Газовые турбины

ГАЗОВЫЕ ТУРБИНЫ

Благодаря повсеместному  переходу в 90-е годы на использование  природного газа в качестве основного  топлива для электроэнергетики, газовые турбины заняли существенный сегмент рынка. Максимальная эффективность  оборудования достигается на мощностях от 0,1 МВт и выше.

Принцип работы газовых турбин состоит в следующем: воздух, нагнетаемый в камеру сгорания компрессором, смешивается с топливным  газом, формируя топливную смесь, и  поджигается. Образующиеся продукты горения  с высокой температурой 
(900 °С-1200 °С), проходя через несколько рядов лопаток, установленных на валу турбины, приводят к вращению турбины. Механическая энергия вала передается через (понижающий) редуктор электрическому генератору. Тепловая энергия выходящих из турбины газов поступает в теплоутилизатор.

Вместо производства электричества, механическая энергия  турбины может использоваться для  работы насосов, компрессоров и т.п.

Наиболее традиционным видом топлива для газовых  турбин является природный газ, хотя это не исключает возможности использования других видов топлива. При этом газовые турбины не предъявляют повышенные требования к качеству его подготовки (химическому составу).

Температура исходящих  из турбины газов составляет 550 °С. Количественное соотношение тепловой энергии к электрической у газовых турбин составляет от 2,5:1, что позволяет строить когенерационные системы, различающиеся по типу теплоносителя:

• Непосредственное (прямое) использование отходящих горячих газов;
• Производство пара низкого или среднего давления

• Производство горячей воды;
• Производство пара высокого давления (турбины комбинированного цикла).

КПД газовой  турбины составляет 29% - 45%, в зависимости  от параметров работы конкретной модели турбины и характеристик топлива. В составе когенерационных систем эффективность возрастает до 90% в расчете на условную единицу израсходованного топлива (по теплотворной способности). Газовые турбины обладают хорошими экологическими параметрами (эмиссия NOx на уровне 25 ppm).

Варианты применения газотурбинных  электростанций

1. Парогазовый  цикл.

При отсутствии тепловой нагрузки газотурбинные блоки  комплектуются паровыми котлами  утилизаторами и паровым турбогенератором. Что позволяет дополнительно  получать около 50% электрической энергии. Что существенно повышает электрический КПД станции.

2. Когенерация.

Одновременная выработка тепловой и электрической  энергии. Газотурбинные блоки комплектуются  паровыми либо водяными котлами утилизаторами, с целью дальнейшего использования  тепла для отопления, горячего водоснабжения  либо технологических нужд. В зависимости от потребностей потребителя, котлы изготавливаются под необходимые характеристики воды или пара.

3. Тригенерация.

Тепло, вырабатываемое электростанцией, может быть использовано для получения  охлажденной до +5 °С воды. С этой целью в качестве тепловой нагрузки подключается абсорбционная бромистолитиевая холодильная машина. Охлажденная вода может использоваться для кондиционирования и на технологические нужды. Выработка холода по тригенерационной схеме значительно дешевле, чем на электрических холодильных машинах.

Работа турбины  сопровождается низким уровнем шума и вибрации, а для микротурбин  очень низким шумом, поэтому для  больших установок применяются  индустриального типа здания (в том  числе контейнерного типа), которые  также обеспечивают защиту оборудования от воздействия неблагоприятных атмосферных условий и служат дополнительным шумоглушением.

ПОРШНЕВЫЕ ДВИГАТЕЛИ

Поршневые двигатели, используемые в энергосистемах, обладают, с одной стороны, соизмеримой  с турбинами эффективностью в части генерации электроэнергии. С другой стороны, создание когенерационных систем на базе поршневых двигателей сводится «на нет» рассеиванием тепловой энергии, часть которой отводится системой охлаждения двигателя (двигатель и масло, используемое в системе смазки, должны постоянно охлаждаться), а также пульсирующим характером потока отходящих газов (с температурой на уровне 400 °С). Количественное соотношение тепловой энергии и электрической у поршневых двигателей составляет от 0.5:1 до 1:1(значительно ниже чем у турбин).

