■ отрегулировать режимы работы вспомогательных технологических систем;
■ отладить системы автоматического управления КГПТУ и ВТС и наладить их совместную работу.
В процессе пусконаладочных работ были реализованы мероприятия, которые позволили снизить массовые потери газопаровой смеси по выхлопному тракту установки, обеспечить эффективную работоспособность котла-утилизатора при его питании как обессоленной, так и умягченной водой при общем солесодержании питательной воды не более 1000 мг/л.
Основные результаты этих мероприятий подтвердили на практике характеристики газотурбинного двигателя, котла-утилизатора, контактного конденсатора и систем, обеспечивающих работу ГПУ-16К.
Согласно Программам предварительных и приемочных испытаний, были про ведены официальные 72-часовые испытания. Отдельные технические показатели, подтверждающие их соответствие ТЗ, приведены в табл.
При проведении испытаний были получены следующие результаты:
■ эффективность установки при мощности 16 МВт — 42,1% в условиях компрессорной станции (45% по ISO 2314);
■ содержание вредных выбросов в уходящих газах: NOX — 54 мг/нм3, СО - 58 мг/нм3;
■ температура парогазовой смеси за установкой — 25...35°С;
■ утилизация воды из уходящей газопаровой смеси (расчетная) -1,0...1Д;
Содержание солей в циркулирующей котловой воде при длительной непрерывной работе установки практически постоянно и даже уменьшается вследствие эффективной продувки сепаратора.
В ходе пусконаладочных работ были выполнены сравнительные испытания на экономичность установки ГПУ-16К и агрегата ГПА-16 с газотурбинным двигателем ДЖ59. Выбор ГПА-16 для сравнения с установкой, работающей по схеме «Водолей», не случаен и обусловлен следующими факторами:
■ одинаковая номинальная мощность установок;
■ широкое применение двигателей ДЖ59 на компрессорных станциях Украины и России (более 150 шт.);
■ идентичность условий работы (сравниваемые установки эксплуатировались параллельно в одном цехе компрессорной станции).
Результаты сравнительных испытаний (рис. 2) подтвердили снижение потребления топливного газа установкой ГПУ-16К по сравнению с агрегатом ГПА-16 на 27-32%.
Задачи опытно-промышленной эксплуатации и перспективы применения установки
В настоящее время осуществляется опытно-промышленная эксплуатация установки ГПУ-16К в условиях компрессорной станции при работе на магистральном газопроводе «Прогресс».
В процессе эксплуатации установки, которая будет продолжаться в течение 4000 часов, необходимо:
■ определить основные эксплуатационные параметры оборудования ГПУ-16К и их изменение в процессе работы;
■ на основании анализа эксплуатации оборудования разработать мероприятия по его оптимизации, внедрить их и проверить эффективность;
■ разработать рекомендации по промышленной эксплуатации газоперекачивающей установки и подготовить ее к проведению Межведомственных испытаний.
На 1 августа 2004 года наработка ГПУ-16К составила 1600 часов. Результаты эксплуатации установки, работающей по схеме «Водолей», подтвердили правильность принятых решений по проектированию ее узлов и агрегатов и по выбору оборудования. Это создает предпосылки к дальнейшему применению таких установок на компрессорных станциях магистральных газопроводов.
В частности, согласно планам реконструкции ДК «Укртрансгаз» предусмотрено введение ГПУ-16К вместо ГПА-16 № 4 на компрессорной станции «Ставищенская» (УМГ «Черкассытрансгаз»). Такое решение позволяет использовать уже опробованные вспомогательные технологические системы для второй установки ГПУ-16К.
Учитывая, что срок эксплуатации ГПА-16 на отдельных компрессорных станциях Украины и России составляет более 10 лет, использование при их модернизации установок ГПУ-16К является разумной альтернативой.
Теплофикационные парогазовые установки для замены устаревшего оборудования ТЭЦ ОАО «Ленэнерго»
В статье приведены основные характеристики, тепловые схемы и состав оборудования теплофикационных парогазовых установок (ПГУ), разрабатываемых для замены устаревших паросиловых блоков. Описан способ регулирования электрической мощности теплофикационных ПГУ с котлами-утилизаторами при заданной тепловой мощности.
B. Безлепкин - С.-Петербургский государственный политехнический университет
C. Лапутько - ОАО «Ленэнерго»
В настоящее время оборудование теплофикационных паротурбинных установок ряда действующих ТЭЦ ОАО «Ленэнерго» выработало расчетный ресурс. Стоимость производства электрической и тепловой энергии на устаревших ТЭЦ значительно превышает средний показатель по энергосистеме и имеет тенденцию к дальнейшему увеличению. Чтобы обеспечить конкурентоспособность на рынке энергии, необходимо заменить устаревшее паротурбинное оборудование этих ТЭЦ на новое, более совершенное.
