Для функционирования промышленных и хозяйственных объектов, находящихся на значительном удалении от централизованных линий электропередачи, применяются электрогенерирующие установки малой энергетики. Они могут функционировать на различных видах топлива. Наибольшее распространение получили газотурбинные электростанции благодаря высокому КПД, способности генерировать тепловую энергию и ряду других особенностей.
Принцип действия
Основу газотурбинной электростанции (ГТЭС) составляет - силовая установка, работающая на энергии сгорания газообразного топлива, механически связанная с электрогенераторами и объединенная с ними в единую систему. Газотурбинная установка является самым мощным двигателем внутреннего сгорания. Ее удельная мощность может составлять 6 кВт/кг.
В отличие от других типов силовых установок, в ГТД все процессы происходят в потоке постоянно движущегося газа. Сжатый компрессорами атмосферный воздух вместе с топливом поступает в камеру сгорания. Смесь воспламеняется с выделением большого количества продуктов сгорания под высоким давлением, которые давят на лопасти, вращают их, а вместе с ними и электрогенераторы.
Мощность газотурбинной электростанции варьируется от 20 киловатт до нескольких сотен мегаватт. В качестве топлива может использоваться любой горючий материал, который можно диспергировать (тонко измельчить) и представить в газообразном виде.
Преимущества ГТЭС
Важным преимуществом газотурбинных электростанций является возможность одновременного использования двух видов энергии - электрической и тепловой. Причем количество тепла, отдаваемое потребителю, в два-три раза больше, чем количество вырабатываемого электричества. Когенерация (процесс выработки двух типов энергии) становится возможной при установке специального котла утилизатора на выхлопе турбины.
Используя газотурбинные электростанции, удается создать автономные энергетические комплексы, которые способны разрешить одновременно несколько задач:
- Обеспечить электроэнергией частные и промышленные объекты.
- Утилизировать побочный газ при нефтедобыче.
- Обогреть технические помещения и жилые корпуса побочным теплом.
Все это позволяет в значительной мере снизить затраты на обеспечение предприятия, создать оптимальные условия для работы персонала и сконцентрировать материальные средства и капитал на расширении производства и решении других, более важных задач.
Особенности газотурбинных электростанций
Одной из главных особенностей ГТЭС является способность функционирования практически на любом виде топлива. Как уже отмечалось ранее, для работы газотурбинные электростанции могут использовать горючее, которое можно диспергировать. В качестве такого могут выступать бензин, мазут, нефть, природный газ, спирт и даже измельченный уголь.
В конструкции ГТЭС практически отсутствуют движущиеся элементы. Единственная подвижная деталь, которая объединяет ротор генератора, колеса турбины и компресс, может быть подвешена при помощи газодинамического подшипника. В результате этого износ рабочих узлов будет сведен к минимуму, что существенным образом скажется на долговечности установки.
Одновременно с этим увеличивается и период межсервисного обслуживания до 60 тыс. часов беспрерывной работы или до 7 лет эксплуатации. Газотурбинные электростанции нельзя использовать в качестве резервных источников энергии, ибо в момент пуска особенно интенсивно изнашиваются детали. Количество запусков установок ограничено 300 в год.
Мобильные ГТЭС
Особое место в промышленной сфере занимают мобильные газотурбинные установки. В отличие от обычных ГТЭС они обладают меньшими габаритами и массой, оборудуются на передвижной платформе и оснащаются электронными системами управления. Как правило, такие комплексы используются для восстановления подачи электроэнергии на объект.
Мобильная газотурбинная электростанция развертывается на площадках с твердым покрытием, обеспечивающих устойчивое положение. К ней подводится топливопровод, а в непосредственной близости устанавливается Время развертывания зависит от типа установки, но обычно не превышает 8-12 часов.
Мощность мобильных установок варьируется от 5 до 25 МВт. При этом КПД передвижных ГТЭС начинает расти от 35%. Как и стационарные электростанции, также выделяют тепловую энергию. Но вместе с этим создают меньше расходов, связанных с эксплуатацией и пусконаладочными работами.
