Источник: Журнал «Новости теплоснабжения»,
www.ntsn.ru
Cтраницы: << предыдущая | 1 | 2 |
Опыт внедрения и эксплуатации газотурбинной установки автономного энергоснабжения на примере Новосибирского оловянного комбината
Окончание
3. В настоящее время предлагается в основном пять вариантов схем автономного энергоснабжения: с газовыми дизелями, с газовыми и паровыми турбинами и комбинированные циклы.
Из всего энергетического оборудования, на наш взгляд, имеет смысл рассматривать (и то на конкурсной основе) газовые дизели и турбины. Все остальное оборудование, как, например, котлы, вспомогательное оборудование или системы контроля и управления можно покупать в России, не тратя напрасно деньги.
Иногда можно слышать, что наше оборудование не надежно, что его надо постоянно ремонтировать, что оно не может работать в автоматическом режиме. Это, мягко сказать, не совсем корректная реклама импортного оборудования.
В России несколько котельных заводов, оборудование которых работает десятки лет в раз-
ных странах мира: в Европе, Азии, на Ближнем Востоке и на американском континенте. На всех котельных города в основном работают российские котлы.
В силу специфики работы наши специалисты сталкивались как с продукцией всех российских котельных заводов, так и с импортным оборудованием немецких, польских, венгерских, китайских и других фирм. Два года назад, например, наши специалисты провели ПНР шести датских котлов в Норильске, поэтому все вышесказанное имеет под собой не голословное утверждение, а многолетний опыт работы специалистов.
Российское оборудование ранее имело один очень серьезный недостаток: ненадежную систему контроля и управления, по причине чего критике подвергалось и само энергетическое оборудование. Однако, и это уже в прошлом, о чем будет сказано ниже.
Подводя итог по этому вопросу, можно посоветовать следующее:
■ выбор оборудования проводить только на конкурсной основе;
■ к разработке тендерных условий, включая конкретную тепловую схему энергокомплекса, и анализу технико-коммерческих предложений привлекать специализированную организацию, владеющую вопросом в комплексе, а главное, имеющую соответствующую референцию подобных работ.
Многим эти советы могут показаться только рекламой нашей фирмы и не более того. Однако, в стране работает, пусть немного, но несколько таких комплексных технологических организаций, как наша - можно привлекать любую. А во-вторых, не следует думать, что деньги, потраченные на этой стадии, - на ветер выброшенные средства. Подобные затраты, как показывает наш опыт, во-первых, составляют доли процента от стоимости оборудования, а, во-вторых, могут сэкономить будущие затраты, во много раз превышающие данные потери.
4. Поставляемое оборудование энергокомплекса, какое бы ни было, как бы комплектно не поставлялось, кто бы его не расхваливал - это не японский телевизор, который осталось только включить в розетку и настроить программы, это электростанция, пусть маленькая, но электростанция. И она требует своего обслуживания, а следовательно и обслуживающего персонала.
Поэтому уже на стадии проектирования должна быть проработана организационная структура управления новым производством, т.к. требуется время, чтобы подготовить соответствующие кадры.
Лучше всего привлекать будущий эксплуатационный, а главное обслуживающий персонал непосредственно к проектированию, монтажу и наладке. Это позволит в дальнейшем снизить затраты на сервисное обслуживание оборудования, особенно, если речь идет об импортном оборудовании. В последнем случае, как показывает опыт, затраты на сервисное обслуживание могут составлять до 50% доходов от выработки электроэнергии. Хорошо, если специалисты по сервису находятся в России, а может быть и наоборот - их надо приглашать из других стран.
Дело в том, что для обслуживания своего оборудования фирмы проводят обучение специалистов с выдачей соответствующих сертификатов. Если оборудование достаточно уникально и его референция не очень большая, то и сервисных инженеров с соответствующими сертификатами может оказаться не так много.