Мировой опыт показывает, что наиболее эффективными теплофикационными установками электростанций на органическом топливе являются парогазовые установки. Для них характерны высокая термическая эффективность, хорошие маневренные и экологические характеристики, высокая надежность и относительно низкая стоимость установленного киловатта.
Парогазовые установки, предназначенные для С.-Петербурга, должны быть адаптированы к особенностям работы энергосистемы Ленэнерго. Это существенная неравномерность суточного и недельного потребления электрической энергии; почти 100%-я доля природного газа в топливном балансе ТЭЦ; отсутствие на большинстве действующих ТЭЦ свободных площадей для размещения нового оборудования; жесткие требования к экологическим характеристикам теплофикационных установок.
Для выполнения предпроектных проработок по сооружению теплофикационных парогазовых установок была определена следующая очередность электростанций: Центральная ТЭЦ; ТЭЦ № 5; первые очереди ТЭЦ № 14 и № 15. При этом учитывалось состояние оборудования, а также существующие и ожидаемые нагрузки в зоне расположения ТЭЦ.
В районе расположения Центральной ТЭЦ (левобережная часть центра С.-Петербурга) наблюдается рост потребления тепловой и электрической энергии. По прогнозам, полезный отпуск электрической энергии составит здесь в 2005 году 1,4 млрд кВт'Ч, а в 2010-м -1,7 млрд. Отпуск тепловой энергии составит 18,4 и 19,9 млн ГДж соответственно.
Для покрытия прироста нагрузки электрогенерирующие мощности района должны быть увеличены примерно на 160 МВт.
Отмечается также значительная суточная и недельная неравномерность потребления электрической энергии. На рис. 1 приведен график производства и потребления электрической энергии в энергосистеме Ленэнерго в период максимальной нагрузки — 25 декабря 2001 года. Отношение минимальной величины электрической нагрузки к максимальной составляет 0,685. В выходные дни нагрузка снижается еще на 15%.
В настоящее время разница в нагрузке покрывается в основном за счет покупки электрической энергии на ФОРЭМ, что позволяет ТЭЦ работать на режиме, близком к номинальному. Однако пересмотр баланса электроэнергии и мощности в энергосистеме в ближайшем будущем потребует регулирования электрической мощности практически всех городских ТЭЦ С.-Петербурга.
Тепловая нагрузка в этом районе города также отличается заметной неравномерностью. В ночное время рабочих суток января отпуск тепловой энергии снижается на 16%, а в период максимального водозабора возрастает на 10% от ее номинального значения.
Район расположения Центральной ТЭЦ не имеет ЛЭП достаточной пропускной способности для получения электрической энергии от других электростанций энергосистемы.
Для решения проблемы могут быть рекомендованы теплофикационные парогазовые установки с котлами-утилизаторами (ПГУКУ). Они имеют максимально высокую термическую эффективность на конденсационных режимах и минимальную стоимость установленного киловатта среди всех типов парогазовых и паротурбинных установок. Кроме того, отличаются малыми габаритами.
Выбор основного оборудования для ПГУКУ ориентирован на отечественных производителей и на использование в составе ПГУ агрегатов, характеристики которых отвечают современным требованиям. Таким образом, для разработки теплофикационных ПГУ выбраны три газотурбинные установки: ГТЭ-160 производства СП Интертурбо (лицензионная версия установки V94.2 фирмы Siemens), ГТЭ-110 (совместная разработка НПО «Сатурн» и НПКГ «Зоря»-«Машпроект») и GT8C (компании Alstom).
Первоначально в качестве одной из основных газотурбинных установок для ПГУ рассматривалась ГТЭ-60 Ленинградского металлического завода. Однако в 2001 году завод объявил о прекращении работ по созданию этой ГТУ, поэтому в качестве третьей установки выбрана GT8C, основные энергетические параметры которой практически совпадают с характеристиками ГТЭ-60. В настоящее время продолжаются работы по созданию отечественных газотурбинных установок мощностью 60 МВт. Поэтому на последующих этапах разработок теплофикационных ПГУ представляется возможным вернуться к ГТЭ-60.
Котлы-утилизаторы и паровые турбины для ПГУ либо уже освоены отечественной промышленностью, либо без проблем могут быть изготовлены и поставлены на ТЭЦ. Не вызывает сомнений и возможность комплектации ПГУ таким серийным отечественным энергетическим оборудованием, как электрические генераторы, питательные насосы и др.
Принципиальная тепловая схема теплофикационной ПГУКУ приведена на рис. 2.
В состав ПГУ входит одна газовая турбина, котел-утилизатор и паровая турбина. При этом газовая и паровая турбины расположены на общем вал) и работают на один электрический генератор. Такое прогрессивное решение приводит к снижению капиталовложений.
Основным и резервным топливом ГТУ является природный газ. Дополнительное сжигание топлива перед котлом-утилизатором не предусматривается.