Вопросы проектирования мини-ТЭЦ

Мини-ТЭЦ — электростанция с комбинированным производством электроэнергии и тепла, как правило, расположенная в непосредственной близости от конечного потребителя.

В качестве источника энергии в мини-ТЭЦ чаще всего используются:

¦ газопоршневые установки (ГПУ) с дизельными или газовыми двигателями внутреннего сгорания;

¦ газотурбинные установки (ГТУ);

¦ паротурбинные установки (ПТУ).

При выборе проектировщиком источника энергии мини-ТЭЦ приходится взвешивать достоинства и недостатки каждого из вариантов:

¦ паровая турбина:

• — преимущества ПТУ — мини-ТЭЦ может работать на любом топливе; широкая линейка мощностей, отечественный производитель делает на вполне достойном уровне (к примеру, Калужский завод изготавливает линейку турбин малой мощности, хорошо подходящих для миниТЭЦ), высокая надежность и солидный ресурс;
• — недостатки ПТУ — высокая инертность (длительный период запуска), ограниченное число пусков из холодного состояния, высокая стоимость основного оборудования (поскольку турбина питается острым паром, то возникает необходимость оснащения мини-ТЭЦ достаточно серьезным котельным оборудованием и всеми сопутствующими системами трубопроводов высокого давления, что существенно удорожает строительство).

¦ газопоршневая установка:

• — преимущества ГПУ — эффективная работа при малой нагрузке, быстрый запуск, широкая линейка моделей по выходной мощности, работа с малым давлением газа (как правило, ниже 1 бара и дожимной компрессор не требуется), относительно низкие затраты на строительство ТЭЦ — нет необходимости в приобретении большого количества вспомогательного оборудования и в прокладке трубопроводов высокого давления, что серьезно удешевляет строительство; возможность выполнения ремонта персоналом ТЭЦ на месте;
• — недостатки ГПУ — зачастую в настоящее время применяются ГПУ зарубежного производства, что ведет к серьезной зависимости от поставки зарубежных комплектующих, из опыта эксплуатации ГПУ в российских условиях есть данные о том, что агрегаты зачастую имеют низкую надежность — намного меньшую, чем заявлено производителем, высокий уровень (низкочастотного) шума;

¦ газотурбинная установка: максимальная эффективность оборудования достигается на мощностях от 5 МВт и выше, что несколько затрудняет применение ГТУ в условиях мини-ТЭЦ; КПД ГТУ существенно меньше ГПУ C учетом того, что отходящие газы имеют температуру 450−550 ^ОС, разумнее всего применять ГТУ в составе парогазовой установки, с дополнительной выработкой электричества в паросиловой установке;

• — достоинства ГТУ: газотурбинная установка проще по устройству, чем паросиловая из-за отсутствия котельной установки, сложной системы паропроводов, конденсатора, а также большого числа вспомогательных механизмов, применяющихся в паровых установках; металлозатраты и вес газотурбинной установки на единицу мощности вследствие указанных причин будут значительно меньше, чем паротурбинной, для работы газотурбинной установки почти не требуется вода;
• — недостатки ГТУ: полный капитальный ремонт газовой турбины — более сложная работа, чем капремонт газового двигателя; ресурс до капитального ремонта составляет у газовой турбины примерно в 2 раза меньше, чем у ГПУ высокий нижний порог эффективного применения (от 5 МВт, что особенно важно для мини-ТЭЦ), высокий уровень шума, требовательность к качеству топлива — необходимость установки пункта подготовки газа, дожимного компрессора, существенно большие капиталовложения на введение 1 кВт по сравнению с ГПУ В целом, применение ГТУ для мини-ТЭЦ сопряжено с рядом трудностей, которые зачастую сводят на нет их преимущества.

Опыт проектирования паросиловой мини-ТЭЦ на местном топливе (каменный уголь) в поселке Зырянка Верхнеколымского улуса Республики Якутия Рост тарифов на электроэнергию и транспорт, увеличение стоимости природного газа и дизельного топлива заставляют предприятия искать пути снижения затрат. Одним из путей повышения рентабельности производства может стать выработка собственной электрической и тепловой энергии с использованием местных видов топлива или отходов производства.

При использовании местных видов топлива (в том числе и низкосортных) собственная мини-ТЭЦ позволяет снизить зависимость от поставщиков энергии и общие эксплуатационные расходы за счет использования более дешевой электрической и тепловой энергии.

В некоторых случаях использование местных видов топлива или производственных отходов оказывается выгоднее, чем выработка тепловой и электрической энергии с помощью оборудования, работающего на магистральном газе.