Особо надо подчеркнуть необходимость иметь соответствующий объем запасных частей (ЗИП), т.к. вполне возможна ситуация, когда из-за отсутствия какого-нибудь датчика, или из-за поломки ответственного привода оборудование будет остановлено. Срок же обычной поставки ЗИП может составлять два месяца. Безусловно, потери от простоя в этом случае будут значительно выше затрат на запасные части.
5. Уровень автоматизации мини-ТЭЦ должен быть даже выше, чем на больших ТЭС. Особенно это касается газовых и паровых турбин. Это связано в основном с двумя причинами:
■ требования по надежности к миниэлектростанциям - выше, чем к котельным;
■ на миниэлектростанции приходится обслуживать примерно такое же оборудование, что и на больших ТЭС.
Разница только в габаритах и в мощностях. На ТЭС или в организациях, работающих на ТЭС, созданы специальные цеха, где есть все необходимые специалисты: котельщики, турбинисты, электрики, специалисты по автоматике, металлисты, химики, ремонтники, которые имеют соответствующее образование. Кроме того, на ТЭС есть специально выделенный оперативный персонал. Мини-ТЭЦ, конечно, не может себе позволить иметь столько разных специалистов. Как правило, идет совмещение профессий: оперативный персонал - он и ремонтный, турбинисты - они же и котельщики, а то и электрики одновременно, вместо специалиста по автоматике - только по КИП и т.п.
При таком положении дел квалификация оперативного персонала не может быть такой же, как и на ТЭС, а следовательно нет другого пути как:
■ увеличивать степень автоматизации оборудования, чтобы пуски и остановы оборудования проводились без ошибок оперативного персонала. В противном случае, это ведет к снижению надежности и долговечности работы оборудования. Особенно это важно при применении импортного оборудования;
■ использовать только высоконадежные технические средства автоматизации, т.к. ремонтировать их будет практически некому, или стоить это будет относительно дорого.
6. Самым ответственным звеном на мини-ТЭЦ является, как это ни покажется странным, именно система контроля и управления (СКУ). И на это есть несколько причин. 6.1. Как уже говорилось выше, для мини-ТЭЦ требуется повышенная степень автоматизации оборудования. А это можно сделать только используя современные цифровые системы управления на микропроцессорной технике. Это объясняется тем, что при повышенной автоматизации применяются более сложные алгоритмы. При реализации их на традиционной технике: ключи управления и показывающие или самопишущие приборы, требуется дополнительное оборудование на базе релейной техники. При отказе какого-нибудь реле или обрыве провода эксплуатационному персоналу будет совсем не просто найти причину отказа.
При использовании же цифровой техники, отказ программы означает полный отказ, а не отдельных элементов или проводов. В этом случае требуется перезагрузка программы и все, каким бы сложным алгоритм не был.
6.2. Сейчас не только большие ТЭС переходят на микропроцессорную технику, но и котельные. Правда подход может быть разный. Если просто менять то, что есть, на современную аппаратуру - это ничего не дает. Если идти на принципиальные изменения, когда традиционной аппаратуры не остается вовсе, можно получить дополнительную экономию за счет:
■ повышения КПД;
■ увеличения срока службы оборудования;
■ увеличения коэффициента готовности оборудования;
улучшения сервиса для операторов.
А это уже финансы в прямом и буквальном смысле. Но самое главное, традиционная аппаратура КИПиА через 3-5 лет может прекратить свое существование вовсе. Это означает, что все, кто ее используют, останутся без ЗИПа и сервиса.
Поэтому сейчас автоматизацию мини-ТЭЦ можно и нужно выполнять только на цифровой технике. По такому пути пошли, например, Новосибирский жировой комбинат, Бердский электромеханический завод, Молокозавод на ул. Петухова и т.п.
