Портал по тригенерации, когенерации и мини-ТЭЦ

Малая энергетика проектируется по-взрослому

В.И. Нишневич, А.Э. Вилинский, ОАО «УРАЛВНИПИЭНЕРГОПРОМ»

 

(публикуется в сокращении)

Немного истории

В 50-е послевоенные годы прошлого столетия в стране началось бурное развитие промышленности и энергетики. Требовалась разработка проектов десятков новых ГРЭС и ТЭЦ. Институты «Теплоэлектропроект», «Промэнергопроект» и их отделения не справлялись с возраставшими объемами работ. В связи с этим приказом Министерства строительства электростанций № 31а от 22. 06. 1960 года были образованы еще четыре отделения института «Промэнергопроект» — Белорусское в г. Минске, Среднеазиатское в г. Алма-Ате, Сибирское в г. Иркутске и наше Свердловское в г. Свердловске. Первым приказом в штат было зачислено 29 специалистов, выходцев из проектного бюро «Уралэнергомонтаж».

Начав с проектирования небольших ТЭЦ (первым объектом было расширение ТЭЦ Челябинского металлургического завода) по мере качественного и количественного роста коллектива, создания производственной базы, отделение увеличивало объем и технический уровень выполняемых работ. К 1970 году численность персонала достигла 480 человек, были созданы 7 специализированных отделов и 7 секторов.

В 1974 году ГСПИ «Промэнергопроект» был преобразован в ВНИПИэнергопром и, соответственно, Свердловское отделение — в Уральское отделение ВНИПИэнергопрома, с образованием научно-исследовательского отдела промышленной энергетики. К этому времени на отделение были возложены обязанности генпроектировщика более пятидесяти действующих, расширяемых и строящихся ТЭЦ Уральского, Дальневосточного, Сибирского и Поволжского регионов.

В 1992 году отделение было преобразовано в самостоятельный институт ОАО «УРАЛВНИПИЭНЕРГОПРОМ».

Традиционной (и очень ответственной) областью работы института была и остается разработка перспективных схем теплоснабжения городов. Постсоветские годы внесли дезорганизацию в процесс перспективного планирования, проблемам организации теплоснабжения не уделялось достаточного (либо вообще никакого) внимания. Но к настоящему времени у руководителей крупных городов и муниципальных образований уже не осталось сомнений, что перспективный план теплоснабжения, а главное, его систематическая реализация есть одна из важнейших составляющих жизнеобеспечения.

Сегодня деятельность УРАЛВНИПИЭНЕРГОПРОМа по разработке схем теплоснабжения вновь выходит на одно из первых мест по важности решаемых задач: на разных стадиях находятся разработки схемы теплоснабжения городов Екатеринбурга, Челябинска, Саратова, Омска, Владивостока, Ижевска, Уфы, Сургута.

 

Image

На фото: Газотурбинная электростанция Конитлорского месторождения ОАО "Сургутнефтегаз"

 

Институт постоянно увеличивает комплексность выполняемых работ (организованы и успешно работают отделы высотных сооружений — дымовых труб — и АСУ ТП, завершившие создание полного комплекса проектирования ТЭЦ), внедряет новые технологии проектирования, повышает производительность труда и качество работ путем широкого внедрения систем автоматического проектирования. В сотрудничестве с фирмой «СиСофт» в настоящее время внедряется САПР, охватывающая весь комплекс проектирования объекта энергетики.

С 2003 году в институте внедрена, сертифицирована и ежегодно подтверждается система качества продукции по МС ИСО — 9000, и в 2004 году институт был удостоен диплома премии Полномочного представителя Президента РФ в УрФО в области качества.

С 18 августа 2004 года в связи с реформой энергетики ОАО «УРАЛВНИПИЭНЕРГОПРОМ» вошло в состав ОАО «Инженерный центр энергетики Урала» (Дирекцию по проектированию объектов генерации). В этом составе организация в целом способна предложить заказчику уже не только проектные и изыскательские работы, но и весь комплекс работ по созданию энергообъекта, включая поставку оборудования, комплектацию, строительство, монтаж, наладку и пуск объекта.

