ГТД-110 — газотурбинный двигатель для электростанций, первая производимая в России газовая турбина большой мощности. [1] . Разработка турбины выполнена ГП НПКГ «Зоря» — «Машпроект» (Украина).
Одновальные газовые турбины серии ГТД-110 предназначены для использования в составе газотурбинных и парогазовых энергетических установок ГТЭ-110, ПГУ-165 и ПГУ-325 мощностью 110, 165 и 325 МВт соответственно, для выработки электрической и тепловой энергии.
- ГТД-110 № 1 (первый опытный образец) — ГП НПКГ «Зоря» — «Машпроект»;
- ГТД-110 № 2 (второй опытный образец) — НПО «Сатурн» совместно с «Зоря» — «Машпроект»;
- серийные ГТД-110 — НПО «Сатурн» (ПАО «ОДК-Сатурн»).
Создана в рамках Федеральной целевой программы «Топливо и энергия» в соответствии с требованиями РАО ЕЭС России для нужд Российской энергосистемы.
Содержание
История [ править | править код ]
Для привода электрогенераторов в 1997 году на ГП НПКГ «Зоря» — «Машпроект» создан одновальный двигатель ГТД-110 мощностью 110 МВт и КПД 36 %. Производство двигателя при посредничестве РАО ЕЭС России было передано на ОАО «НПО „Сатурн“», который занимался дальнейшей модернизацией и производством двигателя.
Разработка [ править | править код ]
В 1991—1997 гг. была разработана и изготовлена газовая турбина ГТД-110 № 1. В 1997—2000 гг. изготовлен ГТД-110 № 2 и проведены заводские испытания ГТД-110 на газообразном топливе.
В 2001—2003 годах введен в эксплуатацию испытательный стенд ГТЭ-110 на Ивановской ГРЭС. Выполнены приемочные, длительные и межведомственные испытания ГТД-110 № 2. В 2003 году подписан акт МВИ. ГТД-110 рекомендован к серийному производству.
В 2004 году началась опытно-промышленная эксплуатация электростанции с двигателем ГТД-110 в посёлке Каборга Николаевской области Украины. Однако она проработала совсем недолго и была выведена из эксплуатации. [2]
В апреле 2018 года замминистра энергетики РФ Андрей Черезов на Российском международном энергетическом форуме в Санкт-Петербурге заявил: «Турбину мы делаем со времен РАО. Много времени прошло, ничего мы пока не получили надежного, которое может реально работать». [3]
Ивановские ПГУ [ править | править код ]
В 2005 году заключен договор на изготовление и поставку двух ГТД-110 для блока № 1 ПГУ-325 на Ивановскую ГРЭС.
В 2007 году запущена в эксплуатацию первая очередь ПГУ-325 (блок № 1) в составе ГТД-110 № 2 (временно, до завершения наладочных работ на штатном № 4) и № 3. Были подтверждены параметры ГТЭ-110: генерируемая мощность на клеммах генератора в номинальном режиме — 110 МВт, КПД — 36,6 %. На газовой турбине ГТД-110 № 3 достигнута мощность 118 МВт. [4] В этом же году был заключен договор на изготовление и поставку ГТД-110 № 6, 7 для блока № 2 ПГУ-325.
В 2013 году установленная мощность Ивановских ПГУ снизилась с 483 до 325 МВт. [5]
В 2014 году на Ивановских ПГУ из четырёх турбин в работе осталась одна. [6]
В 2015 году проведены мероприятия, позволившие на 22 МВт увеличить аттестованную мощность генерирующего оборудования, до 262 г/кВт*ч снизить удельный расход условного топлива на отпуск электрической энергии. [7]
В первом полугодии 2016 года коэффициент использования установленной мощности достиг 45,96 %, увеличение к 2015 году составило 4,4 раза. [7]
Рязанская ГРЭС [ править | править код ]
10 апреля 2007 года был заключен договор на изготовление и поставку ГТД-110 № 5 для реконструкции Рязанской ГРЭС ОАО «ОГК-6».