Типичным примером мини-ТЭЦ, ориентированной на местные топливные ресурсы, является спроектированная институтом в 2009 г. мини-ТЭЦ в поселке Зырянка Верхнеколымского улуса Республики Якутия. Поселок Зырянка (около 5 тыс. чел.) находится на левом берегу в устье реки Ясачной. Климатический район — многолетняя (вечная) мерзлота. Проектируемая мини-ТЭЦ предназначена для покрытия электрических нагрузок поселков Зырянка и Затон и села Угольное в количестве 7,4 МВт.

Тепловые нагрузки, принятые к покрытию от проектируемой мини-ТЭЦ, составляют 25 Гкал/ч в горячей воде в максимально-зимнем режиме. Тепловые нагрузки в паре отсутствуют. Основным потребителем тепловых нагрузок в горячей воде является поселок Зырянка. После строительства мини-ТЭЦ, существующие котельные переводятся в режим теплопунктов. Температурный график теплосети — 130/80 ^ОС. Схема теплоснабжения — закрытая.

В 60 км от Зырянки в поселке Угольный расположен угольный разрез «Зырянский», где добывается каменный уголь. В поселке Зырянка расположен базисный склад угля. Со склада производится снабжение углем населенных пунктов и предприятий, расположенных в бассейне реки Колыма. В связи с вышеизложенным, в качестве основного топлива проектируемой мини-ТЭЦ был определен каменный уголь. В качестве наиболее удобного источника энергии для проектируемой мини-ТЭЦ были выбраны паровые турбины малой мощности.

Было рассмотрено 3 варианта основного оборудования для ТЭЦ.

Вариант 1:

¦ четыре блочных турбогенератора типа П 2,52,1/0,5, номинальной мощностью 2,5 МВт каждый, которые будут разработаны и изготовлены ОАО «Силовые машины» г. Калуга;

¦ четыре серийных паровых котла типа КЕ 2524−350С с топкой ТЧЗМ 2,7/5,6 производства ООО «Бийский котельный завод» г. Бийск, Россия.

Вариант 2:

¦ три серийных турбоагрегата типа П 6−3,4/0,5−1, номинальной мощностью 6,0 МВт каждый, производства ОАО «Силовые машины» г. Калуга, Россия;

¦ четыре паровых котла типа КЕ 25−40−440, которые будут изготовлены ООО «Бийский котельный завод» г. Бийск, Россия.

Вариант 3:

¦ четыре блочных турбоагрегата типа П 2,53,4/0,5, номинальной мощностью 2,5 МВт каждый, которые будут разработаны и изготовлены ОАО «Силовые машины» г. Калуга;

¦ четыре паровых котла типа КЕ 25−40−440, которые будут изготовлены ООО «Бийский котельный завод» г. Бийск, Россия.

В максимально-зимнем режиме выбранным оборудованием обеспечиваются заданные тепловые и электрические нагрузки.

Количество турбоагрегатов в каждом варианте было принято из расчета покрытия электрических нагрузок в летнее время при условии ремонта одного агрегата и аварийного выхода из строя второго агрегата. В вариантах 1, 3 при выходе из строя одной из турбин, оставшиеся в работе турбины обеспечивают максимальную электрическую нагрузку потребителей.

Выполненный технико-экономический расчет строительства мини-ТЭЦ показал техническую возможность и экономическую целесообразность данного строительства. Финансово-экономический расчет показал умеренный и примерно одинаковый срок окупаемости капитальных вложений во всех рассмотренных вариантах.

После рассмотрения вариантов состава оборудования мини-ТЭЦ, решением рабочего совещания при министре жилищно-коммунального хозяйства и энергетики Республики Саха (Якутия) был утвержден вариант 2 со следующим составом основного оборудования:

¦ два серийных турбоагрегата типа П-6−3,4/0,5−1 номинальной мощностью 6 МВт каждый, производства ОАО «Калужский турбинный завод» г. Калуга, Россия;

¦ четыре паровых угольных котла типа КЕ-25- 40−440С, производства ООО «Бийский котельный завод» г. Бийск, Россия.

Здание главного корпуса многопролетное, разновеликой высоты, сомкнутой компоновки состоит из следующих отделений:

¦ турбинное отделение;

¦ котельное отделение;

¦ бункерная этажерка с ленточными конвейерами топливоподачи;

¦ деаэраторно-питательная установка с центральным тепловым щитом;

¦ пристройка электротехнического блока и блока административно-бытовых и вспомогательных помещений;

¦ пристройка объединенно-вспомогательного корпуса, ХВО и помещения баков подпитки теплосети.