На практике применяют два типа поршневых  двигателей:

• С воспламенением от сжатия (аналог автомобильного или судового дизеля), которые могут работать на дизельном топливе или природном газе (с добавлением 5% дизельного топлива для обеспечения воспламенения топливной смеси). На рынке доступны модели от единиц киловатт до 15 МВт выходной электрической мощности. Несмотря на повсеместную тенденцию использовать газ (в основном по экологическим причинам), в некоторых случаях (отсутствие газопровода, цена строительства, время работы) экономически оправданно использовать дизельное топливо;
• С искровым зажиганием (аналог автомобильного бензинового двигателя). Электрическая выходная мощность двигателей этого типа, как правило, на 15-20% ниже, чем у дизелей (ограничивается специально для предотвращения детонации). Тепловая мощность у них также ниже, чем у дизелей. Двигатели с искровым зажиганием могут работать на чистом

Подготовка места  установки поршневых двигателей должна обязательно включать решение вопросов, связанных с вибрацией.Наиболее эффективным методом является использование платформы с пневматической системой амортизации.

Поршневой двигатель  конструктивно имеет значительно больше движущихся частей по сравнению с турбиной. Следовательно,интервалы сервисного обслуживания, связанного с остановкой и ремонтом двигателя так же значительно короче, чем у турбин.

Существенное ограничение состоит в работе на неполной мощности – поршневой двигатель, как правило, не рекомендуется запускать с нагрузкой менее 50% на продолжительный период времени, иначе неминуем выход из строя.

Для борьбы с  высокой эмиссией вредных веществ  в поршневых двигателях используются как внешние каталитические фильтры, так и конструктивные модификации  самих двигателей, направленные на увеличение времени горения и степени сжатия топливной смеси. Это, в свою очередь, приводит к росту стоимости самого оборудования и эксплуатационных расходов. Высокая эмиссия поршневых двигателей связана в первую очередь с тем, что развитие этих технологии происходило в период отсутствия экологических ограничений и основное внимание уделялось максимизации выходной мощности и производительности.

МИКРОТУРБИНЫ

Микротурбина  используется в качестве двигателя  модульных мини-ТЭС, работающих в диапазоне мощностей от 30 до 250 кВт.

Все движущиеся части микротурбинного двигателя  – воздушный компрессор, генератор  и сама турбина – расположены  на одном валу, скорость вращения которого может достигать – 96000 оборотов в  минуту. Вал закреплен на воздушных подшипниках, что позволяет отказаться от жидкостной смазки и использовать для этого воздух. Воздух также обеспечивает охлаждение двигателя и управляющей электроники. Это позволяет значительно снизить стоимость обслуживания оборудования по сравнению с другими технологиями. Для микротурбин стандартным считается проведение регламентных работ не чаще чем 1 раз в год, что обеспечивает коэффициет использования более 98%.

Хотя основным видом топлива для микротурбин  является природный газ, они также  могут не менее эффективно работать и на другом топливе (попутный нефтяной, биологический газы, шахтный метан, сжиженный пропан, бутан, дизель или керосин).

Микротурбины  демонстрируют наилучшие показатели по экологическим параметрам по сравнению  с остальными приведенными в настоящем обзоре технологиями: содержание NОх в отходящих газах не превышает 9 ppm, CO – до 15 ppm (на номинальной мощности), что в 10 (!) раз лучше, чем у поршневых двигателей и в 5 – чем у турбин. В настоящее время требования к указанным параметрам возрастают год от года в геометрической прогрессии. По этой же причине в том числе за рубежом, в таких странах как Германия и Англия в основном используются именно газотурбинные электростанции.