Парогазовые электростанции
Парогазовую установку можно назвать модификацией ГТЭС. Как и газотурбинные установки электростанций, подобные генераторы используют энергию сгорания диспергированного топлива. Но проходя через турбину, газообразные продукты отдают лишь часть своей энергии и выбрасываются в атмосферу в нагретом состоянии. Парогазовые установки используют это тепло.
В конструкции парогазовых электрогенераторов имеется паросиловая установка, которая располагается в торцевой части турбины. В ней находится вода, которая закипает от нагретых продуктов сгорания. Образуется огромное количество пара, которое вращает турбину и приводит дополнительный генератор в действие.
Газотурбинные и парогазовые электростанции могут применяться во всех отраслях промышленности, однако второй вид генераторов предпочтительнее, ибо их КПД составляет более 60%.
Сферы применения ГТЭС
Использование газотурбинных установок целесообразно для удаленных от централизованных линий электроснабжения потребителей, а также для сезонно функционирующих объектов. В таком случае затраты на обеспечение предприятия электричеством будут ниже, чем на подключение к ЛЭП.
Крупногабаритные ГТЭС целесообразно использовать вместо тепловых электростанций в том случае, если имеется дешевый источник топлива. Такая ситуация характерна для нефтегазоносных районов Севера. При этом удается сэкономить и на обогреве помещений.
В последнее время мобильная газотурбинная электростанция стала широко применяться и в городских условиях благодаря низкому уровню производимого шума, вибрации и токсичности выхлопных газов. Ее целесообразно использовать в случаях, когда подключение к энергосети города затруднено или стоимость последней слишком высока.
К.т.н. П.А. Березинец, зав. лаборатории парогазовых установок, ОАО «ВТИ», г. Москва
Газотурбинные надстройки отопительных котельных
Появление на отечественном рынке энергетических газотурбинных установок (ГТУ) малой и средней мощности с неплохими экономическими показателями (КПД, габаритные размеры, стоимость) дает возможность реализовать комбинированную выработку тепла и электроэнергии в отопительных и промышленных теплоисточниках, использующих газообразное топливо.
При реконструкции отопительных котельных с использованием газотурбинных надстроек возникают следующие проблемы:
Вывод генерируемой электроэнергии (без этого об использовании ГТУ не может быть и речи);
Изыскание площади для размещения ГТУ (при отсутствии свободных площадей или неприемлемости других технических решений для размещения ГТУ использование их также невозможно);
Ограничение потребления природного газа (если разрешено потребление природного газа в количестве, достаточном только для обеспечения максимальной или более низкой тепловой нагрузки, то диапазон покрываемой ГТУ нагрузки сужается);
Необходимость повышения давления природного газа для ГТУ.
Модернизация отопительных котельных может выполняться двумя способами.
1. Посредством установки модулей ГТУ-ГПСВ (ГПСВ - газовый подогреватель сетевой воды) и интегрированием их в тепловую схему котельной. Фактически это расширение котельной, т.к. располагаемая тепловая мощность при этом увеличивается. Режим эксплуатации существующей части котельной в этом случае изменится из базового на пиковый. Выбор суммарной мощности модулей должен осуществляться при оптимальном коэффициенте теплофикации.
2. Посредством надстройки действующих водогрейных котлов газотурбинными установками. При этом способе необходимо согласование характеристик ГТУ и котлов. Это касается в первую очередь расхода выхлопных газов ГТУ, рас-
хода газов через водогрейные котлы и производительности дымососов. Возможны три схемы сопряжения ГТУ и водогрейного котла (рис. 1).
Первая - сбросная сбалансированная схема (рис. 1а), при которой весь расход выхлопных газов направляется в горелки водогрейного котла. Дополнительное топливо в водогрейном котле сжигается за счет воздуха, имеющегося в выхлопных газах ГТУ. При недостатке в них воздуха может быть использован дутьевой вентилятор. При отключении ГТУ сохраняется возможность работы котла на дутьевых вентиляторах. Перевод котла из комбинированного режима (с ГТУ) в автономный (с дутьевыми вентиляторами) наиболее просто осуществляется при остановленных ГТУ и котле переключением плотных газовых клапанов или заглушек.
Вторая - сбросная несбалансированная схема, когда расход выхлопных газов ГТУ превышает допустимый расход газов через котел.
