Проекты реконструкции и модернизации оборудования и тепловых сетей Якутской теплоэлектроцентрали

Размещено на http://www.allbest.ru/

СТАТЬЯ

ПРОЕКТЫ РЕКОНСТРУКЦИИ И МОДЕРНИЗАЦИИ ОБОРУДОВАНИЯ И ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ ЯКУТСКОЙ ТЕПЛОЭЛЕКТРОЦЕНТРАЛИ

В.В. Андриевский

Якутск - наиболее контрастный по температурному режиму город мира, а также самый крупный город в зоне вечной мерзлоты.

Якутские ТСО работают в условиях резко континентального климата, низких и крайне низких температур в пределах до -62С, средняя температура наружного воздуха отопительного периода составляет -21,6С. Отопительный сезон начинается с первых чисел сентября и заканчивается в конце мая.

Основных теплоснабжающих организаций - три. Это предприятия ОАО АК «Якутскэнерго», с объемом производства тепловой энергии порядка 58%, муниципальное предприятие МУП «Теплоэнергия» - с 39% вырабатываемой тепловой энергии и 3% тепловой энергии производят автономные котельные отдаленных районов города. На балансе ОАО АК «Якутскэнерго» содержатся три крупных источника тепловой энергии: ЯТЭЦ (с установленной мощностью 500 Гкал/ч (подключенной - 497 Гкал/ч), ЯГРЭС с установленной мощностью 572 Гкал/ч (подключенной - 540 Гкал/ч) и котельная 106 квартала - 60 Гкал/ч, а так же 329 км. сетей тепловодоснабжения в двухтрубном исчислении, в составе которых 62 км. составляют магистральные сети и 268 км. - разводящие сети, в том числе внутриквартальные трубопроводы холодной и горячей воды, 37 единиц ЦТП и ИТП для приготовления ГВС. Схема источников - раздельная, с выделенными контурами для каждого источника и общей подпиткой на ЯТЭЦ. Учитывая то, что тариф на тепловую энергию ОАО АК «Якутскэнерго» значительно ниже муниципального, со строительством ЯГРЭС-2 в соответствии с утвержденной Схемой теплоснабжения, предусмотрен перевод тепловой нагрузки муниципальных источников на сети ОАО АК «Якутскэнерго». Характерными особенностями работы источников тепловой энергии, кроме 3-х условно разделенных схем, являются 3 основных режима: зимний, летний и переходный (весной) - с организацией «режима смешения» на ЯТЭЦ. Кроме этого, отличительной особенностью якутской системы теплоснабжения в рамках российских тенденций является ежегодный (около 2%) прирост тепловой нагрузки, и, соответственно, полезного отпуска тепловой энергии практически без увеличения протяженности тепловых сетей. Кроме этого, в соответствии с Генеральным планом развития города в настоящее время ведется проектирование Якутской ГРЭС-2 (рис. 1).

По условиям Крайнего Севера, прокладка тепловых сетей надземная (99%), со 100% резервированием магистральных трубопроводов - т. е., система магистральных трубопроводов тепловой сети - 4-трубная. Температурный график системы теплоснабжения города - 150/70С.

Особенности режимов работы источников тепловой энергии

В схеме теплоснабжения г. Якутска два крупных источника тепловой энергии: ЯТЭЦ и ЯГРЭС, расположенных в непосредственной близости друг от друга (см. рис. 1), поэтому, в 2002 г. между ними была построена связующая тепловая сеть и заменена насосная группа ЯГРЭС. Тем самым удалось добиться значительного сокращения нагрузки, присоединенной к ЯТЭЦ, перераспределив ее на более энергоэффективный источник - ЯГРЭС. Тепловые и гидравлические расчеты режимов работы оборудования и тепловых сетей проводились с использованием программы Политерм Zulu 6.0. С 2006 г. произведено внедрение режима смешения работы теплоисточников ЯГРЭС-ЯТЭЦ в период перехода с зимнего режима на летний, на котором необходимо остановиться подробнее.

