Досвід впровадження турбогенераторної установки в опалювальній котельні
К.т.н. В.А. Шакіров, ФДБОУ ВПО «Братський державний університет»; А.М. Шакіров, інженер, м. Братськ
У промислових і опалювальних котельнях, де виробляється пара високих параметрів, а потім зниження його параметрів шляхом дроселювання в редукційних установках (РУ), існують значні резерви підвищення енергоефективності теплоджерел.
Дієвим енергозберігаючим заходом для котелень може бути заміна РУ редукуючими турбогенераторами (ТГ), що підвищує ефективність використання палива в котельні, дозволяє створювати автономне джерело електроенергії, завдяки чому підвищується надійність котельні, яка стає менш залежною від аварій у зовнішній системі електропостачання. Крім того, забезпечується вироблення електроенергії у місці її споживання, внаслідок чого виключаються витрати на транспортування та придбання електроенергії.
Одним з таких енергозберігаючих проектів є реконструкція котельні, що діє, 45-го кварталу міста Братська Іркутської області.
Спочатку котельня забезпечувала парою високих параметрів (1,4 МПа, 225 ОС) технологічні процеси заводу «Сибтепломаш». Для цього в котельні були встановлені три парові котли КЕ-50-14-225, що працюють на вугільному паливі. Також у котельні встановлено два водогрійні котли КВР-35-150 та водогрійний котел КВТС-30. Після закриття частини цехів пари високих параметрів стали направляти через РУ в загальний колектор з тиском 0,3-0,5 МПа для використання в деаераторах і підігрівниках пароводяних.
В даний час котельня забезпечує опалення та ГВП житлового району міста. У літню пору в роботі знаходяться тільки парові котли, і ГВП здійснюється від пароводяних підігрівачів. Витрата пари в опалювальний періодстановить до 40 т/год, у літній час - до 30 т/год. Для вирівнювання теплового навантаження встановлені чотири баки-акумулятори місткістю по 700 м 3 .
В результаті реконструкції котельні у 2012 р. була встановлена турбіна з протитиском, що дозволило здійснювати редукування пари та отримувати електроенергію (потужність - 500 кВт) у цілорічному режимі без істотних витрат палива. На рис. 1 представлений фрагмент принципової теплової схеми котельні.
Мал. 1. Фрагмент принципової теплової схеми котельні: 1 - котлоагрегат; 2 - редукуючий пристрій; 3 – дренаж; 4 – турбіна; 5 – генератор; 6 – підігрівач мережної води; 7 - пара на хімводоочищення; 8 – деаератор; 9 - паливоподача.
Виконано монтаж блокової турбогенераторної установки з протитиском типу Кубань-0,5 (ТГ-0,5/0,4 Р12/4,5) (рис. 2). Вона призначена для вироблення електроенергії та розрахована на тривалий час експлуатації паралельно з енергосистемою, тривалу автономну роботу та паралельну роботу з однотипними генераторами на локальну мережу, а також для забезпечення парою технологічних потреб. Основні технічні параметри ТГ та їх допустимі зміни наведені у таблиці. Турбіна Кубань-0,5 укомплектована синхронним генератором типу СГ-500-4УЗ із безщітковою системою збудження.
Мал. 2. Турбогенераторна установка з протитиском типу Кубань-0,5 у котельні 45-го кварталу м. Братська Іркутської області.
Таблиця. Параметри роботи турбогенераторної установки ТГ-0,5/0,4 Р12/4,5.
В умовах діючої котельні вибір місця встановлення турбогенератора становить певну труднощі в будівлі, заповненій обладнанням. Необхідно було мінімізувати довжину свіжого паропроводів іпари, комунікацій водопроводу, дренажу та каналізації, встановити електротехнічні пристрої та пункт управління, спорудити фундамент.
Вибір місця здійснювала спеціальна комісія за участю представника проектної організації. Було вирішено встановити турбогенератор замість раніше демонтованого котла КВТС-30 № 4. Таке рішення визначили близькість до паропроводів, головного щита управління котельні та відносну простоту транспортування турбіни до місця монтажу. Транспортувати турбогенератор по будівлі котельні було практично неможливо, тому через розібране скління фасаду котельні перенесли за допомогою крана на позначку 4,8 м і потім по укладених двотаврових балках встановили на фундамент.
Фундаменти котлоагрегату № 4 являли собою десять залізобетонних колон перерізом 200x200 мм, що спираються на палі, а у верхній частині об'єднаних зольником (бункером). За висновками проектної організації, підтвердженої експертами, фундаменти не відповідали вимогам міцності щодо динамічних навантажень. Крім того, на бункер тривалий час виявлялися температурні та хімічно агресивні дії, внаслідок чого він втратив міцність. Тому в проекті передбачили встановлення турбіни на новій залізобетонній плиті, що спирається на три поперечні пілони. Недоліком цього рішення стало те, що у котельному цеху існує певна запиленість. Запланований переведення котельні на спалювання природного газу має усунути цей недолік.