За ГТУ можно установить ГПСВ, в котором выхлопные газы охлаждаются до температуры уходящих газов водогрейного котла. Необходимое для сжигания топлива количество газов направляется в горелки котла, а остальная часть выбрасывается в дымовую трубу. Сетевая вода нагревается в ГПСВ и водогрейном котле (рис. 1б). Тепловая нагрузка регулируется изменением расхода топлива в горелки водогрейного котла и необходимого для его сжигания расхода газов после ГПСВ.
В третьей схеме избыточная часть расхода выхлопных газов после ГТУ сбрасывается в ГПСВ, включенный параллельно водогрейному котлу (рис. 1в). Регулирование тепловой нагрузки осуществляется изменением расхода топлива в котле.
Для реализации последних двух схем необходимы дополнительные затраты на сооружение ГПСВ. Если не требуется увеличение тепловой мощности котельной, то в первую очередь должна рассматриваться сбалансированная схема.
Для иллюстрации использования ГТУ рассмотрим типичную районную отопительную котельную, оснащенную двумя котлами КВГМ-100, среднемесячная тепловая нагрузка которых в течение года представлена на рис. 2. График продолжительности действия тепловых нагрузок котельной и соответствующий ему график мощности ГТУ показан на рис. 3.
Котельная имеет возможность расширения за счет имеющихся свободных площадей и демонтажа неиспользуемого оборудования. На территории котельной есть место для размещения электротехнического оборудования, обеспечивающего передачу электроэнергии в энергосистему. Лимит потребления природного газа используется на 50%, т.к. расширение котельной остановлено из-за снижения темпов жилищного строительства. Избыточное давление природного газа, поступающего на территорию котельной, составляет 0,15 МПа, т.е. для работы ГТУ требуется установка дожимных компрессоров. Таким образом, котельная полностью удовлетворяет перечисленным условиям размещения в ней ГТУ. Показатели работы котельной, выполненной по сбалансированной схеме с использованием ГТУ различной мощности, представлены в табл. 1. В расчетах были приняты следующие температурные графики тепловой сети: зимний - 70/150 ОС, летний - 35/70 ОС.
При стоимости установленной газотурбинной мощности 600 долл. США/кВт фактический срок погашения 100% кредита (12 млн долл. США) на установку первой ГТУ составит 4 года. Однако для привлечения инвесторов следует ориентироваться на фактический срок погашения кредита до 2 лет, что также возможно, но при условии, если стоимость установленной мощности составляет менее 400 долл. США/кВт.
Таким образом, если в отопительной котельной имеются необходимые условия, то установка ГТУ с использованием сбалансированной или несбалансированной сбросной схемы может обеспечить существенный экономический эффект.
Газотурбинные и парогазовые ТЭЦ
Опыт разработки ГТУ-ТЭЦ показывает, что, не уступая паросиловым ТЭЦ по технико-экономическим показателям, ГТУ-ТЭЦ значительно дешевле по капитальным затратам, проще по устройству и эксплуатации.
Россия обладает значительным опытом освоения ГТУ-ТЭЦ. Первая такая установка была сооружена в 1971 г. для теплоснабжения г. Якутска. На этой ТЭЦ в настоящее время эксплуатируются четыре ГТУ типа ГТЭ-35 и две типа ГТЭ-45 производства ОАО «Турбоатом». Тепло выхлопных газов утилизируется в газовых подогревателях сетевой воды. Суммарная электрическая мощность станции составляет 230 МВт, максимальная тепловая нагрузка, отпускаемая электростанцией, превышает 300 Гкал/ч.
Главная проблема при использовании ГТУ-ТЭЦ - определение оптимальной доли газотурбинной мощности в отпускаемой тепловой мощности и числа часов ее использования. Если ГТУ-ТЭЦ работает на потребителя с постоянной круглосуточной тепловой нагрузкой, то максимальная выгода владельцу обеспечивается в том случае, если все тепло отпускается от газотурбинных установок. Если же в течение года тепловая нагрузка изменяется значительно, ГТУ будет использоваться существенно меньшее число часов, что в свою очередь будет повышать себестоимость электроэнергии.