Во время режима смешения выбирается оптимальный состав оборудования на ЯТЭЦ (где в работе остается один водогрейный котел ПТВМ и один сетевой насос), а работа ЯГРЭС делится на две составляющих: одна часть ее оборудования работает по утвержденному температурному графику, другая - по повышенному (+20С) - здесь запускается в работу дополнительный сетевой насос и увеличивается отпуск тепла за счет максимального использования тепла уходящих газов газовых турбин. Тепловая нагрузка перераспределяется между ЯГРЭС и ЯТЭЦ, одна из ниток магистральной сети от коллекторной ЯГРЭС до коллекторной ЯТЭЦ начинает работу по повышенному графику.

В соответствии с заданным режимом, теплоноситель с повышенной температурой приходит на коллекторы ЯТЭЦ, где осуществляется подмес из обратки, тем самым обеспечивая относительно экономичный режим работы ЯТЭЦ. Переход на режим смешения производится при среднесуточной температуре -10С и выше. Включение котла в работу в режиме смешения производится в случае необходимости подогрева подмеса. В результате теплофикационное оборудование коллекторной ЯТЭЦ теперь работает как станция смешения обратной сетевой воды контура ЯТЭЦ с сетевой водой линии связи ЯГРЭС-ЯТЭЦ (Ду 500) с повышенной температурой для поддержания расчетного температурного графика сети. До 2013 г. режим смешения применялся и при переходе с летнего режима на зимний, но, в связи с ростом присоединенной тепловой нагрузки и сложностями по перерегулировке потребителей по причине изменения гидравлического режима, от этого режима осенью пришлось отказаться.

Станция работает по когенерационному циклу и, вырабатывая довольно небольшое количество электроэнергии на турбине П-6-35/5 ст. №1, имеет установленную мощность по теплофикационным отборам около 47 Гкал/ч. Все остальное тепло вырабатывается в водогрейной котельной, которую мы стараемся вводить в работу как можно позже и весной так же переводим в режим смешения.

Это позволяет значительно сэкономить топливо на Якутской ТЭЦ и максимально утилизировать тепло на Якутской ГРЭС. На рис. 2 представлена диаграмма, из которой видна значительная экономия расхода условного топлива на ЯТЭЦ и перераспределение в сторону ЯГРЭС (рис. 2).

На рис. 3. наглядно виден эффект оптимального перераспределения тепловой нагрузки между источниками с учетом ее ежегодного прироста.

Выработка тепловой энергии на ЯГРЭС производится в подогревателях сетевой воды, выполняющих функцию котлов-утилизаторов, использующих тепло уходящих газов ГТУ Якутская ГРЭС - газотурбинная станция. В связи с изменившимися условиями работы возникла необходимость уменьшения подачи сетевых насосов для возможности обеспечения максимальной загрузки оборудования ЯГРЭС. На I этапе, в 2002 г. мы использовали метод уменьшения диаметра рабочего колеса двух из пяти сетевых насосов СЭН-2500-180 ст. №3 и СЭН-2500-180 ст. №5. Подача снизилась до 2000 м. куб./ч, напор до140 м. В этом случае сочетание насосов позволяло обеспечить необходимый гидравлический режим, который был рассчитан на основе программно-расчетного комплекса Политерм Zulu. В свое время на всех сетевых насосах были установлены торцевые уплотнения производства компании ООО «Юнион ЕЭС», что позволило в значительной степени сократить количество остановов. До внедрения этого мероприятия, для того, чтобы восстановить сальниковые уплотнения, приходилось буквально по два раза в неделю останавливать насосы. На сегодня насос с уплотнением такого типа может работать без остановки почти полностью сезон (рис. 4).

В части сетевой группы еще нужно отметить, что учитывая факт нашей настойчивой работы по пути максимальной загрузки наиболее экономичного источника, того первоначального эффекта, который был получен при подрезке рабочего колеса сетевого насоса, стало уже недостаточно. Поэтому в 2011 г. на станции была установлена система группового частотного регулирования трех высоковольтных сетевых насосов СЭН-2500-180 ст. №1, 2 и 4, разработанная компанией из г. С.-Петербурга, что не только существенно улучшило качество гидравлического режима тепловых сетей и позволило оптимизировать процессы регулирования схемы теплоснабжения, но и помогло снизить расход электроэнергии на 2,67 тыс. кВт/ч (рис. 5).