В 2009 году изготовлен и отгружен заказчику ГТД-110 № 5. 20 мая 2010 года принят в эксплуатацию в составе ПГУ-420 Рязанской ГРЭС.
18 сентября 2012 года произошла авария; двигатель был остановлен из-за повышения вибрации на обеих подшипниковых опорах — произошёл обрыв по хвостовому сечению рабочей лопатки первой ступени турбины. [8] . Стоимость ремонта оценивается в 1 млрд рублей. [9]
24 сентября 2015 года судебное разбирательство, продолжавшееся более двух лет, завершилось тем, что суд обязал НПО «Сатурн» восстановить работоспособность двигателя. [9] [8] [10]
Завершение серии [ править | править код ]
В 2008 году НПО «Сатурн» заключило договор с ОАО «ТГК-6» на поставку шести ГТД-110 и вспомогательного оборудования для строительства трех ПГУ-325 на Нижегородской ГРЭС. [11]
За период эксплуатации новой турбины (ГТД-110) было выявлено много дефектов, но таких турбин было выпущено всего пять штук. У мировых производителей только шестые-восьмые турбины по счету начинают серийно вводить на объекты, а на первых лечат «детские болезни», чем, собственно, сегодня и занимается НПО «Сатурн» [12] . В 2012 году «Газпром энергохолдинг» сообщил о планах демонтировать турбину на Рязанской ГРЭС и заменить её импортной. «Интер РАО» также жаловался на частые поломки своих турбин и не планировал дальнейшие закупки. Тем не менее, «Объединенная двигателестроительная корпорация», в которую входит «Сатурн», отказываться от проекта не намерена. [13]
ГТД-110М [ править | править код ]
С 2012 года «Роснано», «Интер РАО ЕЭС» и НПО «Сатурн» ведут разработку ГТД-110М [14] .
В 2016 году проведены переговоры о строительстве ПГУ-170/190Т на базе модернизированной газовой турбины ГТД-110М на площадке Щекинская ГРЭС [15] . Общая стоимость оценивается в 6,8 млрд рублей. [16]
По плану опытно-промышленный образец модернизированной ГТД-110М должен быть создан к четвёртому кварталу 2017 года. Завершение комплекса испытаний, который должен подтвердить ресурсные и экологические характеристики планируется к середине 2017 года. [17]
В 2017 году проведена оценка внедренных мероприятий по снижению динамических напряжений рабочей лопатки 1-й ступени и мероприятий по обеспечению ресурса камеры сгорания, а также тепловой эффективности корпуса. Проведены испытания термобарьерных и износостойких покрытий жаровых труб и термобарьерных наноструктурированных покрытий рабочих лопаток турбины.
Испытания ГТД-110М были остановлены в декабре 2017 из-за вышедших из строя механизмов — в процессе тестовых испытаний произошла авария, в результате которой турбина была повреждена (сообщено об этом было лишь в апреле 2018) [18] . Работа над проектом продолжится после устранения проблем, выявленных в ходе тестирования. [19] ; ОДК-Сатурн планирует возобновить испытания весной 2019 года, при этом промежуточные результаты могут быть получены в конце лета 2019 года [20] [21] .
В июне 2019 года первая фаза испытаний была завершена [22] ; в июле 2019 основной этап испытаний первой российской газовой турбины большой мощности «ГТД-110М» был успешно завершён, 15 июля началась её опытно-промышленная эксплуатация на Ивановских ПГУ (ранее — Ивановская ГРЭС), которая продлится до октября текущего года [23] .
Описание [ править | править код ]
ГТД-110 разрабатывался для привода электрогенераторов в составе газотурбинных энергетических и парогазовых установок большой мощности, предназначенных для выработки электрической и тепловой энергии в простом, комбинированном и когенерационном циклах:
- ГТЭ-110 — энергетическая установка электрической мощностью 110 МВт для выработки электрической и тепловой энергии в простом и когенерационном циклах;
- ПГУ-165/325/495 — парогазовые установки комбинированного цикла электрической мощностью 165, 325 и 495 МВт.