Основную роль при решении этой задачи играют технико-экономические показатели ГТУ и ее мощность. Совершенно очевидно, что если КПД ГТУ в автономном режиме сравним с КПД паросиловой ТЭЦ в конденсационном режиме, то преимущество ГТУ-ТЭЦ неоспоримо в любом случае.
Электрический КПД современных ГТУ составляет 34-37%. Он близок или даже выше КПД паротурбинных установок ТЭЦ докритического давления, работающих в конденсационном режиме. Выработка тепла не снижает этого КПД в отличие от паротурбинных установок, где электрическая мощность и КПД вследствие отборов пара на теплофикацию (особенно промышленных, при высоком давлении) значительно уменьшаются.
Для увеличения выработки тепла в периоды максимальных нагрузок могут использоваться основные котлы-утилизаторы ГТУ, которые для этого оснащаются горелками для сжигания дополнительного топлива. Дополнительное сжигание топлива, однако, так же как и уменьшение тепловой нагрузки (недоиспользование тепла отработавших в ГТУ газов), снижает эффективность ГТУ-ТЭЦ. Даже с учетом этого ГТУ наиболее привлекательны для промышленных ТЭЦ со значительной долей стабильной паровой нагрузкой, хотя экономически ГТУ-ТЭЦ могут быть выгодными и при резко переменном графике тепловой и электрической нагрузки.
Наиболее эффективным вариантом модернизации ТЭЦ является использование бинарных парогазовых установок. При такой схеме каждая ГТУ работает на свой котел-утилизатор, в котором генерируется и перегревается пар, поступающий, например, в общий коллектор и из него в имеющиеся паровые турбины.
Схема котла для ПГУ-ТЭЦ может быть упрощена путем замены контуров низкого и среднего давления газоводяным подогревателем сетевой воды. Выработка тепла в этом случае осуществляется за счет отборов пара из паровой турбины и в газоводяном подогревателе.
Сравнительная эффективность газотурбинных и парогазовых ТЭЦ с ГТУ средней мощности (70 МВт), используемых для покрытия одной и той же заданной тепловой нагрузки, характеризуется данными, приведенными в табл. 2. Расчеты выполнялись с учетом срока использования -40 лет, при мировых ценах на топливо, оборудование, электроэнергию и тепло. Результаты свидетельствуют, что все варианты ТЭЦ при разумных тарифах и ценах на топливо эффективны. Наилучшие финансово-экономические показатели имеют ГТУ-ТЭЦ и ПГУ-ТЭЦ с турбинами типа Т.
Газотурбинные установки с котлам-утилизаторами лучше всего располагать в новом главном корпусе на площадке действующей ТЭЦ. В этом случае старые котлы и часть паровых турбин могут сохраняться в резерве для покрытия пиковых нагрузок или использоваться при перерывах в газоснабжении (т.к. в котлах в качестве резервного топлива может использоваться мазут).
На многих ТЭЦ возможна пристройка блока ГТУ - котел-утилизатор со стороны временного торца главного корпуса, ввод его в действие и подключение к паровому коллектору, создание резерва паровой мощности и последующая поочередная замена энергетических котлов и паровых турбин на ГТУ и котлы-утилизаторы.
Различные варианты использования ГТУ и ПГУ на ТЭЦ могут получить широкое распространение. На ТЭЦ мощностью более 200 МВт (эл.), в топливном балансе которых природный газ занимает 90% или более, эксплуатируется около 300 паровых турбин мощностью 60-110 МВт. Часть из них можно и целесообразно заменить газовыми. При этом наибольшая выгода может быть получена, если такая замена будет осуществлена с увеличением электрической мощности ТЭЦ (при постоянной тепловой нагрузке оптимально увеличение мощности в 2-2,5 раза).
Заключение
Трудности, возникающие при техническом перевооружении котельных и ТЭЦ с использованием газотурбинных и парогазовых технологий, в основном связаны: со стесненностью площадок, необходимостью вывода увеличенной мощности и обеспечения надежной круглогодичной подачи природного газа (или резервирования дизельным топливом), минимизацией капитальных вложений.
