Портал по тригенерации, когенерации и мини-ТЭЦ

Материалы Конференции "Малые и средние ТЭЦ. Экономика
малой энергетики и проблемы инвестиций. Практический опыт»
12-14 сентября 2006 г. НП "Российское теплоснабжение"

 

Технико-экономические  показатели и  надежность  ГТЭС  на  базе  конвертированных  ГТУ в котельных ОАО «БАШКИРЭНЕРГО»

 

Афанасьев И.П.
начальник СПР ОАО «Башкирэнерго, к.т.н.

 

ОАО «Башкирэнерго» традиционно уделяет большое внимание теплоснабжению. В отличие от других энергосистем в состав ОАО «Башкирэнерго» в свое время входили филиалы «Теплоцентраль» и  «Тепловые сети», обеспечивающие теплом промышленные предприятия и население в крупных городах Башкортостана. Большая часть тепла для отопления производилась на ТЭЦ при комбинированном производстве тепла и электроэнергии, остальная часть – в крупных котельных цехах при сжигании топлива в водогрейных и паровых котлах.

            Если раньше примерно половина тепла в республике производилась на источниках ОАО «Башкирэнерго», то с передачей в ОАО «Башкирэнерго» муниципальных котельных и тепловых сетей и образованием ООО «БашРТС» эта доля приближается к 70%. Естественно, увеличение отпуска тепла за счет котельных (в том числе большого количества мелких котельных) приводит к ухудшению ТЭП производства тепла в среднем по энергосистеме. Однако то, что ОАО «Башкирэнерго» овладело рынком тепла в республике, является предпосылкой для дальнейшего развития комбинированного производства электроэнергии и тепла и снижения себестоимости энергии.

         Рассмотрим пример увеличения доли комбинированной выработки тепла и электроэнергии за счет установки в котельной генерирующего источника. Годовой график  отпуска тепла отопительной котельной установленной мощностью 100 Гкал/ч.

 

 

            Для обеспечения круглогодичной загрузки генерирующего оборудования выбирается газотурбинная установка (ГТУ) с тепловой мощностью, равной (или несколько большей) летней тепловой мощности для ГВС. ГТУ работает весь год, а котлы включаются в отопительный период  (в начале и в конце года) или на время технического обслуживания ГТУ. Установленная тепловая мощность котельной увеличивается на тепловую мощность ГТУ. Аналогичный подход возможен и для более мелких котельных, только вместо ГТУ используется газопоршневой агрегат (ГПА).

            Выгода получается от вытеснения части тепловой выработки котельной и замещения ее более выгодной комбинированной выработкой электроэнергии и тепла.

            ОАО «Башкирэнерго» с 1995г. ведет планомерную работу по строительству газотурбинных мини-ТЭЦ на базе конвертированных авиационных ГТД.               Эффективное комбинированное производство электроэнергии и тепла на таких ТЭЦ приближено к потребителям, поскольку эти установки создавались при котельных, в том числе в небольших городах и поселках.

            В настоящей работе дана обобщенная информация об основных технико-экономических показателях и надежности оборудования газотурбинных мини-ТЭЦ за 3-4 года их эксплуатации.

            Характеристика газотурбинных ТЭЦ ОАО «Башкирэнерго»                 Таблица 1

п/ п

Наименование ГТЭ

Марка ГТЭС

Марка ГТУ

Кол-во агрег.

Ввод в эксплуат.

Изготовитель оборудования

Установленная мощность

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Электр.

МВт

Теплов. Гкал/час

1.

ГТУ-ТЭЦ

«Ишимбай»,

КЦ-5 БашРТС

 

ГТЭ-10/95

 

 

1

 

3 кв.2001г.

 

ФГУП НПП «Мотор», г. Уфа

 

8

 

15

2.

ГТУ-ТЭЦ «Шигили» в р.ц. Большеустьикинск

ГТЭС «Урал-2500Р»

Д-30ЭУ-2

1

3 кв.2001г.

ОАО «Авиадвигатель» г. Пермь

4

8

3.

ГТУ-ТЭЦ

«Агидель»

в КЦ-9 БашРТС 

ГТЭС «Урал-4000» 

Д-30ЭУ-2

2

4 кв.2002г.

ОАО «Авиадвигатель» г. Пермь

2х4

2х8

4.

ГТУ-ТЭЦ «Шакша»

в КЦ-4 БашРТС

ГТЭ-10/95БМ ГТЭ-10/953

1

1 кв.2006г.

ФГУП НПП «Мотор», г. Уфа

8

16

5.