Проблемы малой энергетики

В условиях реструктуризации РАО «ЕЭС России», завершение которой становится объективной реальностью ближайших двух лет, очень остро стоит вопрос о создании автономных источников комбинированного энергоснабжения промышленных предприятий, металлургической, нефтегазовой, машиностроительной и других отраслей. Прекращение государственного финансирования крупных энергоисточников, высокие тарифы региональных и федеральных монополистов по производству тепловой и электрической энергии, неуклонное и неизбежное повышение цен на энергоносители (газ, мазут) вынуждают предприятия самых разных отраслей промышленности всерьез рассматривать целесообразность и возможность сооружения собственных ТЭС.

Именно такие ТЭС как нельзя лучше подходят под понятие «малая» и «средняя» энергетика, к настоящему времени уже прочно укрепившееся как в среде специалистов-энергетиков, так и у потребителя.

Необходимо понимать, что определения «малая» и «средняя» энергетика достаточно условны и охватывают источники генерации от десятков киловатт до 100 МВт по мощности. Как правило, такие энергоисточники строятся на базе энергосберегающих схем производства энергии с использованием газовых турбин либо газопоршневых установок. Этому способствует накопленный мировой опыт.

Сейчас уже не вызывает сомнений, что это направление является перспективным и эффективным, так как позволяет создать источники энергии с более низкой, чем предлагается монополистами и посредниками, стоимостью энергопродукта. В газообеспеченных регионах (Центр, Урал, Поволжье) себестоимость 1 кВт·ч при эффективной схеме производства не превысит полутора центов! Использование «своей» дешевой (по себестоимости) электроэнергии для собственного производства позволит получить более дешевый конечный продукт и в короткий срок (до трех-четырех лет) окупить затраты на создание собственного энергоисточника.

При этом следует заметить, что используемое зачастую определение этого энергоисточника как «автономный» не является вполне корректным, так как для надежного электро- и теплоснабжения необходима схема резервирования «своего» энергоисточника от региональных электрических сетей и систем централизованного теплоснабжения. Причем если резервирование электроснабжения всегда является мероприятием разумным и оправданным (если, конечно, существует техническая возможность), то резервирование теплообеспечения требует подтверждения экономической целесообразностью.

В подавляющем большинстве случаев потребитель ставит себе задачу сократить расходы своего основного, профильного бизнеса, снизить долю затрат на электро- и теплоэнергию в себестоимости своего основного продукта. В этом случае более точным будет термин «электростанция собственных нужд» (ЭСН). Выход на рынок электроэнергии в качестве поставщика планируется лишь в исключительных случаях.

Именно ориентация ЭСН на покрытие собственных нагрузок делает очень серьезной задачу выбора технологии производства тепла и электроэнергии и подбор основного оборудования под эту технологию. Индивидуальность условий каждой площадки, индивидуальность характера электрических и тепловых нагрузок, а также их соотношение делают практически невозможным применение некой универсальной типовой установки - это могут быть новые ТЭС с паросиловыми, парогазовыми, газотурбинными технологиями на разных видах топлива, газопоршневые либо двухтопливные ДВС, возможна надстройка существующих котельных электрогенерирующим оборудованием, а также любые комбинации перечисленных технологий.

Принципиальный вопрос: быть или не быть энергоисточнику на предприятии - не должен решаться волевым порядком. Ни один грамотный руководитель (хозяин, инвестор) не позволит себе принимать столь затратные решения, опираясь лишь на мнение собственных энергетических служб (пусть даже достаточно опытных и грамотных - в своей области) и руководствуясь рекламными материалами фирм-поставщиков.

Да, действительно, оборудование для малой энергетики, предлагаемое сейчас на рынке, имеет достойный технический уровень. Действительно, посещения уже действующих объектов дают много полезной информации. Но, к сожалению, решения, принимаемые на основании только этих (нужных!) мероприятий, приводят зачастую к результатам, не отвечающим ожиданиям в полной мере, а то и к результатам плачевным. Создание собственного энергоисточника не может предприниматься на основании общих соображений «сейчас такая тенденция» или «это перспективно».