На ТЭЦ возможны газотурбинные надстройки различных типов. При сравнительно небольшой единичной паропроизводительности котлов старых ТЭЦ для этой цели можно использовать ГТУ мощностью 15-30 МВт с расходами газов 65-100 кг/с. Надстройки увеличивают выработку электроэнергии на тепловом потреблении. Их эффективность по финансово-экономическим показателям необходимо оценивать в каждом конкретном случае.
Выгода от внедрения газотурбинных и парогазовых технологий для технического перевооружения ТЭЦ будет максимальной в том случае, если будут использованы газовые турбины отечественного производства.
При благоприятном решении организационно-технических и хозяйственных вопросов, связанных с внедрением ГТУ в энергетику, их использование позволит в 1,5-2 раза снизить издержки на производство электроэнергии и тепла.
То и дело в новостях говорят, что, к примеру, на такой то ГРЭС полным ходом идет строительство ПГУ -400 МВт, а на другой ТЭЦ-2 включена в работу установка ГТУ-столько то МВт. О таких событиях пишут, их освещают, поскольку включение таких мощных и эффективных агрегатов — это не только «галочка» в выполнении государственной программы, но и реальное повышение эффективности работы электростанций, областной энергосистемы и даже объединенной энергосистемы.
Но довести до сведения хочется не о выполнении госпрограмм или прогнозных показателей, а именно о ПГУ и ГТУ. В этих двух терминах может запутаться не только обыватель, но и начинающий энергетик.
Начнем с того, что проще.
ГТУ — газотурбинная установка — это газовая турбина и электрический генератор, объединенные в одном корпусе. Ее выгодно устанавливать на ТЭЦ. Это эффективно, и многие реконструкции ТЭЦ направлены на установку именно таких турбин.
Вот упрощенный цикл работы тепловой станции:
Газ (топливо) поступает в котел, где сгорает и передает тепло воде, которая выходит из котла в виде пара и крутит паровую турбину. А паровая турбина крутит генератор. Из генератора мы получаем электроэнергию, а пар для промышленных нужд (отопление, подогрев) забираем из турбины при необходимости.
А в газотурбиной установке газ сгорает и крутит газовую турбину, которая вырабатывают электроэнергию, а выходящие газы превращают воду в пар в котле-утилизаторе, т.е. газ работает с двойной пользой: сначала сгорает и крутит турбину, затем нагревает воду в котле.
А если саму газотурбинную установку показать еще более развернуто, то будет выглядеть так:
На этом видео наглядно показано какие процессы происходят в газотурбинной установке.
Но еще больше пользы будет в том случае, если и полученный пар заставить работать — пустить его в паровую турбину, чтобы работал еще один генератор! Вот тогда наша ГТУ станет ПАРО-ГАЗОВОЙ УСАНОВКОЙ (ПГУ).
В итоге ПГУ — это более широкое понятие. Эта установка – самостоятельный энергоблок, где топливо используется один раз, а электроэнергия вырабатывается дважды: в газотурбинной установке и в паровой турбине. Этот цикл очень эффективный, и имеет КПД порядка 57 %! Это очень хороший результат, который позволяет значительно снизить расход топлива на получение киловатт-часа электроэнергии!
В Беларуси для повышения эффективности работы электростанций применяют ГТУ как «надстройку» к существующей схеме ТЭЦ, а ПГУ возводят на ГРЭСах, как самостоятельные энергоблоки. Работая на электростанциях, эти газовые турбины не только повышают «прогнозные технико-экономические показатели», но и улучшают управление генерацией, так как имеют высокую маневренность: быстроту пуска и набора мощности.
Вот какие полезные эти газовые турбины!
Щаулов В.Ю., инженер;
Афанасьев И.П., кандидат технических наук;
Гиззатулин Р.З., инженер
ОАО «Башкирэнерго»
В 2000 году в Башкортостане в районном центре Большеустьикинское была построена и введена в эксплуатацию газотурбинная электростанция ГТУ-ТЭЦ "Шигили".
Газотурбинная теплоэлетростанция "Шигили"
Электрическая мощность станции – 4 МВт, тепловая – 8,8 МВт, коэффициент использования тепла топлива – не менее 75,4%. Станция была построена всего за полтора года. Основным её назначением является теплоснабжение районного центра, а также повышение надёжности электроснабжения, как райцентра, так и близлежащих населенных пунктов Мечетлинского района.