Всего ГТУ в ОАО «Башкирэнерго»

 

5

 

 

28

55

Основные технико-экономические показатели работы газотурбинных ТЭЦ за 2002-2005г.г. представлены в таблице 2.

Эксплуатационные показатели газотурбинных ТЭЦ                             Таблица 2

Показатель

ГТУ-ТЭЦ

2002 г.

2003 г.

2004 г.

2005 г.

Выработка

«Ишимбай»

21,0

29,5

32,4

35,2

электроэнергии,

«Шигили»

7,4

8,7

7,2

6,1

млн.кВтч

«Агидель»

5,0

33,6

35,1

37,0

Итого:

 

33,4

71,8

74,7

78,3

Отпуск тепла,

«Ишимбай»

49,8

67,9

63,9

69,9

тыс.Гкал

«Шигили»

14,9

18,0

16,2

15,0

 

«Агидель»

9,1

74,7

83,1

82,0

Итого:

 

73,8

160,6

163,2

166,9

Коэфф. использов. уста-

«Ишимбай»

30,0/29,5

42,1/49,1

46,2/46,2

50,2/53,2

новленной мощности,%

«Шигили»

21,1/21,2

24,8/25,8

20,5/23,2

17,4/21,4

(электрич. /тепловой)

«Агидель»

-

47,9/54,0

50,1/60,1

52,8/58,5

 

 

 

 

 

 

*Удельные      расходы

«Ишимбай»

268,0

280,0

308

-

топлива    на    отпуск

«Шигили»

-

236,1

321,7

314,3

электроэнергии, г/кВтч

«Агидель»

260,6

266,0

267,8

269,0

 

 

 

 

 

 

*Удельные       расходы

«Ишимбай»

149,2

147,9

148,6

150,5

топлива    на    отпуск

«Шигили»

149,5

149,3

151,0

150,4

тепла, кг/Гкал

«Агидель»

149,1

149,0

149,1

149,1

** Себестоимость

эл./энергии, коп/кВт.ч

 

 

Средняя по ГТУ ТЭЦ

 

26,52

 

30,02

 

41,37

 

46,97

** Себестоимость

тепл./энергии, руб/Гкал

 

182,5

 

177,1

 

224,5

 

257,7

            *, ** Разделение расхода топлива на производство электрической и тепловой энергии выполнено по физическому методу.

Ежегодная выработка электроэнергии и тепла на мини-ТЭЦ выросла за 4 года в 2,16 раза, как за счет ввода новых установок, так и за счет повышения коэффициента загрузки оборудования (который пока еще не достиг приемлемой величины и составляет около 50%). Это объясняется тем, что компоновки эксплуатируемых ГТУ-ТЭЦ не позволяют работать без отпуска тепла, и при снижении потребности в тепле приходится снижать режим работы ГТУ и выработку электроэнергии. Это относится, в первую, очередь к ГТУ-ТЭЦ «Шигили»», выключаемую с завершением отопительного периода.

Анализ показал, что для получения минимальной себестоимости электроэнергии и тепла ГТУ должны работать по электрическому графику (на номинальной электрической мощности), а при суточном или сезонном снижении потребности в тепле тепловая мощность КУ должна снижаться за счет введения регулируемого перепуска дымовых газов в атмосферу. Правда, это потребует применения нержавеющих и легированных материалов в котле и дымовой трубе, некоторое усложнение конструкции КУ и системы управления сетевыми насосами.

Сравнение  ГТЭ-10/95 производства ФГУП НПП «Мотор» (г. Уфа) и ГТЭС «Урал -4000» производства ОАО «Авиадвигатель» (г. Пермь) по показателю вынужденных остановов позволяет сделать вывод, что пермская ГТУ более надежна. За 9 мес. 2004г. отмечено 12 и 16 остановов на двух пермских ГТУ и 23 останова на уфимской ГТУ, правда следует отметить, что не все эти случаи относятся к собственно к ГТД, часть из них вызвана отказами вспомогательного оборудования и систем.

ГТЭ-10/95, установленная в котельном цехе №5 в г. Ишимбае, отработала 25 тыс. часов и в настоящее время находится в плановом капитальном ремонте в заводских условиях на НПП «Мотор». Основные замены деталей включают в себя дисково-барабанную часть ротора КВД (не из-за ограничений по работоспособности, а в связи с пока еще не отработанной технологией ремонта посадочных поверхностей под подшипники), рабочие лопатки ТНД с проволочными бандажами, межроторные вставки 3-х ступенчатой силовой турбины, подшипники качения всех 3-х роторов  ГТУ. Кроме того, ремонтируются пламяперебрасывающие патрубки и отдельные секции жаровых труб камеры сгорания и др.

