Собственная мини-ТЭЦ на примере ОАО «Лакокраска»

В сентябре 2006 года после успешных испытаний была введена в промышленную эксплуатацию отечественная  турбогенераторная установка единичной мощностью 250 кВт с паровой  турбиной «Двина».

Внешний вид турбогенераторной

В свете последних событий (нефтегазового конфликта) между Россией и Беларусью, правительству пришлось переосмыслить стратегическую линию развития энергетического комплекса Республики Беларусь и концепцию энергетической безопасности страны. Вопросы, касающиеся энергосбережения, снижения энергетической составляющей в себестоимости единицы продукции стали еще более актуальными и заставили по новому взглянуть на методы и возможные пути реализации программы по снижению 

энергопотребления, повышая при этом внутренний валовой продукт. Особенно это касается предприятий нефтехимического комплекса, где энергетическая составляющая составляет большую долю в себестоимости единицы продукции.

Во фталевом цехе, где установлена ТГУ, доля энергетической себестоимости составляет около 20 %. Поэтому специалистами прорабатываются различные варианты снижения энергопотребления. Большой потенциал в этой области заложен в технологии производства фталевого ангидрида, в ходе производства которого получают насыщенный пар давлением 6 и 22 кг/см2. До недавнего времени этот пар использовался только как источник тепла для собственного производства. Однако это был не самый оптимальный вариант. Для производственных целей тепло такого высокого потенциала не было востребовано, поэтому пар дросселировали до давления 1,5÷2 кг/см2. Для более полного использования энергии пара и исключения потерь при дросселировании было принято решение о замене редукционного устройства  паровой турбиной.

Детальная технико-экономическая проработка показала достаточно большую эффективность данного мероприятия. Было принято решение об организации собственной мини-ТЭЦ. В первую очередь было решено установить турбогенераторную установку (ТГУ) на более низкое давление пара (6 кг/см2). В ходе проработки технических вопросов  выяснилось, что для таких низких параметров готовой турбины нет, и  ее нужно было спроектировать и изготовить в короткие сроки. В ходе проведения тендерных торгов предпочтение было отдано белорусскому предприятию ООО «НТЦ ЭНОТЕХ», которое предложило самый выгодный вариант по поставке ТГУ. К этому времени ООО «НТЦ ЭНОТЕХ» уже имело практический опыт по изготовлению ТГУ для таких объектов (мини-ТЭЦ) «под ключ».

За самые кратчайшие сроки (в течении четырех месяцев) была спроектирована и изготовлена турбогенераторная установка. Строительно-монтажные работы еще не успели начать, как основное оборудование уже было поставлено на ОАО «Лакокраска». После этого пришлось форсировать темпы строительных и монтажных работ, чтобы ускорить ввод в эксплуатацию мини-ТЭЦ. Генеральный подрядчик, Гродненское монтажное управление ОАО  «Промтехмонтаж», успешно справился с поставленной задачей. В августе 2006 года все оборудование было смонтировано и готово для проведения пуско-наладочных работ. Уже  в сентябре 2006 года на ОАО «Лакокраска» были проведены приемо-сдаточные испытания и ТГУ Двина была передана в эксплуатацию.

Принципиальная тепловая схема и техническое описание ТГУ

Насыщенный пар с параметрами Ро=7 кг/см2 (абс.) и температурой То=167 оС из коллектора поступает по паропроводу на паровую турбину (Т) (рис.1). В турбине пар расширяется до давления Р2=1,3 кгс/см2 (абс.), после чего подается в «утильную линию» и далее на подогреватель сетевой воды (ПСВ).

Турбина имеет сопловое парораспределение, два регулирующих клапана (РК), что позволяет использовать более эффективно турбину на частичных (малорасходных) нагрузках. Стопорный клапан (СК) предназначен для мгновенного отключения подачи пара на турбину при аварийном останове турбины. Обратные клапаны (ОК) предназначены для предотвращения заброса пара в турбину. Перед турбиной установлены две паровые задвижки, одна из которых электрифицирована ЭПЗ-1. На выходе из турбины установлена  электрифицированная паровая задвижка ЭПЗ-2.

Передние и задние концевые уплотнения турбины имеют по две каминные камеры отсоса пара из концевых уплотнений. Отсос пара из концевых уплотнений осуществляет эжектор отсоса уплотнений (ЭОУ), рабочей средой которого является прямая «оборотка». Для создания необходимого давления воды перед эжектором установлен насос. Вода после эжектора сбрасывается в дренажный колодец (схема временная). Дренаж турбины  заведен в дренажный колодец.

Турбогенераторная установка включает в себя паровую турбину и генератор (рис.2). Турбина и генератор смонтированы на общей раме и представляют собой единый блок. Установка укомплектована паровой турбиной противодавленческого типа. Турбина  выполнена на основе ступени давления с повторным подводом рабочего тела. В этом случае на одном рабочем колесе реализована многоступенчатая схема расширения пара.

Конструктивно проточная часть турбины изготовлена так, что оптимальные  параметры пара обеспечены на всех участках рабочего колеса. Это обеспечено как конструкцией самой турбины, так и качеством изготовления и монтажа. В турбине, в отличии от классических энергетических турбин, применены  подшипниковые узлы с подшипниками качения. Это позволило упростить систему смазки - в качестве смазки применена консистентная смазка. В классических турбинах используются подшипники скольжения с принудительной смазкой специальными маслами под давлением. Это сложная и пожароопасная система.

