Технико-экономические показатели и надежность гидротеплоэлектростанций

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 1995 г. 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.

отопительный котельный газотурбинный мощность Таблица 1 — Характеристика газотурбинных ТЭЦ ОАО «Башкирэнерго».

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

Таблица 2 — Эксплуатационные показатели газотурбинных ТЭЦ

*, ** 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. 2004 г. 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 01.08.06 г. На основании этих данных в этой таблице предложены варианты «надстройки» части котельных установкой ГТУ и ГПА.

Таблица 3.

В последнее время в 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.