Основное теплосиловое оборудование можно разделить на две части:
газотурбинная электростанция ГТЭС Урал 2500Р;
утилизационный контур.
Газотурбинная электростанция производства пермского ОАО "Авиадвигатель" выполнена в блочно-модульном исполнении. Газотурбинный двигатель, генератор и все вспомогательные системы расположены внутри турбоблока.
В качестве газотурбинного привода используется газогенератор конвертированного авиационного двигателя Д-30, получивший обозначение Д-30ЭУ2. Для привода генератора служит свободная турбина (турбина низкого давления базового двигателя), соединённая с генератором через редуктор РД-45 и фрикционную муфту.
Генератор марки ГТГ-4-2РУХЛЗ производства «ООО Привод Электромеканик» (г.Лысьва) рассчитан на напряжение 10,5 кВ. Существует возможность монтажа и демонтажа в турбоблоке двигателя, редуктора и генератора.
Утилизационный контур включает в себя теплообменник-утилизатор для подогрева сетевой воды для теплоснабжения поселка. Теплообменник-утилизатор разработан ПТО "Башкирэнерго" (p раб =12 кгс/см² и t раб до 115°С) и изготовлен ДОО "Энергоремонт".
Теплообменник-утилизатор
Теплосеть ГТУ-ТЭЦ - районная котельная длинной 700 метров - наземной прокладки.
В связи с тем что, теплосети поселка сильно изношены, из-за большой подпитки часто происходит подача в теплосеть сырой воды. Поэтому на этапе проектирования было принято решение отделить утилизационный контур ГТУ-ТЭЦ от теплосети поселка. Теплообмен между утилизационным контуром и теплосетью потребителя происходит в пяти пластинчатых теплообменных модулях производства уфимского Башкирского ПО "Прогресс", расположенных в котельной поселка.
С начала отопительного сезона и по настоящий момент ГТУ-ТЭЦ несёт отопительную нагрузку районного центра, котлоагрегаты в котельной находятся в резерве на случай останова ГТУ-ТЭЦ, работает лишь насосная станция котельной. Наработка ГТУ с момента первого пуска составила более 3000 часов и сейчас можно подвести некоторые итоги с точки зрения эксплуатации этого объекта.
Данная электростанция имеет ряд особенностей, как в силу её конструкции, так и в силу её размещения. Расположена она на северо-востоке Башкортостана в Мечетлинском районе, где нет других генерирующих мощностей. Это позволило снизить потери в электрических сетях на 8–9%, что в значительной степени компенсировало относительно невысокий электрический КПД ГТУ-ТЭЦ (23,3%).
Электроснабжение этого района производится по ВЛ-110 кВ от ПС 110 Симская ОАО "Челябэнерго" протяжённостью 109,4 км до подстанции ПС 110/35/10 Лемез-Тамак и далее по ВЛ 35 кВ длинной 40,8 км до ПС 35/10 Усть-Икинск.
При такой большой протяжённости линий, проходящих, кроме того, по горной и лесистой местности, возможны периодические отключения и колебания напряжения в сети, что естественно будет влиять на работу электростанции такой небольшой мощности. Поэтому на этапе наладки была проведена большая работа по корректировке как алгоритмов релейной защиты и автоматики сети, так и алгоритмов работы самой ГТЭС.
Так на ПС Усть-Икинск введена делительная автоматика, действующая на выделение ГТУ-ТЭЦ на изолированную работу при понижении частоты в сети ниже 48,5 Гц, выведены АПВ, запрещены РПВ без выяснения режима работы ГТУ и ПС Усть-Икинск на подводящих линиях 110 и 35 кВ; в инструкции для оперативного персонала внесены соответствующие изменения.
Результатом данных работ стало успешное проведение испытаний по выделению электростанции на изолированную работу.
Производилось отключение ВЛ-35 на ПС Лемез-Тамак, что привело к выделению делительной автоматикой ГТУ-ТЭЦ на изолированную работу на ПС Усть-Икинск. Это сопровождалось сбросом нагрузки с 4 до 2 МВт.