Микротурбины  не вибрируют, акустическая эмиссия  не превышает 65 ДБ и легко гасится с помощью дополнительных кожухов. Корпус микротурбиныимеет защиту от влаги и позволяет устанавливать оборудование на открытой площадке, снижая тем самым расходы на организацию специальных помещений.

По совокупности все эти преимущества позволяют применять микротурбины в качестве постоянно работающего энергоисточника генератора даже в густонаселенных городских центрах внутри и вне помещений, отводя городской сети роль резерва.

В связи с  тем, что микротурбины являются достаточно инновационным продуктом на рынке распределенных энергосистем (активное коммерческое применение началось только в 1998 году) и стоимость оборудования, отнесенная на единицу электрической мощности в настоящее время не выше, чем у других технологий, использование микротурбин в когенерационных системах существенно улучшает их экономическую привлекательность.

Применение микротурбин  в когенерации определяется температурой отходящих газов ( 505 °С ) и количественным соотношением тепловой энергии к  электрической (от 2:1 до 1,5:1), составом и экологической безопасностью выхлопа (что не применимо к поршневым машинам), а именно:

• Прямое использование отходящего газа турбин для сушки, обогрева помещений, производства CO2 (теплицы);
• Комплектация интегрированным или подключение внешнего теплообменника, в котором теплоносителем выступает вода или гликоль (горячее водоснабжение, отопление);
• Интеграция с климатическими системами для охлаждения и осушки помещений (например, в абсорбционном чиллере).

Достаточно часто  когенерация на базе микротурбин устанавливается в дополнение к существующим индустриальным системам производства тепловой энергии. Малая единичная мощность, масштабируемость и возможность эффективно работать в диапазоне нагрузок от 0 до 100% позволяют оптимизировать схемы производства энергии, что приводит к существенной экономии топлива и увеличивает срок службы оборудования.

Вышеизложенные  преимущества позволяют достигать  производительности 96% (!) при когенерации, устанавливая микротурбины на сернистых газах или газах с низкой теплотворной способностью.

СИСТЕМЫ КОМБИНИРОВАННОГО ЦИКЛА

Комбинированная система строится на основе индустриальной газовой турбины, поток горячих  отходящих газов которой, направляется на производство пара, который, в свою очередь, поступает в паровую турбину. Как правило, такие системы используются генерирующими компаниями в случае, когда необходимо максимизировать производство электрической энергии. Когенерация в этом случае играет подчиненную роль и обеспечивается за счет отвода части тепла из паровой турбины. В принципе, комбинированные системы можно построить и на базе других типов двигателей (кроме газовых турбин), представленных в данном документе.

Сравнительный анализ газотурбинной энергоустановки  с другими источниками энергии  позволяет сделать вывод, что:

Электрический КПД

Наивысший электрический  КПД у газовой турбины –  до 45 % и не более 40 % у газопоршневого двигателя достигается при работе под 100%-ной нагрузкой. При снижении нагрузки до 50%, электрический КПД  газовой турбины снижается. Для газопоршневого двигателя такое же изменение режима нагрузки вообще не рекомендуется из-за опасности перегрева, и, как следствие снижение ресурса.

Номинальный выход мощности, как газовой турбины, так и  газопоршневого двигателя зависит  от высоты площадки над уровнем моря и температуры окружающего воздуха.

При повышении  температуры свыше +25 °С электрический  КПД у газовой турбины падает на 3-5 %. При температурах ниже 0 °С, КПД  газовой турбины повышается. В  отличие от газовой турбины газопоршневой  двигатель имеет большее снижение электрического КПД в интервале температур от 0 °С до +50 °С.

Условия работы

Количество пусков: газовая турбина может запускаться и останавливаться более 1000 раз в год, что практически не отражается на назначенном ресурсе энергоустановки. У газопоршневого двигателя количество запусков уменьшают его ресурс.

Время запуска: время до принятия нагрузки после старта составляет у газовой турбины 1,5-3 минуты, у газопоршневого двигателя 5-10 минут.

