Специалисты отмечают повышенный спрос на газопоршневые агрегаты, особенно в малой энергетике ЖКХ, где тепловые и электрические нагрузки невелики. Это естественно: благодаря дешевому топливу у газопоршневых электростанций меньше срок окупаемости и ниже себестоимость вырабатываемой электроэнергии. Сравнение технических характеристик близких по мощности газопоршневых и газотурбинных агрегатов показывает более высокую эффективность первых на малых электрических мощностях (в пределах 2,5 – 3,5 МВт).

 

Газопоршневые электростанции (ГПЭС) могут работать на природном газе (сжиженный, сжатый, магистральный); промышленном газе (коксовый, биогаз, шахтный); пропан-бутановых смесях и попутном газе. Важно лишь отсутствие примесей, вызывающих коррозию металла (серы и т.д.). Потому система газоподготовки - обязательная составляющая станции. Практическое отсутствие ограничений по давлению природного газа позволяет обходиться без дожимных компрессоров. Еще одно преимущество - возможность использования тепла уходящих газов и тепла от охлаждения двигателя для получения горячей воды, а на установках большой мощности – технологического пара. Когенерация (производство электроэнергии и использование тепла сгорания воздушно-газовой смеси) доводит суммарный КПД мини-ТЭЦ до 80% (КПД электрогенератора — около 30%). Суммарный КПД газотурбинных установок может достигать 88%, но у них ниже электрический КПД, правда только на малых единичных мощностях.

 

Благоприятное соотношение двух факторов - высокого КПД и сравнительно низкой цены - сделало ГПЭС конкурентоспособными на рынке автономного энергооборудования и способствовало тому, что их выпуском в последнее время занялись множество российских заводов, в первую очередь, из системы авиапрома и оборонки, - от ООО «Авиадвигатель», КамАЗа до тепловозостроительных. Их конкурентное преимущество – в использовании типовых силовых агрегатов (вплоть до обыкновенных автомобильных двигателей).

 

Первые отечественные газопоршневые электростанции предложил «Барнаултрансмаш» на базе своего двигателя Д-12. КамАЗ начал производство дизельных и газопоршневых электростанций мощностью от 60 до 200 кВт на базе стационарных двигателей КамАЗ V8. В этом случае отдельные агрегаты могут работать синхронно, что позволяет создавать модульные электростанции и мини-ТЭС мощностью до 2 МВт и выше. Это еще один большой плюс: такая конструкция сокращает сроки поставки и монтажа, позволяет вводить станцию постепенно, наращивать и варьировать мощность по мере необходимости. Сегодня в этом секторе работают Ярославский моторостроительный и Коломенский тепловозостроительный заводы, «Волжский дизель имени Маминых» (г. Балаково, Саратовской обл.) и др. Последний недавно ввел в эксплуатацию газопоршневую станцию ГДГ-90 в Артемовском районе Свердловской области. ООО «Газовое энергетическое машиностроение» (управляющая компания – в Москве (095) 748-15-17, производство - в Новосибирске (3832) 214-481) выпускает стационарные газопоршневые мини-ТЭЦ ТАП-100Б/150, ТАП-200Б/300, ТАП-315Б/400 на базе первичных двигателей 1Г6 и 1Г12, с внешним эжекторным смесеообразованием, искровым зажиганием. Станции работают на природном или попутном газе, пропан-бутановой смеси давлением - 1,0-2,5 кг/см² . Могут работать в параллель с промышленной электросетью и дизельными станциями (см. http://2210225.383.ru)

Из уральских производителей назовем авторемонтный завод «Синтур-НТ» (г. Нижний Тагил, Свердловской обл.), вышедший на рынок газопоршневых электростанций мощностью 100 кВт в 2001 г. На природный газ был переведен ярославский дизель ЯМЗ-238. Это же предприятие производит мобильные газовые теплоэлектростанции МГТЭС-100 для аварийно спасательных работ. По утверждению компании (http://sintur.ru/) станция окупается как самостоятельное независимое изделие за срок от 8 до 10 мес. при постоянной эксплуатации на любых объектах, имеющих круглосуточную загрузку по электроэнергии и теплу (котельные, больницы, санатории, промышленные предприятия и др.).

