлены два типа машин: газопоршневые (ГПУ) и газотурбинные (ГТУ) установки.

У каждого типа установок есть свои недостатки и достоинства. Для удобства сравнения представлена таблица параметров газопоршневых и газотурбинных станций:

Площадь под установку Довольно большая, монтаж в контейнерах на специально подготовленной площадке Маленькая, возможность монтажа на крышах зданий
Экономичность общая по теплу и электричеству, КПД с когенерацией Высокая (до 85%) Высокая (до 85%)
Экономичность на КВт, КПД по электричеству Высокая 40-47% Низкая 17-36%
Стоимость обслуживания Нормальная Низкая
Удобство использования Нормальная Высокая
Мобильность на нагрузку Нормальная (15%-110%) Высокая (2%-110%)
Быстрота запуска Нормальная Нормальная
Наброс нагрузки Высокая Высокая
Требования к газу Низкое, возможно бытовое давление, меньше 10 мБар Высокое, среднее давление порядка 16-20 Бар
Экологичность Высокая Высокая
Шумность Нормальная Низкая

Обобщая характеристики, можно сделать вывод, что использование газотурбинных электростанций (ГТУ) оправдано при недостатке площади для размещения (малая площадь) и размещения внутри плотной жилой застройки (малая шумность).

Справедливости ради можно сказать, что шумность газопоршневых миниэлектростанций может быть снижена до минимума дополнительными глушителями, но низкочастотные вибрации все равно не позволяют размещать их на крышах зданий, в отличие от микротурбин. (*прим. GazEcos: можно применять виброопоры)

Особенностью микротурбин является их большая ориентированность на тепло, газопоршневых — на электричество. Микротурбины более гибки на низких уровнях нагрузок (до 2%). Современные топливные системы, которые мы устанавливаем на газопоршневые электростанции, позволяют тоже достаточно гибко работать на низких нагрузках (15% и ниже). При этом нужно понимать, что КПД на очень низких нагрузках значительно ухудшается, особенно сильно у турбин (на десятки %%)- почти все уходит в тепловой хвост, а себестоимость кВтЧаса электричества растет в разы.

Важной особенностью сравнения ГТУ и ГПУ, является существенно больше стоимость (в 2-3 раза) микротурбин по сравнению с газопоршневыми машинами вследствие значительно меньшего количества производителей этих установок и меньший выбор.

Недостатком ГПУ является необходимость в значительно более частом техническом обслуживании (ТО), чем у микротурбин. В основном это замена масла и фильтров. Этот недостаток частично компенсируется установкой дополнительных систем долива и очистки масла для ГПУ. Этими мерами межсервисный пробег удается увеличить до 3тыс. часов (раз в квартал). Вместе с тем общий ресурс газопоршневых машин немного превосходит общий ресурс микротурбин.

Еще одной особенностью газовых турбин является возможность получения пара высоких параметров, вследствие высокой температуры выхлопа (большего выхода тепла, чем электричества). В случае большей ориентированности миниТЭС на электричество — это является недостатком, который можно компенсировать дополнительной установкой паровой турбины(для мощных установок).

Вообще все недостатки ГПУ и ГТУ производители пытаются скомпенсировать различными дополнительными устройствами:

  • недостаток ГПУ — частая смена масла и фильтров — специальные системы долива масла и больших фильтров.
  • недостаток ГТУ — высокое давление газа на входе — специальный дожимной компрессор.
  • недостаток ГПУ — высокая шумность — специальные глушительные системы.
  • недостаток ГТУ — плохая работа на низких нагрузках — установка инверторов
  • недостаток ГПУ — плохая работа на низких нагрузках — установка современных топливных систем.
  • Некомпенсированные недостатки ГТУ: высокая стоимость (в 3-4 раза).
  • Некомпенсированные недостатки ГПУ: большие размеры (в 3-4 раза), невозможность размещения на крышах зданий.

Общий вывод:

Микротурбины (ГТУ) предпочтительны для размещения в плотной городской застройке, с существенными потребностями в тепле. Пример — бассейн. Газопоршневые (ГПУ) миниэлектростанции предпочтительней, с экономической точки зрения, для выработки большого кол-ва электроэнергии в случае наличия достаточной площади для их размещения (1-2 стандартных контейнера). Быстрый срок окупаемости (стоимость в 2-3 раза ниже, расход газа на КВтЧас вдвое меньше).

Источник: www.gazecos.ru

Контакты:

Ф.И.О. Чуприкова Анна Сергеевна  нет отзывов
Должность: Менеджер по работе с клиентами
Компания: ГазЭкос
Страна:  Россия
Телефон: 8(495) 646-02-55, 8 985 313 28-53
Сообщите, что нашли информацию на сайте «Элек.ру»
Web: http://www.gazecos.ru/
Зарегистрирована: 25 апреля 2016 г.
Последний раз была на сайте 131 день назад
  Отправить сообщение

Рекомендуем почитать

Комментировать

    Еще никто не оставил комментариев.

Для того чтобы оставлять комментарии Вам необходимо зарегистрироваться либо авторизоваться на сайте.