Проектный срок службы, интервалы техобслуживания

Ресурс до капитального ремонта составляет у газовой  турбины - 25000 - 60 000 рабочих часов (8 лет) при общетехническом ресурсе 100 000 часов, у газопоршневого двигателя  до среднего ремонта 8 000 – 12 000 часов, а  капремонт равен 10 000-20 000 рабочих часов (табл. 1).

Стоимость капитального ремонта: - газовая турбина с учётом затрат на запчасти и материалы - 10-25% от первоначальной     стоимости, 
         - газопоршневые машины – 50…70% от первоначальной стоимости.

ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ (табл. 1)

Капиталовложения

Как показывают расчёты, удельное капиталовложение (USD/кВт) в производство электрической и тепловой энергии у газопоршневых двигателей составляет, например для станции 1,0 МВТ – 1200-2200 USD/кВт, у аналогичной мощности ГТЭС ОАО Мотор Сич этот показатель составляет 790-1050 USD/кВт. Это преимущество ГТЭС неоспоримо для мощностей от 0,6 до 25 МВт.

Соотношение производительности, начальных инвестиций и удельной стоимости для различных типов  двигателей (без учета стоимости  утилизаторов тепла) приведено в  табл. 2

Преимущества  и недостатки по двигателям, используемым в когенерационных системах:

Возможность получать сравнительно недорогую электрическую и тепловую энергию из газа заставила производителей искать новые технологические принципы для создания генерирующих агрегатов. И если такие перспективные разработки, как двигатели Стирлинга или топливные ячейки – дело неблизкого будущего, то микротурбины (МТУ) вполне готовы уже сегодня конкурировать с традиционными решениями типа газопоршневых генераторных установок. Проблема заключается в недостатке объективной и обоснованной информации (реклама объективностью не грешит), реально помогающей сделать выбор.

 
      Для удешевления конструкторы микротурбинных установок решили убрать редуктор – узел, связывающий собственно турбину и генератор. Помимо упрощения и снижения цены, такое решение позволило исключить простои, связанные с обслуживанием механизма (профилактическим Но здесь возникают сложности, связанные с неравномерностью вращения ротора. На такой высокой скорости – порядка 70-100 тыс. об/мин и, самое главное, переменной частоте вращения невозможно получить напряжение частотой 50 или 60 Гц. По этой причине производители вынуждены осуществлять двойное преобразование электрической энергии: сначала высокочастотное напряжение - в постоянное, а затем - в переменное частотой 50 или 60 Гц. Технически эта цепочка выглядит следующим образом: высокочастотный генератор переменного тока, выдающий напряжение с переменной частотой и синусоидой, отличной от ГОСТ, - выпрямитель - Дополнительные узлы, повышая качество вырабатываемой электроэнергии, значительно повышает стоимость агрегата и снижают его надежность. Опыт промышленной электроники позволяет утверждать, что наибольший процент отказов приходится на инвертор. При этом производители МТУ вынуждены ограничить комплектацию только низковольтными (400 В) генераторами (газопоршневые установки, как правило, по заявке потребителя комплектуются как низковольтными, так и высоковольтными генераторами  
     И это еще не все. У микротурбинных установок с переменной скоростью развиваемая мощность зависит от скорости вращения ротора. Для поддержания на выходе стабильного напряжения при значительных колебаниях нагрузки используются массивные буферные аккумуляторные батареи (АКБ), помогающие компенсировать недостающую электрическую мощность во время разгона турбины. Приняв наброс нагрузки, установка затем должна отдать часть вырабатываемой мощности для восстановления заряда АКБ.  
 
В применении аккумуляторной батареи и кроется фундамент для заявлений типа «МТУ способны принять 100% наброс нагрузки». Так, у микротурбин производства фирмы Capstone (США) скорость набора мощности составляет порядка 1 кВт/с, то есть до номинального значения микротурбина разгонится только через 12 минуты. Для парирования недостаточной мощности и нужны батареи, выполняющие роль буфера между генератором МТУ и потребителем. 
 