- 15-ступенчатый компрессор с регулируемым направляющим аппаратом;
- трубчато-кольцевая камера сгорания из 20 жаровых труб;
- 4-ступенчатая турбина;
- безредукторное соединение с генератором.
| Газовая турбина | ГТД-110 |
|---|---|
| Мощность номинальная, МВт | 114,5 |
| Мощность электрическая, МВт | 110 |
| Мощность тепловая, Гкал/час зависит от модификации котла-утилизатора |
136,9 |
| КПД (ISO 2314), % | 36,0 |
| Частота вращения выходного вала, об/мин | 3000 |
| Направление вращения выходного вала | по часовой стрелке |
Рабочее давление в топливной системе, кгс/см2
|
- наилучшее сочетание высокой эффективности и небольших массогабаритных характеристик в сегменте машин мощностью 60-180 МВт;
- высокое качество вырабатываемой энергии и хорошая динамика при переходных процессах (в том числе благодаря применению одновальной схемы);
- высокие показатели топливной эффективности, снижение себестоимости выработки электрической и тепловой энергии;
- возможность работы на различных видах топлива: газообразном (природный газ, попутный нефтяной газ) и жидком (керосин, дизельное топливо);
- гибкость интеграции ГТД-110 и энергетических установок на её основе в существующую инфраструктуру энергообъектов;
- монтаж и сдача энергоустановок в сжатые сроки (поставка ГТД-110 в собранном виде на раме, использование блоков повышенной готовности).
В России заработала первая «большая» газовая турбина, полностью разработанная отечественными конструкторами. Стендовые испытания ГТД-110 завершились, сейчас машину ввели в опытно-промышленную эксплуатацию на энергоблоке Ивановских ПГУ. Российская энергетика в этом отношении до сих пор зависит от зарубежных партнеров: турбины либо поставляются из-за границы, либо создаются по импортным технологиям. Отечественный агрегат — прежде всего вопрос энергетической безопасности. Подробнее о нем — в материале «Известий».
От испытаний к серийному производству
Модернизацией газотурбинной установки пять лет занимается совместная компания Группы «Роснано», ПАО «ОДК-Сатурн» и «Интер РАО». После 700 часов успешных стендовых испытаний разработчики перешли ко второй стадии, переставив машину уже в серийный блок Ивановских ПГУ (работают в Единой энергетической системе). «Если к октябрю установка докажет свою эффективность и безопасность, она останется на электростанции в промышленной эксплуатации, а затем можно перейти к ее серийному производству», рассказал зампредправления УК «Роснано» Юрий Удальцов
В конце 2017 года в ходе стендовых испытаний на другом двигателе, созданном по проекту ГТД-110, произошла авария. Разработчики отмечают, что она не была связана с конструкцией двигателя. По мнению директора Института менеджмента инноваций ВШЭ Дана Медовникова, с «детскими болезнями» при создании машины сталкивались и зарубежные производители.
«Когда на Западе появлялись газовые турбины, в реальную эксплуатацию уходили вещи далеко не из первой серии. Надо выпустить семь или восемь агрегатов, чтобы устранить проблемы. Это очень сложное техническое устройство, всего сразу не учтешь, необходимо наблюдать за его работой в реальном времени. Поэтому сбои при испытаниях первых российских турбин — абсолютно нормальная мировая практика. К счастью, у тех, кто принимает решения, хватило терпения и понимания, чтобы продолжить работу», — отметил он.
Медовников добавил, что турбиностроение — высокотехнологическая отрасль, работать в которой могут себе позволить немногие страны. «Есть, конечно, лидеры рынка вроде General Electric и Siemens, которые прошли через все эти трудности, многолетние испытания, «детские болезни» и пр. Там же очень много разных тонкостей. Сама машина — это высочайшее произведение технологического искусства, поэтому попытка создать ее самим — это серьезный вызов», — сказал руководитель института ВШЭ.
По словам Удальцова, конструкторам при доработке удалось улучшить характеристики ГТД-110. К примеру, мощность двигателя увеличилась со 110 до 115 МВт. Поднялся и КПД газовой турбины: сначала он составлял 35,5%, сейчас — 37%, а в составе парогазовой установки достигает 52%.