Реконструкция и модернизация источников тепловой энергии.

Якутская центральная электрическая станция была пущена в эксплуатацию 7 ноября 1937 г., в день 20-летия Октябрьской революции и является первым в мире промышленным объектом, построенным по технологии, разработанной для условий вечной мерзлоты.

За такой солидный исторический период своего существования, станция успешно развивалась и наращивала мощности. В 1967 г. в жизни ЯЦЭС начался новый этап с приходом природного газа Вилюйского месторождения, а в 1969 г. ЯЦЭС была реорганизована в Якутскую ТЭЦ (таблица).

На сегодняшний момент основному оборудованию станции, как паровым котлам, так и турбоагрегатам, требуется замена: котельное оборудование, в связи с изношенностью и на основании предписания Ростехнадзора, не соответствует требованиям безопасности по газу, имеет место низкий уровень автоматизации и, после прохождения пяти диагностирований, процесс продления ресурса - довольно сложная тема. Да и дымовые трубы находятся в весьма плачевном состоянии. Турбины (особенно Т-6-35 ст. №2, введенная в эксплуатацию в 1967 г.), так же, в основном, уже находятся в резерве.

2013 год начался с проработки Технических решений по замене оборудования паровой схемы ЯТЭЦ:

1. замена турбоагрегата ст. №2 в составе:

- турбина Т-6-3.4/0,5-1, генератор Т-6-2.

2. замена паровых котлов:

- ГМ-50-39 ст. №1;

- ГМ-60 ст. №2;

- ТС-35у ст. №3.

Сложность состоит в том, что станция расположена практически в центре города и имеет проблемы с организацией санитарно-защитной зоны, следовательно, возникают трудности в плане защиты и прохождения экспертизы Проекта в надзорных органах.

В таких условиях, при разработке ТУ предполагалось максимально вписаться в существующее здание при условии частичной замены фундамента. Рассмотрев множество вариантов котельного оборудования, в том числе и отечественного, мы остановились на котлах производства Германии. При том, что стоимость данного варианта одна из самых низких (порядка 1,8 млрд. руб.), сумма все равно достаточно крупная, поэтому разработка данного проекта пока отложена.

Касательно водогрейной части станции необходимо отметить, что на станции сейчас в работе находятся 4 водогрейных котла: два из них - ПТВМ-100 и еще два - КВГМ-100, которые были введены в эксплуатацию в 70-80 годы прошлого века. В 2001 г. в рамках реконструкции котла ПТВМ-100 ст. №2 «В» был реализован проект установки циклонного предтопка для сжигания газа, разработанный Научно-техническим и внедренческим Центром «Модернизация котельной техники» г. Владивосток. Суть реконструкции заключалась в том, что 16 горелок с индивидуальными вентиляторами, предусмотренные заводом-изготовителем, были заменены на два предтопка с вентиляторами ВДН-17 (рис. 6).

Это позволило увеличить КПД котла и повысить его надежность. Дело в том, что изменение конфигурации топки (изменение угла наклона пода) и само применение циклонного предтопка привели к увеличению теплонапряжения топочной камеры.

Поэтому мы установили дополнительный конвективный пакет на котле, решив при этом не только проблему надежности нижнего пакета конвективного пучка, но и тем самым увеличив производительность котла. Учитывая положительный результат от установки дополнительного конвективного пакета, такая реконструкция была выполнена на всех водогрейных котлах ЯТЭЦ.

Циклонные предтопки на котле ПТВМ-100 ст. №2 «В» эксплуатируются 12 лет Достигнутые результаты:

- обеспечено экономичное и экологическое сжигание топлива;

- улучшена тепловая развертка топки;

- упрощена система управления котлом;

- увеличена экономичность котла.

На нагрузке 100 Гкал/ч КПД брутто котла составляет 90,8% против 88,6% - для серийного.