Основной посыл в работе УРАЛВНИПИЭНЕРГОПРОМа — малая энергетика не означает малые проблемы. Взвешенно и обоснованно решить все проблемы вновь строящегося или реконструируемого объекта энергетики может только комплексный коллектив высококвалифицированных специалистов. Даже для того чтобы была грамотно выбрана технологическая схема, предложено конкретное оборудование, определена схема выдачи мощности и т.п., требуется не просто экспертная оценка, но достаточно трудоемкие предпроектные проработки, чаще всего с рассмотрением нескольких вариантов, как по технологии, так и по составу основного оборудования. Тем более что при выборе газовых турбин и газопоршневых машин целесообразно рассматривать варианты отечественных и зарубежных поставок. В отношении прочего — на настоящий момент отечественное энергомашиностроение может предложить почти всю гамму необходимого для этих целей оборудования.

Имея результат работы проектировщиков, содержащий, во-первых, технические решения по всем технологическим разделам, во-вторых, оценку экологических аспектов, в-третьих, сводный сметный расчет, и на этой основе — расчет технико-экономических показателей и бизнес-план будущего объекта, заказчик может принять решение в пользу того или иного варианта. А возможно, увидев предстоящие затраты и оценив свои возможности, и вовсе отказаться от реализации проекта — даже в этом случае выгода очевидна. Малая энергетика не означает малые затраты!

И рабочее проектирование объектов малой энергетики имеет свои особенности и сложности, вовсе неочевидные с точки зрения энергетики «большой».

Среди ископаемых топлив, которые используются для производства электроэнергии, в существующем топливном балансе более 60% составляет газ, а для малой энергетики в качестве основного топлива газ практически безальтернативен. Конечно, существуют особые случаи, например, избыток коксового газа на коксохимическом производстве, но и решения по его использованию в этом случае будут индивидуальными.

Многие годы сжигание газа на ТЭЦ и котельных производилось традиционным способом, в настоящее же время никто не решает эту задачу без применения прогрессивных технологий, для которых характерна высокая тепловая эффективность, маневренность, хорошие экологические характеристики. Предлагаемое сегодня оборудование — газопоршневые машины и газовые турбины — отличается, кроме того, высокой надежностью.

Далее речь пойдет в основном о газотурбинных и парогазовых установках, так как, по мнению авторов, при мощности ЭСН более 8–10 МВт целесообразно устанавливать газотурбинное оборудование.

Решения в области малой энергетики

В зависимости от приоритетной задачи сооружения ЭСН — получение электроэнергии или тепла — предлагается конкретная схема. Если приоритетной задачей ставится получение электроэнергии, предлагается утилизационная схема: газовая турбина — котел-утилизатор (паровой или водогрейный), в зависимости от вида тепловой нагрузки, от необходимости (или возможности) установки паровой турбины. Если тепловые нагрузки существенно превосходят потребность в электроэнергии, рекомендуется сбросная схема — сброс газов ГТУ в паровые или водогрейные котлы традиционной компоновки. Зачастую предусматривается возможность работы этих котлов в автономном режиме (без ГТУ).

ЭСН сооружается (реконструируется) чаще всего на существующем объекте, в условиях действующего производства, и условия площадки существенно влияют на компоновку оборудования. Котел-утилизатор может иметь вертикальную компоновку и располагаться над ГТУ — если площадка под корпус ограничена; может быть выбрана горизонтальная компоновка в условиях, скажем, существующего корпуса, ограниченного по высоте. Эти решения зависят от компоновки самой ГТУ — с отводом выхлопа вверх в средней части агрегата (в основном для ГТУ небольшой мощности) либо осевым отводом. Кроме, того, могут накладываться иные факторы — например, необходимость использовать существующую дымовую трубу и прочее.