6.3. Некоторое оборудование, например, газовые турбины, предлагаются Заказчику со своей системой контроля и управления (СКУ). Это объясняется тем, что согласно наших норм и правил газовые турбины должны пускаться и останавливаться полностью в автоматическом режиме. Все заводы говорят, что это - «НОУ-ХАУ» и что они никому не доверят реализацию автоматических пусков. Не понятно одно: что это за «НОУ-ХАУ», которое не позволяет пустить турбину с первого раза? Дело в том, что даже на пуск газовой турбины влияет столько факторов, что не всегда бывает возможным описать их в алгоритмах и программах пуска. Более того:
■ Поставляемая СКУ не может включать в себя все оборудование тепловой схемы мини-ТЭЦ, т.к. это индивидуальные проектные решения для каждого Заказчика. Более того, Заказчик имеет право сам определить программно-технический комплекс (ПТК) СКУ для всей мини-ТЭЦ, не зависимо от амбиций заводов-изготовителей.
■ Было бы смешно, что в комбинированном цикле, где используются и газовые турбины, и котел-утилизатор, и паровая турбина, каждое оборудование поставлялось бы со своей системой управления, реализованной на разной аппаратуре. Заказчик получал бы в подарок целый «зоопарк» средств автоматизации, на который надо иметь свой ЗИП и сервис.
■ Заводы, поставщики газовых турбин не имеют никакого право решать за Заказчика, что для него важнее: газовая турбина или весь энергоблок в целом.
■ Заводы, поставщики газовых турбин, как правило, не задумываются о другом оборудовании тепловой схемы, как, например, котел, деаэратор, электрическая часть энергоблока.
6.4. Реализация управления на цифровой технике имеет много преимуществ, но есть следующие особенности:
■ Все алгоритмы реализованы не на проводах, в которых может разобраться любой инженер, а в виде программ, которые имеют индивидуальный оттенок, в зависимости от того, кто их разработал. Разобраться в них крайне тяжело, если нет самих алгоритмов.
■ Программы легко защищаются паролями, что делает их фактически «НОУ-ХАУ» разработчиков.
■ Программы работают только в определенной среде, которая зачастую может быть напрямую связана с ПТК. Все это усложняет замену этих программ и обслуживание системы.
■ Программирование пользовательских задач ведется на инженерных языках, понятных больше технологам, нежели чистым программистам.
6.5. Эксплуатация алгоритмов, реализованных в программах, практически не выполнима на мини-ТЭС. При отказе какого-нибудь алгоритма (например, из-за обрыва провода) Заказчик, как правило, не в состоянии разобраться в причине отказа. Поэтому и пуск оборудования может быть заблокирован. Более того, при изменении условий работы оборудования, Заказчик не в состоянии провести изменения в пользовательских программах.
6.6. Подрядчики пользуются объективными трудностями Заказчика, рассчитывая в дальнейшем на оплату сервисных услуг.
7. Наиболее приемлемое решение в части СКУ может быть следующее:
■ Газовая турбина, как наиболее ответственное звено, поставляется со своей системой безопасности, выполненной на отдельном контроллере (лучше всего, если это сделано на таком же контроллере, что и все ПТК энергоблока).
■ ПТК всей СКУ энергоблока должно быть поставлено российской фирмой, которая систему безопасности турбины включает составной частью в общую СКУ.
■ ПТК должно быть повышенной надежности, иметь мировые типовые стандарты как по аппаратным, так и по программным средствам.
■ Желательно, чтобы поставщик ПТК передал Заказчику все исходные файлы программ для дальнейшей эксплуатации.
Cтраницы: << предыдущая | 1 | 2 |
скачать архив.zip(16 кБт)
Обсудить на форуме
Другие Статьи
Эта статья была опубликована в журнале "Новости теплоснабжения"
Журнал «Новости теплоснабжения» - это практические рекомендации для оказания конкретной помощи теплоснабжающим организациям, промышленным предприятиям с самостоятельным тепловым хозяйством и соответствующим подразделениям административных органов, отвечающим за качество теплоснабжения. подробнее...