С целью реализации предписаний Ростехнадзора по приведению систем управления котла ПТВМ 100 ст. №2 «В», в полное соответствие с требованиями ПБ 12-529-03 «Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления», была проведена модернизация устаревшего оборудования релейных систем управления котла на базе оборудования АСУ ТП и газовых блоков с применением современных датчиков и приборов типа «Сапфир», «Метран».

Как известно, котельный агрегат ПТВМ-100 имеет 16 горелок и довольно сложную схему розжига, хоть и в автоматическом варианте, но достаточно сложно реализуемом.

В рамках данного проекта не только осуществлена возможность безопасного дистанционного розжига котла, но и стало значительно проще его регулировать.

Положительными моментами можно так же считать заметную экономию топлива за счет автоматического регулирования соотношения газ-воздух по количеству кислорода в уходящих газах и сокращение так называемых «скрытых» потерь от несвоевременного обнаружения оператором отклонений от рабочих параметров.

Кроме того, появилась возможность архивации информации о действиях оператора и системы, в табличном и графическом виде и уменьшились размеры оборудования (рис. 7).

Главный недостаток установленной системы «АМАКС» в том, что она является ориентированной на задачи локальных АСУ ТП. Для расширения АСУ ТП в полномасштабную станционную версию возникает необходимость применять другие программно-технические комплексы с интеграцией в единую систему. Поэтому на котле КВГМ-100, ст. №4 «В» мы применили аналогичную систему на базе оборудования АСУ ТП и газовых блоков производства одного из ведущих российских разработчиков систем автоматизации, с применением современных датчиков и приборов производства Германии (рис. 8). Год работы котла доказал, что новая система является более удобной для организации эксплуатация котла. Появились такие возможности, как интеграции в корпоративную АСУ, резервирование по датчикам особо важных параметров, сервисное обслуживание. Произошло не только уменьшение размеров оборудования, но и вообще замена «физических» регулирующих приборов их математическими моделями в программном обеспечении, что привело к повышению надежности оборудования котла. В 2012 г. для повышения надежности работы электрооборудования на станции была проведена реконструкция щита постоянного тока с герметизированными свинцово-кислотными аккумуляторными батареями СК-16, установлены современный щит постоянного тока, разработки предприятия из г. Новосибирска, и необслуживаемая аккумуляторная батарея. Тем самым было обеспечено бесперебойное питание терминалов релейной защиты и автоматики, АСУ ТП в течение 30 минут при полном обесточивании собственных нужд переменного тока станции, обеспечена возможность автоматического нахождения мест короткого замыкания в цепях постоянного тока, а так же отпала необходимость в обслуживании старой батареи, освободилась занимаемая ею площадь, сократилась численность персонала (рис. 9).

Система водоподготовки ЯТЭЦ.

По водно-химическому режиму ЯТЭЦ необходимо отметить, что в конце 90-х годов прошлого века существовала серьезная проблема: приходилось завозить до 2,5 тыс. т. соли. В 1997 г. в систему ХВО внедрили ингибитор отложения минеральных солей (ИОМС), в результате чего потребление соли сократилось до 400-500 т. в год. К сожалению, применение ИОМС не позволяет исключить из схемы подготовки подпиточной воды Na-катионирование и на станции пришлось сохранить режим доумягчения воды, т. к., в первый год, когда мы работали без доумягчения, котлы буквально забились отложениями ИОМСа. В процессе эксплуатации наши специалисты нашли такое оптимальное соотношение режима ХВО, при котором в зависимости от температуры сетевой воды производится ее доумягчение по различным схемам. В 2013 г. было принято решение перейти на более современный ингибитор Эктоскейл с расчетом сократить потребление соли и снизить количество сбросов воды после регенерации фильтров (рис. 10).

Еще одна очень серьезная проблема водно-химического режима существовала по деаэрации.

В 2001 г., по проекту и с личным участием инженера-теплотехника Зимина Б.А., на станции был установлен один вакуумно-вихревой и два капельных деаэратора. Система удаления выпара работает с помощью эжектора. При этом необходимо отметить оригинально выполненную посадку охладителей выпара: весь выпар охлаждается в двух, последовательно соединенных теплообменниках, которые посажены на бак с помощью трубы Ду 500 (рис. 11).