При этом произошел наброс частоты до 51 Гц, после отключения статизма регулятора n ст двигателя частота установилась на уровне 50 Гц, напряжение поддерживалось 10,5 кВ.
Для подачи напряжения энергосистемы на ПС Усть-Икинск на ГТУ-ТЭЦ произвели отключение ВВ-10 кВ ГТУ-ТЭЦ - ПС Усть-Икинск, при этом произошел сброс нагрузки на генераторе с 2 МВт до 112 кВт и наброс частоты тока 54 Гц на время менее 1 сек. со срабатыванием алгоритма сброса нагрузки. Параметры по частоте пришли в норму через 5 сек. Отклонения по напряжению в сети не наблюдалось. В этом режиме ГТУ-ТЭЦ работала только на собственные нужды.
Данная операция позволила после отключения генераторного выключателя произвести синхронизацию и включение в сеть без остановки ГТУ.
Следует отметить, что при проектировании ГТЭС специалистами предприятия-изготовителя подобный сценарий развития событий при работе станции даже не рассматривался, однако уже в ходе начавшейся эксплуатации такие ситуации происходили, и оборудование ГТУ-ТЭЦ и её персонал отработали без замечаний.
Теперь можно реально говорить о повышении надёжности энергоснабжения районного центра и близлежащих населенных пунктов.
Другой особенностью ГТУ-ТЭЦ является применённый на ней генератор ГТГ-4, а точнее его подшипниковые опоры. Впервые на генераторе мощностью 4 МВт, ротор которого вращается с частотой 3000 об/мин, применена картерная смазка подшипников скольжения.
Это позволило избавиться от маслопроводов, маслобаков и другого вспомогательного оборудования маслосистемы генератора. Доводка данных опор потребовала много времени и сил, как предприятия поставщика генератора, так и персонала ГТУ-ТЭЦ. Проблемой было устранение утечек масла из опор, а также поддержание температурного состояния вкладышей подшипников в допустимом диапазоне.
В качестве резервного, был проработан вариант перевода опор генератора на циркуляционную смазку и даже изготовлена соответствующая оснастка. Однако благодаря настойчивости руководства ОАО "Башкирэнерго" первоначальный вариант с картерной смазкой был принят за основу. После доработки конструкции, доливка масла в опоры производится один раз в 1,5-2 недели в количестве 100-200 г, а температура вкладышей находится в пределах 73-80°С. Недостатком конструкции остается неудобство сборки подшипников и трудность обеспечения требуемых допусков и зазоров.
Отдельно стоит сказать о системе управления электростанцией. Её можно разделить на систему автоматического управления (САУ) газотурбинным двигателем, комплекс управления электростанцией (КУЭС) и автоматизированную систему управления (АСУТП) верхнего уровня, осуществляющую управление и контроль параметров всей ГТУ-ТЭЦ. Все параметры двигателя, редуктора и генератора, их диагностика и состояние отображаются на станции оператора. Там же представлены параметры утилизационного контура и системы газоснабжения.
Пультовая ГТУ-ТЭЦ
Параметры ГТУ-ТЭЦ можно представить как в табличном, так и графическом виде, а протокол сообщений о работе станции выводится на бумажный носитель, что облегчает анализ аварийных ситуаций. Управлять работой станции можно как с клавиатуры, так и с помощью «мыши». В случае отказа системы управления ГТЭС или ошибки оператора предусмотрен резервный пульт индикации и управления, с помощью которого можно заблокировать исполнение ошибочных команд КУЭС ГТЭС и аварийно остановить ГТУ. Система управления ГТЭС предусматривает автоматическую работу станции, когда от оператора практически требуется только задание нагрузки станции и ручное управление. При этом оператор может управлять отдельными системами ГТЭС, такими как подогрев опор генератора, подзарядка аккумуляторов, управление заслонками противообледенительной системы, включение и отключение статизма двигателя, а также некоторыми другим операциями, необходимыми как в процессе работы станции, так и при опробовании отдельных её систем.
ГТУ-ТЭЦ работает на природном газе с давлением 12 кгс/см². Газ проходит очистку в фильтрах грубой очистки (фильтры ФГ-19) и тонкой очистки (БФ1). Эффективность очистки – 40 мкм. Для предотвращения попадания в топливную систему двигателя продуктов коррозии подводящего трубопровода, газопровод после фильтров тонкой очистки и арматура, установленная на нем, выполнены из нержавеющей стали.