Турбинное отделение имеет размер в плане 60×15 м высотой до низа ферм 15 м.

В турбинном отделении устанавливаются поперечно два турбоагрегата П 6−3,4/0,5 с отметкой обслуживания +6,0 м. Для механизации ремонтных работ в турбинном отделении предусматривается установка подвесного электрического крана г/п 10 т и ремонтные площадки. С турбинным отделением сблокирована пристройка электротехнического блока, административно-бытовых и вспомогательных помещений размерами в плане 60×18 м. Котельное отделение имеет размеры в плане 60×18 м высотой до низа ферм 16 м. В котельном отделении устанавливаются: четыре котла КЕ-25−40−440С с ячейкой 12×18 м, дымососы, вентиляторы, экономайзеры с воздухоподогревателями, золоулавливающие установки, оборудование шлакозолоудаления. Дымовые газы после золоулавливающих установок отводятся в общую дымовую трубу Ду=3 м, Н=60 м. Для механизации ремонтных работ в котельном отделении предусматривается установка подвесного электрического крана г/п 5 т и ремонтные площадки.

Перед фронтом котлов расположена пристройка бункерной этажерки размерами в плане 54×6 м и высотой до низа балки 21 м. На отметке +17 м располагается ленточный конвейер топливоподачи. Между отметками +17,000 и +13,200 расположены бункеры угля. Между турбинным и котельным отделением расположены деаэраторно-питательная установка, центральный тепловой щит, РУСН-0,4 кВ в помещении размерами в плане 7,5×54 м с высотой до низа балки 14,4 м. На отметке +0,000 деаэраторнопитательной установки устанавливаются подогреватели и насосы сырой и химочищенной воды, питательные насосы, подпиточные насосы. На отметке +7,800 устанавливаются два деаэратора ДСА-100. Со стороны постоянного торца главного корпуса предусматриваются пристройка объединенно-вспомогательного корпуса, ХВО, помещения баков подпитки теплосети.

Хозяйство твердого топлива мини-ТЭЦ состоит из следующих основных сооружений:

¦ расходного склада угля;

¦ дробильного корпуса;

¦ галереи ленточных конвейеров.

Максимальный расход топлива 2,95 т/ч на один котел при максимальной нагрузке на котел.

Хозяйство жидкого топлива. Дизельное топливо марки «арктическое» по ГОСТ 305–82 предусматривается использовать в качестве топлива для резервных дизель-генераторов. Для хранения запаса дизельного топлива предусматривается хозяйство дизельного топлива. В состав хозяйства дизельного топлива входят:

¦ склад дизельного топлива, состоящий из пяти резервуаров V=100 м³, горизонтальных, надземных. Резервуары устанавливаются на открытую площадку габаритами 21×33 м с подпорной стеной высотой 1 м на случай разлива. Через ограждающую стенку предусмотрены четыре переходных мостика;

¦ насосная дизельного топлива, которая состоит из трех насосов, один из которых резервный. Насосная дизельного топлива представляет собой одноэтажное здание общими габаритами 6×9 м.

Система золошлакоудаления предусматривает удаление золы и шлака. Провалившиеся через полотно мелкие частицы топлива транспортируются к правой щеке рамы, где в желобах имеются отверстия, через которые они ссыпаются на нижнюю ветвь колосникового полотна и далее в систему шлакоудаления.

Для удаления очаговых остатков из-под каждого котла применяется индивидуальный скреперный подъемник с ковшом. При рабочем ходе перфорированный ковш подъемника перемещается по горизонтальному участку канала. При этом происходит заполнение ковша шлаком и золой. Заполненный ковш поднимается по наклонному участку и в конце пути опрокидывается, разгружая содержимое в бункер. Количество шлака составляет 0,38 т/ч от каждого котла.

Источник технического водоснабжения — проектируемый водозабор на реке Ясачная.

Заключение. Удельные капитальные вложения для строительства данной мини-ТЭЦ сравнительно велики, что определяется строительством в условиях Крайнего Севера (грунты — вечная мерзлота, сейсмичность — 7 баллов), на подтапливаемых территориях, а также необходимостью учета стоимости тепловых сетей, теплопунктов, внешних сетей водоснабжения, линий электропередач для выдачи мощности т.п. Срок окупаемости — около 9 лет.

Строительство ТЭЦ начато в 2009 году и приближается к своему завершению.

газопоршневый энергия проектирование паросиловой.