Результат не замедлил сказаться: количество отказов (по поверхностям водогрейных котлов) снизилось от 100 единиц в год до нуля.

Реализация проектов реконструкции котельных.

На балансе ОАО АК «Якутскэнерго» имеются несколько котельных. Самая крупная из них, котельная 106 квартала, после ввода в эксплуатацию ЯГРЭС-2 будет законсервирована, поэтому ее модернизация пока не планируется. Другую котельную - «Тубсанаторий» - полностью реконструировали, заменив блочно-модульной котельной: установили итальянские котлы и перевели в автоматический режим. На третьей котельной, достаточно удаленной от контура магистральных сетей, проведена частичная реконструкция 2-х устаревших котлов КВГМ-3,48 «Смоленск», с установкой немецких горелок. Соответственно, снизились затраты на обслуживание котельных, сокращен персонал, увеличилась экономичность работы.

Модернизация и реконструкция тепловых сетей.

Что касается реконструкции тепловой сети, то на сегодняшний момент, несмотря на увеличение тепловой нагрузки, прирост протяженности трубопровода незначительный и наиболее актуален вопрос - состояние изоляционного слоя. Понятно, что применение предизолированных труб дает больший эффект, но в нашем случае речь идет о восстановлении изоляционного слоя существующих трубопроводов, конкретно - о замене минераловатной изоляции на ППУ-скорлупы. Опробовав различные варианты: как с верхним покрытием из фольги, так и из стеклопластика, мы пришли к выводу, что наиболее оптимальным является применение скорлуп без верхнего покрытия, с последующим покрытием металлом (стальными оцинкованными листами, которые приходят от поставщика в комплекте с ППУ-скорлупами). С 2003 г. нашим предприятием были приняты на баланс квартальные тепловые сети, включая ЦТП. В связи с неудовлетворительным техническим состоянием последних, была разработана программа по их реконструкции. К сожалению, источник ее финансирования отсутствует. Поэтому, на данном этапе приведена в порядок пока только половина ЦТП - 18 единиц полностью реконструировано, и еще 12 реконструированы частично - с заменой насосного оборудования и ВПУ что уже дало положительный экономический эффект - достигнуто уменьшение расходов сетевой воды на нужды ГВС и отопления на 500 м. куб./ч, снижен расход электроэнергии на производственные нужды на 5 кВтч/Гкал. С 2004 по 2013 гг. заменена изоляция на магистральных тепловых сетях протяженностью 45,63 км. и 8,30 км. квартальных сетей (рис. 12).

А так же уменьшились трудозатраты на обслуживание оборудования, ведь из 104 человек обслуживающего персонала остались только 10 операторов ЦТП. Внедрение новых технологий проходило не без проблем, т. к., Якутск является одним из немногих городов, в котором отсутствуют очистные сооружения на водозаборе и качество воды обеспечивается гиперхлорированием. К тому же, средняя за отопительный сезон, подпитка составляет 240-260 тонн. Это значительная величина для закрытой системы, но у нас большой объем частного сектора, и, кроме того, последнее время стало модно использовать сетевую воду не только на хозбытовые нужды, но и для обогрева канализации.

В этих условиях оказалось, что установленные на обновленных тепловых пунктах классические пластинчатые теплообменники с поверхностями из обыкновенной стали работают не больше года: пластины подвергаются такой значительной коррозии, что восстановлению не подлежат. С переходом на теплообменники с поверхностями, изготовленными с титановыми присадками, вопрос о продлении срока эксплуатации подогревателей был закрыт.

По сравнению с трубопроводами тепловых сетей ситуация с циркуляционными трубопроводами системы ГВС была более плачевна: на момент постановки квартальных сетей на баланс только 20% из них находились в рабочем состоянии. Сейчас мы подошли к уровню 70%, но, тем не менее, это серьезная проблема - как выше было отмечено, на тепловых пунктах вода для ГВС никоим образом не готовится. Поэтому, говоря о преимуществах закрытой системы нельзя сказать, что она идеальна, т. к., и здесь существуют проблемы, требующие нетривиальных решений.