Очевидно, что для этого требуются АКБ повышенной емкости. Например, блок аккумуляторных батарей для микротурбины Capstone C30 мощностью 30 кВт весит около 180 кг, а для 60-киловаттной С60 - 400 кг! Налицо аналогичная ситуация, сложившаяся с гибридными автомобилями: меньшие выбросы при работе компенсируются дополнительными выбросами при производстве и утилизации АКБ. 
 
   Для газопоршневых установок система бесперебойного питания на основе АКБ применяется только в тех случаях, когда требуется 100%-ая надежность, исключающая срывы генерации и аварийные остановы. В большинстве приложений использование АКБ - возможная и отнюдь не обязательная опция, удорожающая все решение. Для микротурбинных установок АКБ – ключевой узел, малейшая неисправность которого ведет к остановке всей системы. При этом постоянная нагрузка на АКБ приводит к сокращению их срока службы с заявляемых 16 до 12 тыс. часов, а в реальности – и до 8-9 тыс. часов! А ведь АКБ, кроме буферной функции, выполняет еще и роль стартера на этапе пуска, и это еще более сокращает срок эксплуатации.  
 
В блоках аккумуляторы соединены последовательно, то есть выход из строя хотя бы одной батареи весь АКБ (и вся установка) теряют работоспособность. В случае длительного хранения аккумуляторов необходимо производить их подзарядку внешним источником. Кроме того, аккумуляторные батареи весьма чувствительны к температуре окружающей среды, поэтому производители настоятельно рекомендуют строить для них специальные отапливаемые помещения со стабильной температурой +40С. 
 
Газовый подшипник: решение, создающее проблемы 
Большая частота вращения турбин определяет фактически единственный тип подшипников – лепестковый газодинамический (ЛГП), в которых несущий газовый слой создается за счет вращения цапфы. Другие типы газовых опор применить практически невозможно из-за значительных тепловых деформаций. При всех своих преимуществах лепестковые подшипники при пуске (до всплытия ротора) работают в режиме «сухого трения». Специальные антифрикционные покрытия, весьма дорогие, решают проблему лишь частично. Таким образом, при эксплуатации с переменными нагрузками реальный ресурс микротурбины, определяемый выходом из строя радиальноупорного подшипника горячей зоны, может значительно уменьшиться в сравнении с заявленным в документации производителя.  
 
Это значит, что эксплуатационные затраты будут значительно выше, чем это может показаться даже при изучении документации производителя. Судите сами: для замены подшипника, во-первых, требуется запасной, во-вторых, 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. А работы высококвалифицированноо персонала, как известно, стоит недешево.

И это не считая того, что  турбина простаивает, вместо того, чтобы работать и  
Микротурбины далеко не так «всеядны», в отличие от своих полноразмерных собратьев. Есть целый ряд неафишируемых ограничений, накладываемых на состав топливного газа. Так, для уже упомянутых микротурбин Capstone С60 доля тяжелых углеводородов (С4 и выше) в составе топливного газа не должна превышать 5%. Напомним, что попутный нефтяной газ, как правило, содержит до 15% тяжелых фракций. Это значит, что желание применить микротурбинные установки натолкнется на необходимость сооружения системы газоподготовки с обязательным узлом осушки, стоимость которой может превысить цену самой МТУ! Фактически высокая чувствительность микротурбин к составу топливного газа ставит жирный крест на быстрорастущем и перспективном рынке систем топливоснабжения, основанных на применении пропан-бутановых смесей.  
 