 

Лидерство в развитии малой газовой энергетики России прочно закрепилось за Республикой Башкортостан. Здесь целенаправленно реализуется программа ввода автономных газотурбинных и газопоршневых миниТЭЦ в отдаленных территориях и малых населенных пунктах предусматривает использование как. В 2000 г. в райцентре Большеустьикинское была пущена в эксплуатацию газотурбинная электростанция ГТУ-ТЭЦ «Шигили» на природном газе с давлением 12 кгс/см². Электрическая мощность – 4 МВт, тепловая – 8,8 МВт, коэффициент использования тепла топлива – не менее 75,4%. Все оборудование – российского производства: ГТУ-ТЭЦ пермского ОАО «Авиадвигатель» выполнена в блочно-модульном исполнении, лысьвенский генератор ГТГ-4-2РУХЛЗ рассчитан на напряжение 10,5 кВ, теплообменник-утилизатор для подогрева сетевой воды разработан ПТО «Башкирэнерго» (p_раб =12 кгс/см² и t_раб до 115°С) и изготовлен ДОО «Энергоремонт». Стоит отметить интересную особенность: впервые на генераторе ГТГ-4 мощностью 4 МВт, ротор которого вращается с частотой 3000 об/мин, применена картерная смазка подшипников скольжения. Это позволило избавиться от маслопроводов, маслобаков и другого вспомогательного оборудования маслосистемы генератора. Относительно невысокий электрический КПД ГТУ-ТЭЦ (23,3%) компенсируется снижением потерь при передаче энергии от отдаленных централизованных источников. МиниТЭЦ «Красноусольск», оборудованная тремя ГПА фирмы Jenbacher, была пущена в середине 2001г., «Янгантау» на базе двух ГПА фирмы Wartsilla – в начале 2002 г. Обе ТЭЦ имеют электрическую связь с энергосистемой, но могут работать в автономном «островном» режиме. Эксплуатация станций показала их сильные и слабые стороны. Для ГТУ-ТЭЦ большая проблема – шумовые характеристики. Подавление шума требует специальных конструктивных решений. На ГПА-ТЭЦ выяснилось, что при параллельном режиме агрегаты не гарантируют бесперебойного питания при авариях в сети, а себестоимость энергии на обеих станциях высока из-за больших производственных расходов (в основном, на закупку масла, которое требует замены через каждые 700-750 час. работы). Эти минусы и имевшие место выходы из строя отдельных узлов и деталей не дискредитируют саму идею, но заставляют тщательно подойти к вопросам выбора типа станции и оборудования.

Строительство газопоршневых ЭС наиболее экономически выгодно на отдаленных нефтепромыслах благодаря тому, что работа на попутном нефтяном газе не требует завоза дорогого дизельного топлива для ДЭС. Одной из «первых ласточек» можно считать введение в строй в ноябре 2003г. станции мощностью 6,6 Мт для Ярайнерского месторождения (ЯНАО) ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз». На тот момент это была одна из самых современных автономных газопоршневых электростанций в России: пять электроагрегатов на базе газопоршневых двигателей типа QSV 91G единичной мощностью 1315 кВт производства фирмы «Cummins» (США — Великобритания) с приводом генераторов переменного тока HVS824C фирмы «Newage Stamford», топливо - попутный нефтяной газ с низким метановым числом (45), который сепарируется на дожимной насосной станции. Система подготовки попутного нефтяного газа Dollinger (Ирландия). Позже «Звезда-энергетика» ввела еще несколько подобных объектов на северных промыслах. Но газопоршневые электрогенераторы хорошо зарекомендовали и на электростанциях небольших городов. Например, для снабжения теплом и электричеством г.Сибай (Башкирия, 25 тыс.населения) построена Зауральская ТЭЦ, где установлены 10 газопоршневых теплоэлектрогенераторов Jenbacher, общей электрической мощностью 30 МВт и тепловой - 25 ГКал в час.

 

Хотя по некоторым параметрам (металлоемкость, удельный расход газа) российские станции уступают зарубежным аналогам, цена и ремонтопригодность, «лояльность» к родным расходным материалам и запчастям, близость к производителю (а значит, доступность сервиса) работают на отечественного производителя.

 

Ольга Иоффе

 

1. ГПА завода «Волжский дизель им. Маминых»