Отраслевая конференция 
«Теплоснабжение-2019»
РосТепло.ru - Информационная система по теплоснабжению
РосТепло.ру - всё о теплоснабжении в России
Теплообменные аппараты ТТАИ

Опыт внедрения и эксплуатации газотурбинной установки автономного энергоснабжения на примере Новосибирского оловянного комбината

Журнал «Новости теплоснабжения» № 2, 2005 г., www.ntsn.ru

Ю.В.Елисеев, технический директор, ЗАО «СибКОТЭС», г. Новосибирск

Сегодня, в условиях исторически сложившейся фактической монополии на электрическую, и в меньшей степени на тепловую энергию, со стороны потребителей все чаще раздаются пожелания создания своего производства энергоресурсов. Причин тому несколько, но главное - это постепенное (хотя возможно и недостаточное) повышение цен на энергоресурсы.

Так сложилось, что производство тепловой энергии не вызывает каких-либо особых трудностей. Котельные есть почти на каждом комбинате или заводе. А вот локальное производство электрической энергии как-то не прижилось у нас в стране. Безусловно, были и есть ведомственные ТЭЦ, но это было свойственно огромным комбинатам, и то, некоторые из них перешли впоследствии под крыло энергосистем.

Сейчас же наоборот, многие, в том числе и сравнительно небольшие предприятия ориентируются на строительство своих автономных мини-ТЭЦ или электростанций. В основном ориентир берется на газовые турбины, дизели (в том числе и газовые) или на небольшие паровые турбины: противодавления, теплофикационные и конденсационные.

Однако, как показывает опыт, при строительстве автономных источников электроэнергии все время возникают проблемы, связанные с освоением бывшими потребителями не свойственной им новой сферы производства.

Наши специалисты до «перестройки» в основном занимались большой энергетикой: пуском энергоблоков единичной мощностью до 800 МВт. Однако в последнее время много внимания уделяется и малой энергетике, особенно вопросам, связанным с энергоаудитом и энергосбережением. И в этом плане очень показателен опыт пуско-наладочных работ на Новосибирском оловянном комбинате (НОК), где смонтировано следующее оборудование:

■ газовая турбина (16 МВт) японской фирмы Kawasaki GT7 со своей системой безопасности;

■ чешский котел-утилизатор, без дожигающей горелки с давлением пара 35 бар (7,2 Гкал/ч);

■ финский генератор с английским редуктором;

■ чешский дожимной компрессор с давлением газа перед турбиной 17 бар;

■ шведская система управления «Advant».

Из российского оборудования используется немного: система подготовки уплотняющего и управляющего воздуха, некоторые насосы, задвижки и силовые шкафы сборок РТЗО.

Вся установка скомплектована и поставлена Чешским отделением фирмы «ALSTOM».

Безусловно, изюминкой данного энергоблока является газовая турбина, которая является своего рода уникальным оборудованием. Скорость вращения вала 14000 об./мин., каждая лопатка имеет множество отверстий для воздушного охлаждения, имеется регулируемый привод лопаточного аппарата и т.п. Ресурс работы турбины рассчитан на 180 тыс. ч. Турбина находится в контейнере. Вибрации, находясь рядом с ней в машинном зале, не чувствуется вовсе. Шум - ниже, чем на электростанциях.

Комплекс работ, выполненных на комбинате

Весь монтаж, включая электротехническую часть, был выполнен российскими специалистами при неполной рабочей документации. Так, например, монтажно-установочных чертежей для датчиков и приводов, кроме того, что было поставлено комплектно с контейнерами турбины и дожимного компрессора, не было вовсе. Наши инженеры работали вместе с монтажниками и показывали: где какую врезку сделать, где какой прибор поставить, как смонтировать тяги к исполнительному механизму и т.п.

Надо сказать откровенно, что Чешский «ALSTOM» намеренно или ненамеренно, но недопоставил очень много документации, надеясь видимо, что все пуско-наладочные работы (ПНР) будут проводить его специалисты. Более того, поставленная документация имела достаточно много ошибок. По крайней мере, только по электротехнической части по нашему настоянию были представлены три редакции проекта.

Дело доходило до того, что отправляли исправленную документацию в Чехию, где чертились новые схемы и отправлялись в Новосибирск, как новая редакция.

На НОК под руководством российских специалистов были выполнены следующие виды работ:

■ строительно-ремонтные работы по основному корпусу;

■ проектные работы, не выполненные генпроектировшиком (например: теплоизоляция, монтажные схемы КИПиА, пожаротушение, электротехническая часть);

■ энергомонтажные работы;

■ электромонтажные работы;

■ теплоизоляционные работы;

■ пуско-наладочные работы по всему энергоблоку;

■ режимная наладка котла, тепловой схемы, водного режима;

■ разработка инструкций по эксплуатации и оказание помощи Заказчику при сдаче объекта в эксплуатацию, включая сертификационные испытания.

Основные пуско-наладочные работы по котлу, тепловой схеме, и дожимному компрессору были также выполнены российскими специалистами. Иностранные специалисты были привлечены в основном только для пуско-наладочных работ по японской газовой турбине и программному обеспечению АСУ ТП. Однако, на короткое время мы были вынуждены вызвать шеф-инженеров по компрессору и по пожаротушению.