Учитывая несоответствующее качество воды, вопреки всем требованиям и нормам, с 2005 г., мы начали применять неметаллические трубы (ППРС) с предизоляцией ППУ для прокладки квартальных сетей ГВС, т. к., срок службы стальных трубопроводов в таких условиях - не более четырех лет. Первоначально, мы попытались упаковать ее в предизоляцию только лишь для того, чтобы, учитывая свойства теплового расширения, получить возможность прокладки трубопроводов по существующим опорам, без установки дополнительных. Но, учитывая тот факт, что линейное удлинение полипропиленовых труб достаточно приличное, и в предизоляции это является серьезной проблемой, в последние годы мы прекратили использование предизолированных труб. Теперь мы прокладываем полипропиленовые трубы без изоляции параллельно одной из металлических труб, оставшихся после ремонта, монтируем дополнительные опоры достаточно часто и изолируем трубы ГВС заодно с этой трубой.

В прошлом году решили попробовать применить изоляцию на основе вспененного каучука.

Основная проблема жизнеспособности тепловых сетей в условиях Крайнего Севера в том, что мы должны обеспечить сохранность самой трубы в период низких температур: все-таки температура, равная минус 50С, держится неделю - две, а основная температура в зимнее время - минус 40-48С. По условиям эксплуатации, в конструкции изоляционного слоя, во-первых, требуется рубашка под основным минераловатным слоем, а во-вторых, существуют сложности с сохранностью верхнего покровного слоя. Конструкция изоляции на основе вспененного каучука на фольге является достаточно прочной, не требующей рубашки. В нашем случае, думаю, ее применение наиболее перспективно (рис. 13).

Система менеджмента качества.

Еще один проект, который мы осуществляем, не касается технических аспектов, а связан больше с человеческим фактором. Внедрение этого проекта является ответом на вопрос: «Ведется ли у нас подготовка персонала?». Конечно, каждый из нас готовит персонал, т. к., это реальность, без которой нельзя существовать! На сегодняшний момент мы являемся одной из первых энергосистем в составе бывшего ОАО РАО «ЕЭС России», внедрившей Интегрированную систему менеджмента (систему менеджмента качества - СМК), которая включает в себя 3 подсистемы на основе:

- ISO 9001: Менеджмент процессов (Организация должна идентифицировать процессы, необходимые для СМК как существенные для обеспечения соответствия продукции определенным требованиям...);

- ISO 14001: Менеджмент экологических аспектов (Организация должна идентифицировать и оценить экологические аспекты, которыми она может управлять.);

- OHSAS 18001: Менеджмент рисков (Организация должна идентифицировать опасности, оценить риски и внедрять необходимые меры управления рисками).

ОАО «Якутскэнерго» является сертифицированной организацией, которая неоднократно подтверждала свой статус. Стандарты обеспечивают согласованность процессов и структурируют действия подразделений, позволяя обеспечить стабильные взаимоотношения между ними, а так же обеспечивают достаточно высокий уровень экологическом и промышленной безопасности, профессиональную подготовку персонала.

Несмотря на то, что многим непонятно, зачем мы вообще двигаемся в этом направлении, ведь мы не имеем торговых отношений с зарубежными странами, мое личное мнение: система дисциплинирует. В заключение хочется отметить, что за период с 1997 г. на объектах системы централизованного тепловодоснабжения города Якутска внедрены более 15 проектов, реализация которых дала значительное улучшение технико-экономических показателей работы, повышение уровня надежности. Все проекты являются, безусловно, достаточно эффективными, позволившими достичь поставленных целей и получить конкретные результаты. Учитывая экстремальный характер природных условий Крайнего Севера, надежность работы системы тепловодоснабжения является определяющим фактором оценки качества жизнеобеспечения потребителей (рис. 14).

теплоснабжающий энергия электрический

Надеюсь, что будущее у ЯТЭЦ, несмотря на ее солидный возраст, есть - ведь она надежно обеспечивает город тепловой энергией.

Якутская ТЭЦ уверенно движется вперед по пути внедрения новых технологий, оснащения современным оборудованием и повышения уровня профессиональной подготовки кадров.

Размещено на Allbest.ru