Следующая проблема — выбор основного тепломеханического оборудования. Газотурбинное оборудование представлено на российском рынке широчайшим спектром ГТУ иностранного производства и уже составляющими им конкуренцию отечественными агрегатами. Все агрегаты в каждой из мощностных линеек имеют различные технические характеристики и особенности компоновки, различаются стоимостью, комплектацией, ресурсом, уровнем сервисного обслуживания и другим. Чаще всего выбор поставщика ГТУ проходит через процедуру тендерных торгов, и торги эти требуют серьезной подготовки — разработки технических требований. Подготовку этого документа тоже целесообразно поручать специализированной проектной организации.

Разработку, изготовление и поставку котлов-утилизаторов для ГТУ уверенно берут на себя отечественные котлостроительные заводы, и опыт в этой области уже ими наработан. В связи с различием характеристик различных ГТУ — расходов и температур выхлопных газов, а также необходимостью в ряде случаев дожигания топлива перед КУ, утилизатор разрабатывается, рассчитывается и проектируется практически заново для каждой ГТУ, то есть серийного оборудования в этой области не существует. Для разработки котла-утилизатора изготовитель должен получать задание опять-таки от проектировщика.

В выборе паровой турбины для ПГУ проблемы нет — в ряде мощности до 25 МВт, применимых для ЭСН, о которых идет речь, реальный российский поставщик один — Калужский турбинный завод. Серийные турбины из номенклатуры ОАО «КТЗ» закрывают практически любые потребности малой и средней энергетики. Однако если в цикле ПГУ обосновано применение двухконтурного котла-утилизатора, то и паровая турбина для такой установки потребует индивидуальной разработки.

Выбор генераторов и трансформаторов не представляет больших проблем — это оборудование выпускают отечественные производители, а ГТУ иностранного производства поставляется, как правило, комплектно с генератором.

Главной проблемой при разработке электротехнических решений по проектируемым ГТЭС является определение места подключения генераторов ГТЭС в существующую схему электроснабжения предприятия с наименьшими затратами на ее реконструкцию. Как правило, в цепях питания от распределительных устройств 6 или 10 кВ ГТЭС устанавливаются токоограничивающие реакторы для сохранения коммутационного оборудования в существующей схеме предприятия.

С появлением генерирующего источника на промпредприятии заказчик должен получить от энергосистемы технические условия на подключение электростанции к сетям энергосистемы. Технические условия необходимы, поскольку предусматривается режим параллельной работы турбоагрегатов ГТЭС с энергосистемой. Зачастую энергосистемы ставят слишком жесткие и дорогостоящие условия на подключение энергоисточника к энергосистеме, поэтому заказчики нередко выбирают автономный режим работы ГТЭС, отказываясь от резервной связи с энергосистемой.

Режим автономного электроснабжения нагрузок промпредприятия от ГТЭС мало приемлем. Причинами этого являются:

– сокращение продолжительности использования номинальной мощности турбоагрегатов ГТЭС из-за жесткой зависимости мгновенной мощности турбоагрегатов от графика электрической нагрузки, что приводит к ухудшению их КПД, перерасходу топлива, увеличению срока окупаемости капитальных затрат;

– вынужденный останов части энергоблоков ГТЭС в периоды выходных и праздничных дней и в ночные смены, если их нагрузка окажется менее 25% от номинальной мощности, при этом необходимо будет решать вопросы питания оставшейся нагрузки от других источников;

– ускоренная выработка механического ресурса турбоагрегатов ГТЭС из-за большего количества пусков, остановов, сбросов и набросов нагрузки. При параллельной работе ГТЭС с энергосистемой предусматривается противоаварийная автоматика выделения турбоагрегатов на автономную работу со сбалансированной нагрузкой при снижении частоты в энергосистеме и при других аварийных ситуациях. Однако такой режим автономного электроснабжения продолжается недолго, в течение ликвидации аварийной ситуации.