Слабое место российской энергетики
Газовая турбина является ключевым элементом парогазового цикла — самой эффективной сегодня технологии в традиционной тепловой энергетике. Суть в том, что на парогазовых установках (ПГУ) электричество производится дважды — с помощью газовой, а затем паровой турбины. На выходе из первой газ всё еще остается горячим. Эту тепловую энергию можно использовать, чтобы подогреть котел с водой: вырабатываемый пар запускает вторую турбину.
В Советском Союзе парогазовые установки (ПГУ) строили только экспериментально, не стремясь экономить топливо на ТЭС — природный газ. С появлением в России оптового рынка электроэнергетики в последние 10 лет технология оказалась востребована. За это время на электростанциях в разных регионах появилось более 25 ГВт новых блоков ТЭС, преимущественно парогазовых, но на них стояли либо импортные газовые турбины, либо изготовленные по зарубежным технологиям.
Зависимость от импорта привела к скандалу в 2017 году. Тогда в Крыму строили две электростанции, для которых нужны были газовые установки. Сначала пытались закупить машины Siemens, произведенные на совместном предприятии в России, но немецкий концерн отказался из-за западных санкций по отношению к полуострову. В итоге турбины Siemens закупили на вторичном рынке и обновили силами российских заводов, однако в российской энергетике еще острее проявилась проблема отсутствия своих газотурбинных технологий.
Пока установка ГТД-110 — единственная российская газовая турбина большой мощности, уже исполненная в «железе». Над созданием собственной газовой турбины работают и «Силовые машины». Предприятие намерено выпустить турбины мощность 65 МВт и 170 МВт, но пока о воплощении в жизнь этих разработок ничего не известно. Концерн занимался производством установок по технологии Siemens. В начале июля глава филиала в России Дитрих Мёллер заявил, что компания готова увеличить глубину локализации турбин с 60% до 90%, то есть доверить российским партнерам почти весь цикл производства. Участники рынка отнеслись к этой идее с сомнением: едва ли Siemens захочет поделиться всей ценной документацией с российскими машиностроителями.
«Для таких чувствительных технологий всегда существуют проблемы. Никто нам таких технологий передавать, мне кажется, не будет. Они критически важны для любой национальной экономики. Даже с импортом не все гладко, не говоря уже о локализации. Речь идет об энергетической безопасности страны и экономики, поэтому, конечно, такие важные вещи, как газовая турбина, надо уметь делать самим», — подчеркнул Медовников. Он добавил, что создание работающей ГТД-110 — огромное достижение для России.
В 2019 году в России стартует новая масштабная программа модернизации тепловой энергетики. На нее потратят 1,4 млрд рублей, значительная часть этой суммы пойдет на современное энергооборудование. Его предстоит обслуживать и ремонтировать не одно десятилетие, поэтому полагаться на иностранных поставщиков газовых турбин как минимум недальновидно.
Правительство намерено организовать стенд для испытания газовых турбин большой мощности, доступ к нему смогут получить как российские, так и иностранные машиностроители. На площадке можно будет испытывать до четырех турбин мощностью от 65 до 190 МВт. В отрасли большой необходимости в новом проекте не видят, ссылаясь на наличие площадки на Ивановских ПГУ «Интер РАО», где сейчас испытываются турбины ГТД-110М. Эксперты также указывают на отсутствие в мире примеров с общедоступными стендами и сложности в распределении рисков.
В РФ может появиться общедоступный испытательный стенд для обкатки отечественных газовых турбин большой мощности (ГТБМ) — от 65 МВт до 190 МВт, следует из протокола совещания вице-премьера Дмитрия Козака от 24 сентября (есть у “Ъ”). Расположение стенда, его стоимость и источники финансирования в документе не указаны. Отмечается, что машиностроители должны иметь возможность испытывать на нем одновременно до четырех различных модификаций силовых установок, в том числе разной мощности.