В частности, по тепломеханической части были выполнены следующие работы:

■ продувки и промывки всех трубопроводов, включая газопроводы и паропроводы;

■ наладка работы системы газоснабжения установки, включая дожимной компрессор;

■ наладка системы пароснабжения собственных нужд;

■ наладка маслосистем, системы подготовки воздуха и дистилятной установки;

■ настройка предохранительных клапанов;

■ включение в работу системы пароснабжения (РОУ, ОУ, система дренажей);

■ гидравлические испытания котла, трубопроводов (пара, воды, масла, газа, воздуха), тепло-обменных аппаратов и других сосудов, а также баков и емкостей воды, масла, химреактивов;

■ очистка внутренних поверхностей нагрева котла, трубопроводов пара, воды, масла, системы охлаждения генератора, баков и емкостей теплообменных аппаратов;

■ проверка на плотность газового тракта и паровое опробование котла-утилизатора;

■ водно-химическая очистка котла (щелочение);

■ проведение режимной наладки и комплексных испытаний.

По системе контроля и управления были выполнены следующие работы:

■ разработка монтажной документации и контроль монтажа первичных врезок и приводов;

■ наладка и опробование на технологическом оборудовании систем дистанционного управления арматурой и механизмами;

■ наладка измерительных каналов;

■ наладка блокировок, сигнализации, защит;

■ наладка регуляторов и ФГУ;

■ наладка системы представления информации.

Особо следует отметить, что и сам комбинат не стоял в стороне. Все организационные вопросы отношений с чешскими специалистами он взял на себя. Более того, специалисты НОК активно принимали непосредственное участие в ПНР и, особенно, в ремонтных работах.

В работе энергоблок обеспечивает НОК на 100% электроэнергией. Дополнительно вырабатывается 11,5 т/ч пара, снижая потребности комбината и в тепловой энергии.

Вместе с тем, опыт работ на НОК позволяет сделать некоторые выводы, которые могут быть полезны для тех, кто серьезно подумывает о создании собственного автономного энергоснабжения.

Все вопросы, которые возникают при этом, можно разделить на два типа: организационные и технические.

Первые связаны, прежде всего, с органами госнадзора: Госэнергонадзором и Госгортехнадзором. Кроме того, необходимо разобраться и в своих отношениях с энергосистемой, особенно, когда речь идет о параллельной работе с ней.

Основные вопросы

1. Должен быть генеральный подрядчик по всему комплексу работ, включая: проектирование;

■ заказ и поставку оборудования, включая эксплуатационную документацию;

■ монтаж, включая тепломеханическую часть, электротехническую часть и систему контроля и управления;

■ наладку всего оборудования;

■ проведение испытаний и сдачу в эксплуатацию.

Дело в том, что к энергопроизводителям, пусть даже малым, предъявляются практически те же требования, что и к большим электростанциям, как по качеству электроэнергии, так и по безопасности ее производства и передачи. Однако, в отличии отТЭС, на заводах и комбинатах нет таких специалистов, которые могли бы охватить весь круг вопросов создания миниэлектростанций. Поэтому следует снять с себя груз ответственности за весь комплекс и возложить его на генподрядчика. Да, это будет стоить примерно на 7% дороже, но зато не будет возникать таких вопросов, как, например: почему в проекте не учтено, что летом негде использовать тепло и надо снижать электрическую нагрузку; или, почему поставлено оборудование, которое по своим характеристикам не обеспечивает все необходимые режимы эксплуатации энергокомплекса?

2. Генерального подрядчика следует выбирать не только с точки зрения цены предложения, но и с учетом привлечения им субподрядных организаций из близлежащих регионов. Любое привлечение специалистов издалека, не говоря об иностранцах, вызывает дополнительные сложности как при вводе оборудования в работу, так и при дальнейшей его эксплуатации.

При покупке импортного оборудования монтаж и наладку должны обязательно выполнять только российские специалисты. Если таковых нет, то дешевле и надежнее обучить их, нежели привлекать иностранных специалистов.

Для примера приведу: стоимость японского специалиста составляет примерно 1200 долл. США в день. Это примерно половина месяца работы российского специалиста.

Безусловно, при использовании уникального оборудования, как, например, японская газовая турбина на НОК, не обойтись без шеф-надзора иностранного специалиста. Даже шведы, которые участвовали в ПНР по турбине и имели на это соответствующие сертификаты, вынуждены были обращаться за помощью к японцам. Поэтому, естественно возникает следующий вопрос: а что покупать-то в качестве энергетического оборудования?

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.

Елисеев Ю.В., Опыт внедрения и эксплуатации газотурбинной установки автономного энергоснабжения на примере Новосибирского оловянного комбината

Источник: Журнал «Новости теплоснабжения», www.rosteplo.ru/nt/74

Оставить комментарий

Тематические закладки (теги)

Тематические закладки - служат для сортировки и поиска материалов сайта по темам, которые задают пользователи сайта.

Похожие статьи:

Подбор теплообменника!

Теплообменник ТТАИ для ГВС, отопления, промпроизводств. Эффективней пластинчатого!

+7(495)741-20-28, info@ntsn.ru

СИСТЕМА 
ДОБРОВОЛЬНОЙ ЭКСПЕРТИЗЫ 
СХЕМ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ 
И ИНВЕСТИЦИОННЫХ ПРОГРАММ 
ТЕПЛОСНАБЖАЮЩИХ ОРГАНИЗАЦИЙ
Программы Auditor
Авторские права на размещенные материалы принадлежат авторам
Возрастная категория Интернет-сайта "18+"
© РосТепло.ru - Информационная система по теплоснабжению, 2003-2019
О проекте | Карта портала | Реклама на РосТепло.ru |
Top.Mail.Ru

Отраслевая конференция «Теплоснабжение-2019»

Москва, 22-24 октября 2019 г.
Примите участие!

Подробнее