Наработка двух пермских ГТУ в КЦ-9 в г. Агидель приближается соответственно к 20 и 25 тыс. часам. ОАО «Авиадвигатель» ОАО «Привод» продлили межремонтный ресурс двигателя и турбогенератора до 25 тыс. часов. В последующем планируется  за счет проведения инспекций через 2-3 тыс. часов довести межремонтный период до 30 тыс. часов.

Эксплуатация ГТЭС на базе конвертированных авиационных ГТУ показала их приемлемую надежность, которая постоянно повышается заводами-изготовителями в процессе наработки и конструктивной доводки. Себестоимость производства электроэнергии на ГТУ-ТЭЦ примерно в 1,5 раза ниже, чем среднем по энергосистеме, а себестоимость тепла сопоставима с себестоимостью от котельных и ТЭЦ.

           

            В таблице 3 представлена информация по минимальной мощности  котельных ООО «БашРТС» в летний период (ГВС) по состоянию на 01.08.06г. На основании этих данных в этой таблице предложены варианты «надстройки» части котельных установкой ГТУ и ГПА.

                           

                                                                                                                                 Таблица 3

котельной

Адрес

котельной

Макс/мин

мощн.ГВС

Гкал/ч

Тепловая мощность

ГТУ/ГПА

Гкал/ч

Марка

ГТУ/ГПА

Электр.

мощность

МВт

 

КЦ-1

Б.Ибрагимова, 61

58,3/24,5

24

ГТУ-18/20

18

КЦ-11

Дема, Центральная, 80

Таллиннская, 7а

14,2/7,1

8

ГТУ-4П

4

КЦ-12

Бакунина, 4

13/4

2х2

JMS620

2х2,5

КЦ-13

Менделеева,134

41,2/18,4

24

ГТУ-18/20

18

КЦ-14

Коммунистическая,84

1,7/1

1

JMS320

1

 

Менделеева, 5/1

3,8/1,5

1,5

JMS616

1,8

КЦ-7

г.Стерлитамак,

Гоголя, 134

17,6/13,3

16

ГТЭ-10/95

8

КЦ-6

 

г. Нефтекамск

 

2х16

ГТЭ-10/95

16

Итого

 

 

 

110,5

 

 

67,8

 

         В последнее время в г.г.Уфе, Стерлитамаке и др. в связи со строительством жилья и объектов культурно-социального назначения отмечается увеличение спроса на тепловую мощность. В зоне теплоснабжения от ТЭЦ ОАО «Башкирэнерго» целесообразно всемерное увеличение тепловой мощности ТЭЦ и пропускной способности ТС. В зонах, не охваченных теплоснабжением от ТЭЦ, целесообразно при выдаче ТУ и разрешений на подключение к теплоисточникам предусматривать двухстадийное строительство мини-ТЭЦ (с ГТУ или ГПА). В первую очередь на средства, собранные от потребителей (за оказание технической возможности для присоединения), сооружается котельная часть, которая затем на средства амортфонда (или сторонних инвесторов) надстраивается генерирующим источником (ГТУ или ГПА), а котельная часть переходит в разряд пиково-резервной. Проект должен быть единый, но предусматривать 2 очереди строительства и смешанное финансирование.

            Таким образом  предлагается решать вопрос теплоснабжения перспективной застройки микрорайонов Затон-Миловка, в которых только  мощность ГВС в перспективе составит 80 Гкал/ч, а мощность теплофикационная -300 Гкал/ч и выше. При больших тепловых мощностях уже не рационально применять ГТУ с утилизацией тепла. Возможно, и экономически выгодно, построить ПГУ-ТЭЦ «Затон» электрической мощностью  - 200 МВт, тепловой мощностью ГВС  - 80 Гкал/ч и максимальной тепловой мощностью котельной части – 300 Гкал/ч. ТЭП такой станции будет высоким: электрический КПД  - 54%, коэффициент использования тепла топлива – 85%. Газоснабжение обеспечивается от проходящего по северной границе Затона магистрального газопровода.

            Строительство ПГУ-ТЭЦ «Затон, в сочетании со строительством ПС «Затон-220» с кабельно-воздушными вводами 110кв на строящиеся ПС в г.Уфе органично впишется в концепцию  повышения надежности  энергоснабжения южной части города.

 

Посмотреть другие доклады: http://www.rosteplo.ru/semenar.php?idd=8