По сути, такой стенд можно назвать электростанцией, поскольку при обкатке турбин мощностью свыше 60 МВт на полных оборотах появляется необходимость каким-то образом «утилизировать» энергию, и наиболее «экономичный и логичный вариант» — выдавать ее в сеть на уже существующих площадках, поясняют собеседники “Ъ”. Для обкатки турбин мощностью менее 60 МВт вместо выдачи энергии в сеть можно использовать гидротормоз, создающий механическое сопротивление, или установить промышленные резисторы, чтобы утилизировать электроэнергию от генератора в тепло.
Как писал “Ъ” 1 октября, правительство упростило доступ к базовому заказу для поставщиков ГТБМ, в том числе для локализованных машин GE и Siemens — на отборе 2020 года им выделят отдельную квоту в 2 ГВт с вводом мощностей в 2026–2028 годах. Кроме того, согласно протоколу правительство решило изменить критерии отнесения ГТБМ к «инновационному» оборудованию — ранее для этого нужно было обязательно получить софинансирование из бюджета. Теперь к инновационному оборудованию могут быть отнесены и мощные машины, произведенные в РФ по лицензии Siemens и GE, а не только «Силовые машины» Алексея Мордашова (компания претендует на 7 млрд руб. госсубсидий). Обладатели «инновационного» статуса смогут избежать штрафов за опоздания с вводами или аварии, исходно его планировалось дать только российским производителям.
Как правительство либерализовало доступ к базовому заказу для поставщиков ГТБМ
Россия самостоятельно не умеет производить ГТБМ, единственный выпускающий их завод — СП Siemens и «Силовых машин» (SGT-2000E, локализация 52%), где у немецкого партнера 65%. Сейчас углубление уровня локализации в РФ обсуждает Siemens и GE, которая ведет переговоры о совместном предприятии с «Интер РАО». «Силовые машины» хотят сделать российскую машину мощностью 65 и 170 МВт. Есть также проект ГТД-110М, который является развитием пока единственной попытки создания в РФ ГТБМ, предпринятой рыбинским «Сатурном» (сейчас «ОДК-Сатурн» «Ростеха»). Всего было поставлено пять экспериментальных машин предыдущей линейки ГТД-110 — четыре на Ивановские ПГУ «Интер РАО» и одна на Рязанскую ГРЭС «Газпром энергохолдинга». Турбины регулярно ломались, ОДК не оставляет попыток доработать машину.
В Siemens “Ъ” сообщили, что не нуждаются в создании дополнительных испытательных мощностей для полной локализации машины SGT-2000E — она уже прошла все необходимые испытания на заводе под Петербургом. В «Интер РАО» и Минэнерго от комментариев отказались, в ОДК “Ъ” не ответили. Минпромторг направил свои предложения по организации площадки в Минэнерго. В «Силовых машинах» не видят необходимости в строительстве общего испытательного стенда, так как «такой стенд в России уже есть», имея в виду Ивановские ПГУ. «Путем небольших доработок его можно использовать для испытаний других типоразмеров машин, в том числе ГТЭ-65»,— полагают в «Силовых машинах», добавляя, что первым делом нужно договориться об условиях его использования.
Основные вопросы — кто платит за его создание и несет риски заведомой ненадежности работы нового оборудования. Например, в случае ТЭС «Иршинг» с инновационной ГТУ в Баварии в начале 2000-х годов затраты по строительству станции несли как генерирующая компания (E.On), так и производитель ГТУ (Siemens). Siemens управлял станцией на этапе наладки оборудования и затем передал управление генкомпании, но часть рисков все равно осталась на нем, отмечает господин Мельников. «В обоих случаях потребители не играли никакой роли ни в финансировании создания этих объектов, ни в обслуживании рисков их эксплуатации»,— говорит аналитик.
Ивановские ПГУ — по сути, экспериментальная станция на 325 МВт — была построена за счет потребителей по модели договоров на поставку мощности. Риски ненадежной работы в этом случае несла «Интер РАО», механизма перекладывания их части на производителя ГТУ не было, поэтому стороны потом довольно много времени провели в судах, напоминает эксперт.