Типичное рекламное утверждение, чаще всего внедряемое в умы потенциальных покупателей, звучит так: «Основное преимущество микротурбинных установок — возможность работы с переменной нагрузкой в диапазоне от 0 до 100% без сокращения ресурса». Заявление, без сомнения, яркое и эффектное, и было бы неплохо разобраться, насколько оно соответствует реальности. Вот здесь и возникает первая «вилка»: компании-поставщики обещают ресурс МТУ до первого капитального ремонта в 60 Сегодня большинство газопоршневых установок обеспечивают наработку до первого капитального ремонта не меньшую, а наиболее продвинутые производители (Waukesha, Wartsila и др.) уже далеко впереди! Например, у агрегатов серии Waukesha ATGL первый капремонт проводится после 80 тыс. часов эксплуатации, у Wartsila 20V34SG — после 120 тыс. часов!  
 
Поставщики микротурбин предпочитают не заострять внимание еще на одном важном параметре — количество капитальных ремонтов. У МТУ их два, у ГПГУ — три. Таким образом общий ресурс микротурбинной установки составляет 120 тыс. часов эксплуатации (около 15 лет), а газопоршневой — до четырех раз больше! Не в пользу МТУ - и стоимость ЗИП для проведения капитальных ремонтов. Так, по заявлению фирмы Calnetix, одного из ведущих производителей микротурбинных установок, стоимость капитального ремонта агрегата мощностью 100 кВт составляет 90% (!) от стоимости МТУ. Фактически капремонт – это покупка новой турбины, ни больше ни меньше, каждые пять-шесть лет работы. 
 
Следует учесть, что работа в переходных режимах (особенно частые пуски) увеличивает износ любого оборудования. У больших турбин и газопоршневых генераторных установок насосы предварительно закачивают масло в зазоры, а у МТУ, как мы уже знаем, абсолютно «сухой» запуск. Эмпирическое правило гласит, что один запуск большой турбины эквивалентен 500 часам ее работы. Очевидно, что ресурс микротурбинных установок, часто функционирующих в режиме «старт-остановка» (исходя из работы на переменных нагрузках), будет гораздо меньше декларируемого.  
 
Регламентное обслуживание микротурбинных установок – процедура, которую тоже не следует сбрасывать со счетов. Компании-производители настойчиво рекомендуют раз в три месяца провести осмотр и в случае необходимости сделать замену топливной арматуры, воздушных и топливных фильтров. Через год с начала эксплуатации уже не обойтись не только без замены всех фильтров, но и замены инжектора, воспламенителя, датчика термопары камеры сгорания (если микротурбина работает на жидком топливе). Второй год эксплуатации (или даже ранее, исходя из практики) станет последним для блока АКБ. 
 
По оценкам специалистов, стоимость обслуживания в составе стоимости 1 кВт*час выработанной электроэнергии вплотную приближается к 1 рублю. В эту сумму входит стоимость импортных ЗИП, налоговые и таможенные сборы, маржа компании-поставщика и собственно, оплата труда квалифицированного персонала. Причем следует иметь в виду, что данные расчеты справедливы только для первого года эксплуатации, когда замене подлежат лишь фильтрующие элементы, термопары и воспламенители. 
 
Мы уже говорили о необходимости размещения аккумуляторного блока в специальном отапливаемом помещении. Оказывается, этого мало! Дело в том, что микротурбинные установки поставляются в Россию в кожухе, выполненном по нормативу УХЛ5, соответствующему рабочему диапазону температур от -10 до +35С. Не секрет, что в нашей стране зимой нередко намного холоднее, то есть до норматива УХЛ1 (60…+40С) импортное исполнение явно не дотягивает. Значит, микротурбину при условии эксплуатации на большей части территории РФ все равно придется устанавливать в отапливаемое помещение (контейнер или легковозводимое здание). А это — отдельная статья расхода как на проектные, так и на  
Потребитель, рассчитывающий получить дополнительные 100-200 кВт дешевой электроэнергии с помощью микротурбинных установок, вряд ли имеет непосредственный доступ к газовой магистрали высокого давления. Какой же выход предлагают производители? До необходимых 5 бар давление будет поднимать мощный дожимной газовый компрессор, который, естественно, «съест» часть произведенной электроэнергии. Он размещается непосредственно внутри модуля, и этот факт вызывает серьезные опасения: согласно отечественным нормативам (ПБ 1252903 п.8.1.21) дожимные компрессоры должны устанавливаться в отдельном помещении или здании категории А. Следовательно, если строго придерживаться буквы закона, то МТУ, имеющие компрессоры топливного газа в конструкции, не могут  
Мало того, что компрессор в МТУ является «персоной нон грата», так он еще и сокращает сервисные интервалы. Дело в том, что для нагнетания газа применяются винтовые маслозаполненные компрессоры, требующие замены масла и масляных фильтров каждые 1500-2000 ч эксплуатации. Таким образом, не может быть и речи об увеличенных до 6000-8000 часов межсервисных интервалах, декларируемых поставщиками МТУ. 
 