Рис.2 Внешний вид ТГУ     

Паровая турбина оснащена системой концевых уплотнений (КУ) в местах выхода вала из корпуса турбины. Система значительно снижает протечки пара через указанные зоны. Минимальные протечки пара через КУ утилизируются в охладителе  уплотнений. В качестве последнего применен струйный пароводяной подогреватель  (СП). Расход охлаждающей воды через него  не боле 15 т/ч при давлении  3 - 4 кг/см2.

В ТГУ установлен генератор асинхронного типа с рабочим напряжением на клеммах – 400 В. Такое решение  позволило значительно упростить  электрическую схему и снизить стоимость установки. Кроме этого асинхронный генератор не требует дополнительных  специальных систем  синхронизации генератора при включении в сеть. Синхронизация осуществляется автоматически за счет самой сети. Для  упрощения операции включения генератора рекомендуется включать генератор  в сеть при частоте вращении ротора  ТГУ 3000 ± 2 об/мин.

Турбогенераторная установка оснащена системам управления, контроля и технологических защит, сигнализации и отображения технологических параметров.

Система управления обеспечивает автоматическое управление установкой практически во всем диапазоне работы. Система обеспечивает стабильное поддержание пара на выходе из турбины, регулирует подачу пара, обеспечивая наиболее оптимальный режим ее работы. Система предусматривает возможность управления ТГУ как в полностью автоматическом, так и в ручном режимах. Система управления укомплектована регулирующими клапанами (РК)  с электрическим приводами фирмы REGARD.

Система контроля и технологических защит обеспечивает останов установки с  закрытие стопорного и регулирующего клапанов  при:

• повышении частоты вращения ротора турбины сверх номинального значения;
• повышении  вибрации  подшипников турбины;
• повышении температуры подшипников турбины;
• повышении давления пара за турбиной свыше установленной величины;
• отключении электропитания систем управления;
• при отключении генератора от сети;
• по инициативе оператора - при прочих аварийных ситуациях.

Система защит в качестве исполнительного устройства оснащена стопорным клапаном (СК) конструкции «баттерфляй» с электромеханическим устройством. Кроме этого при аварийном отключении система защит выдает команду на закрытие РК.

Система сигнализации и отображения технологических параметров обеспечивает аварийную звуковую и световую сигнализацию при срабатывании аварийных защит:

• повышенной вибрации подшипников турбины;
• повышении температуры подшипников турбины;
• повышении давления пара за турбиной свыше установленной величины;
• отключении электропитания систем управления.

На щите управления ТГУ отображаются основные технологические параметры работы установки – текущие параметры безопасности (температура, вибрация подшипников турбины, частота вращения ротора), положение и состояние органов управления паровой турбины и генератора, текущие технологические параметры установки – параметры и  расход пара, текущее значение мощности.

Системы в базовом исполнении представляет собой двухуровневый программно технический комплекс (ПТК). Комплекс позволяет осуществлять изменение конфигурации как аппаратно, так и программно. ПТК реализован на базе блока управления и защит БУЗ-0,25, собранного на базе серийного микпроцессора. ПТК позволяет надстраивать систему верхним уровнем на базе серийного персонального компьютера.

Указанные системы и блоки совместно с вспомогательной аппаратурой смонтированы в шкафу управления и защит (ШУЗ) ТГУ – рис. 3.

Рис.3 Внешний вид ШУЗ    

Коммутация генератора с внешней электрической сетью осуществляется с использованием аппаратуры, установленной в шкафу генераторного выключателя (ШГВ) (рис. 4).

В качестве генераторного выключателя применен автоматический выключатель серии АЗ790 с встроенными защитами, что дополнительно обеспечивает защитное отключение генератора в случаях:

• короткого замыкания в сети и подводящих силовых цепях;
• повышения напряжения сверх допустимых пределов;
• перегрузки генератора;
• неполнофазных режимов.

Аппаратура ШГВ включает в себя автоматический выключатель с дистанционным приводом, разъединитель, а также набор коммутационной аппаратуры, необходимой для обеспечения безопасной работы турбогенераторной установки и ее обслуживания. В комплект ШГВ входит преобразовательная и измерительная аппаратура, позволяющая контролировать основные электрические параметры  вырабатываемой электрической энергии: напряжение, ток, мощность.

Рис.4 Внешний вид ШГВ   

Для учета количества вырабатываемой электроэнергии установлен трехфазный электросчетчик активной энергии (подключение к шинам генератора через трансформаторы тока).

По данным проведения испытаний были получены сводная таблица обработки результатов испытаний и режимная карта-график работы турбогенератора (рис.5).

Рис.5 Диаграмма режимов ТГУ

В виду невозможности обеспечения номинального противодавления)  Р2=0,3 кгс/см2 (избыточного), максимальная мощность ТГУ была достигнута Nэ =105 кВт. Противодавление (избыточном) при этом составило Р2=1,6 кгс/см2, расход на турбину -  До=5 т/ч при полностью открытом одном регулирующем клапане.

В процессе пуско-наладочных работ последовательно устранялись недостатки и замечания. Особое внимание при проведении испытаний было уделено работу защит ТГУ.

При выходе на номинальные параметры пара после установки нового бойлера (сетевого подогревателя) будут проведены новые испытания и скорректирована энергетическая характеристика ТГУ.

После повышения цен на электроэнергию до 11,2 цент./кВт*ч, каждый кВт*ч, выработанный ТГУ позволит сэкономить около 10 центов. При работе ТГУ 7000 часов в году с номинальной мощностью 200 кВт экономия для предприятия составит порядка   140 000 долларов США.

В ближайшие годы, после введения второй линии фталевого ангидрита, мощность мини-ТЭЦ будет увеличена на 2 МВт за счет установки ТГУ на паре с начальными параметрами 22 кгс/см2