Подготовка станции к запуску занимает около часа. При этом основное время затрачивается на прогрев опор генератора, так как КУЭС выдает запрет на запуск ГТУ при температуре масла и вкладышей опор ниже 30°С. Запуск ГТУ производится сжатым воздухом с давлением 4 кгс/см², отбираемым от газотурбинного стартера ТА-6А производства Уфимского объединения "Гидравлика".
ТА-6А представляет собой небольшой отдельно расположенный газотурбинный двигатель, используемый на самолетах в качестве вспомогательной силовой установки. Запускается ТА-6А от двух аккумуляторов от автомобиля «КАМАЗ» и работает на авиационном керосине (Т-1, ТС-1). Время его работы 7-8 мин, а запуск всей станции от момента пуска ТА-6А, до готовности принять нагрузку - не более 10 мин. Сюда входит прогрев ГТУ в течение 2-х минут, после которого можно брать номинальную нагрузку.
Наличие отдельного газотурбинного стартера можно считать недостатком из-за усложнения технологии запуска и увеличения вероятности отказов при запуске. Предприятие-изготовитель предлагает осуществлять запуск основного двигателя пусковой турбиной, в которой в качестве рабочего тела используется природный газ, что и делается при эксплуатации подобных электростанций на нефте- и газопромыслах. На других ГТУ-ТЭЦ с аналогичными двигателями, строящихся в Башкортостане, будет использоваться именно такой запуск.
До начала эксплуатации большое опасение у населения районного центра вызывал возможный шум работающей ГТУ-ТЭЦ. Для его снижения были установлены пластинчатые глушители во всасывающей шахте и на дымовой трубе. Данные мероприятия позволили снизить шум на рабочих местах персонала ниже допустимых, а в районе, прилегающем к станции, практически до естественного фона.
Результаты замеров уровней звукового давления (дБ)
Помимо чисто технических проблем предприятие электрических сетей, эксплуатирующее ГТУ-ТЭЦ, столкнулось и с проблемой организации и обучения персонала службы, не характерной для ПЭС.
ГТУ-ТЭЦ обслуживается персоналом Службы Станций Северо-восточных электрических сетей ОАО "Башкирэнерго". Необходимость создания данной службы возникла в связи с появлением в сетевом предприятии нескольких небольших электростанций. Это Мечетлинская малая ГЭС (МГЭС) мощностью 230 кВт, ГТУ-ТЭЦ «Шигили» в районном центре Большеустикинское и установка из двух газопоршневых агрегатов суммарной мощностью 2 МВт и тепловой 2,3 МВт в санатории Янгантау.
Численность персонала, непосредственно занятого обслуживанием ГТУ-ТЭЦ составляет 13 человек.
В вахте занято 2 человека:
один - начальник смены с правами машиниста ГТУ;
второй - дежурный электромонтер.
Организовано четыре вахты. В штате имеется слесарь по ремонту КИП и А, он же занят оперативным обслуживанием МГЭС, слесарь по ремонту тепломеханического оборудования и аппаратчица ВПУ, она же - уборщица производственных помещений.
Все крупные ремонтные работы и сложные операции по техническому обслуживанию оборудования выполняются по договорам с предприятием-изготовителем ГТЭС и специализированными ремонтными предприятиями.
В связи с тем, что станция была построена «на голом месте», в ней в той или иной мере нашли отражение все структурные подразделения большой станции, но в редуцированном виде. При монтаже подобных установок в действующей котельной увеличение численности персонала будет минимальным.
Как в процессе проектирования, так и при строительстве, наладке и эксплуатации большие трудности были связаны со слабой нормативной базой для подобных станций, ведь практически вся она создавалась для «большой энергетики», и часто новая техника не вписывается в её положения и требования. В данном случае эти проблемы решены.
Но самое важное заключается в том, что на северо-востоке Башкортостана появилась стабильно и надёжно работающая газотурбинная теплоэлектростанция с высокими технико-экономическими показателями, которая приносит реальную пользу, как энергосистеме, так и населению.