Трудно удержаться от сравнения с газопоршневыми агрегатами. Далеко не все из них требуют высокого давления. Так, например, генераторы Waukesha VGF способны работать на давлении всего в 200 мбар, а модели Kohler-SDMO так и вообще работают под давлением 50 мбар.  
 
Кластеры: master & slaves 
Производственным потребителям, как правило, недостаточно 200 кВт, которые может выдать одна микротурбина. Что же делать, если требуется больше, намного больше? Правильно, надо собрать группу из нескольких установок, гордо и современно именуемых кластером. Однако не все так просто. Дело в том, что в кластере один из агрегатов является главным («мастером»), управляющим, и выход его из строя означает остановку всего комплекса, пусть даже в нем еще несколько десятков исправных турбин! В поисках решения разработчики применили так называемый Power Server – дополнительный блок управления, на «лету» способный менять конфигурацию кластера, то есть перебрасывать функции «мастера» на другие агрегаты. Но страшно подумать, что произойдет, если Power Server выйдет из строя! А это, учитывая его сложность, вполне вероятно.  
 
По мнению экспертов промышленной электроники, 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. Фактически это значит, что общая мощность, которую можно «снимать» с кластера, не превышает 6 МВт. Если нужно больше, то имеет смысл обратить внимание на другие решения. 
 
А что с КПД? 
В пору всеобщей тяги к энергоэффективности значение КПД выходит на первое место, определяя, сколько топлива надо сжечь, чтобы получить 1 кВт*час. Оказывается, что микротурбинные установки занимаются «самоедством», причем точно известно, насколько – на 66%! Именно такую часть механической мощности забирает компрессор, нагнетающий воздух в камеру сгорания. Даже у самых «продвинутых» МТУ электрический КПД не превышает 32-33% в номинальном режиме, а средний КПД вообще ограничен 28%. В то же время газопоршневые агрегаты с КПД меньшим 40% считаются явными аутсайдерами, обреченными на коммерческий провал. Чтобы ощутить разницу более зримо, приведем пример: для выработки 1 МВт газопоршневая установка израсходует около 250 нм3/час, а МТУ — 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). Не забудем и про дожимной компрессор, буферную АКБ, силовую электронику преобразователя и системы управления, также активно потребляющие энергию и снижающие фактический КПД еще на 5%. Еще хуже обстоит дело, когда условия работы отличаются от номинальных. Например, в режимах с нагрузкой около 25% от номинала КПД МТУ падает до 19% (а с учетом энергопотребления дожимного компрессора – до 14-15%). Также негативно влияет на эффективность работы турбины и повышение  
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 тыс. 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 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. 
 
Тем не менее, есть ряд параметров, по которым МТУ все-таки опережает своих оппонентов. В частности, меньший уровень шума, более чистый выхлоп, возможность установки на крышах зданий за счет меньшей вибрации, возможность длительное время работать на частичных нагрузках и холостом ходу (но всетаки это свойство АКБ, а не собственно микротурбины), высокое качество производимой электроэнергии. Кроме того, микротурбина не требует внешних систем охлаждения, а котелутилизатор 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. 
 
Вывод 
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.