Возмущения в электрических сетях оказывают определенное влияние на статическую и динамическую устойчивость турбоагрегатов ГТЭС. Наиболее существенным фактором, определяющим устойчивость газотурбинных генераторов, является значительно меньший момент инерции газовой турбины по сравнению с паровой. Как следствие, для нарушения устойчивости требуется уже значительно меньшее возмущение. К другим факторам, определяющим устойчивость турбоагрегатов, относятся место расположения ГТЭС относительно других электростанций и узлов нагрузки, пропускная способность связей ГТЭС с остальной энергосистемой. Поэтому расчеты устойчивости, безусловно, должны явиться совместным продуктом как генпроектировщиков ГТЭС, так и региональных институтов «Энергосетьпроект». Практика расчетов устойчивости показывает, что задача обеспечения надежного электроснабжения от ГТЭС существует, она достаточно сложна и многогранна.

ГТЭС оснащается интегрированной АСУТП, обеспечивающей централизованный контроль и управление всего (и теплотехнического, и электротехнического) оборудования станции с одного помещения ГЩУ, релейная защита и автоматика предусматривается на микропроцессорной элементной базе.

АСУТП проектируется на современной микропроцессорной элементной базе (Siemens, ABB, Metso Automation) включая подсистему РЗА.

По структурной реализации АСУТП ГТЭС является распределенной функционально и в пространстве системой, объединяющей в своем составе различные уровни и подсистемы.

Наиболее важные задачи, решаемые АСУТП ГТЭС:

— управление режимами запуска и останова агрегатов;

— групповое регулирование активной и реактивной мощности с ограничением, при необходимости, выдачи мощности в сеть;

— релейная защита и автоматика;

— управление синхронизацией;

— анализ электронных осциллограмм;

— диагностика состояния и настройка системы.

Отличительной особенностью проектирования АСУТП ГТЭС для главного разработчика системы, функции которого для ряда объектов выполнял УРАЛВНИПИЭНЕРГОПРОМ, является необходимость выполнения работ:

— по разработке, согласованию и утверждению ТЗ на АСУТП ГТЭС;

— подготовке общесистемных решений и соответствующих исходных данных по взаимодействию АСУТП ГТЭС с агрегатными САУ;

— подготовке исходных данных для проектирования аппаратной части ПТК и разработки прикладного ПО для задач станционного уровня;

— подготовке и ведению координационного плана работ соразработчиков системы включая поставщиков агрегатных САУ.

Все вышеизложенное подкрепляется значительным опытом разработок, выполненных УРАЛВНИПИЭНЕРГОПРОМом и другими энергетическими проектными и научными центрами по созданию ЭСН. Ряд их уже введен в эксплуатацию (в основном на объектах нефтедобычи, нефтепереработки и газовых комплексах). Специалистами УРАЛВНИПИЭНЕРГОПРОМа разработаны технические предложения и обоснования инвестиций техперевооружения десятков энергообъектов на базе газотурбинных технологий: ЗАО «Лукойл-Пермь», ТЭЦ Комсомольского НПЗ, ТЭЦ Кирово-Чепецкого химкомбината, ЭСН на КС «Карталинская» и многих других.

По проектам, в которых ведущую роль играл УРАЛВНИПИЭНЕРГОПРОМ, пущены в эксплуатацию или находятся в стадии строительства электростанции ОАО «Сургутнефтегаза»: Конитлорская, Пуровская, Верхнее-Казымская, Лукьявинского, Биттемского, Лянторского, Рускинского месторождений и другие с 29 ГТУ суммарной мощностью 300 МВт на попутном нефтяном газе с газовыми турбинами ОАО «Авиадвигатель» (г. Пермь) мощностью 4, 6, 12, 16 МВт.

Начато строительство двух электростанций (ПГУ) суммарной мощностью 50 МВт с машинами Siemens SGT 400 единичной мощностью 12,9 МВт на Березниковском калийном комбинате. В работе находятся энергоисточники с газовыми турбинами НПО Сатурн (г. Рыбинск), ОАО «Двигатели НК» (г. Самара) и других.