Мал. 3. Теплова схема турбогенератора ТГ-0,5/0,4Р12/4,5:
1 - стопорний клапан; 2 - паророзподіл; 3 - турбіна; 4 - ежектор системи відсмоктування; 5 - ротор генератора; 6 - редуктор; 7 - маслоохолоджувач; 8 - пристрій для редукції.
На рис. 3 наведено теплову схему турбогенератора. Свіжа пара тиском 1,3 МПа і температурою вище 191 О З надходить у турбіну 3 через стопорний клапан швидкозапірного клапана 1 і паророзподіл 2, що забезпечують пуск та зупинку турбогенератора при заданих параметрах. Проходячи через проточну частину турбіни, пара обертає її ротор і ротор генератора 5, пов'язаний з ним через редуктор 6 за допомогою зубчастих муфт.
Для підтримки постійного тиску пари за турбогенератором у схемі передбачений автоматичний регулюючий клапан, який при зміні електричного навантаження або зупинки ТГ перепускає частину пари в обхід турбіни через РУ. Відпрацьована пара тиском 0,25 - 0,3 МПа з турбіни надходить на виробничі потреби. Для захисту вихлопної частини турбіни від перевищення тиску служить запобіжний клапан, налаштований початкове відкриття при P=0,65 МПа.
Система змащування підшипників турбіни та редуктора, зубчастого колеса редуктора в номінальному режимі забезпечується олією від насоса-регулятора, а в режимах пуску та зупинки - від пускового масляного насоса. Для постачання олією редуктора та підшипників турбіни на час вибігу ротора при аварійному зупиненні ТГ встановлений аварійний маслобак місткістю 0,2 м 3 . При зупинці ТГ та відмові пускового масляного насоса масло самопливом (за рахунок розташування аварійного маслобака на висоті більше 2 м щодо осі ТГ) надходить на мастило підшипників. Час випорожнення аварійного маслобака становить близько 10 хв, тобто. за цей проміжок необхідно зупинити обертання ротора, відключивши генератор від мережі та припинивши доступ пари в корпус турбіни.
Відсмоктування пароповітряної суміші з ущільнення турбіни, стопорного клапана і паророзподілу турбіни здійснюється ежектором системи відсмоктування,охолоджувачах якого пара повністю конденсується, а повітря видаляється у приміщення. Робоча пара на ежектор надходить із лінії свіжої пари через запірний вентиль.
Дренажі від паропроводу свіжої пари та продування стопорного клапана направляються в систему дренажів та продувок паросилової установки. Для охолодження олії використовується технічна вода. Маслоохолоджувач та охолоджувачі ежектора підключені по охолодній воді паралельно. Злив її виведено в канал гідрозоловидалення.
Підключення генератора було здійснено до шин 0,4 кВ ТП-61 10/0,4 кВ потреб, т.к. раніше до комірки 0,4 кВ підключалося навантаження котлоагрегату № 4, на той час демонтованого. Технічні умови електромережевої компанії передбачали відключення відповідних вводів 10 кВ на центральному розподільчому пункті котельні при зникненні напруги на фідерах живлення і зміні напрямку потужності. З урахуванням викладеного було прийнято систему паралельної роботи генератора з енергосистемою без видачі потужності в мережу. Проектом передбачені та змонтовані, перевірені та випробувані в необхідному обсязі обладнання, пристрої захисту та автоматики, контрольно-вимірювальні прилади та сигналізація (рис. 4), проводи та кабелі, засоби захисту, у тому числі лічильники активної та реактивної енергії, що передається. До трансформаторів напруги, трансформаторів струму вступних осередків 10 кВ підключені реле напряму потужності. До трансформаторів струму осередку генератора підключили захист: струмовий відсікання, максимальний струмовий захист, захист від перевантаження.
Мал. 4. Змонтована додатково система контролю параметрів та управління роботою турбогенераторної установки.
Схема управління генератором передбачає можливість ручного регулювання потужності таавтоматичної підтримки роботи генератора в заданих межах перетікання потужності від шин живильної котельні підстанції «Заводська» у бік розподільчого пристрою 10 кВ котельні.
До введення в експлуатацію турбогенератора, що працює паралельно з мережею електромережевої компанії, було розроблено та узгоджено режими малої електростанції. Кількість електроенергії, що виробляється в літній час, достатньо для автономної роботи котельні. Проте ізольована робота турбогенератора може розглядатися лише аварійному режимі, т.к. зміна протитиску пари на виході з турбіни призводить до зниження якості електроенергії, що виробляється генератором.
Перед запуском турбогенератора було проведено налагоджувальні випробування, передбачені правилами технічної експлуатації. При запуску турбіни в автономному режимі виявилися коливання напруги, частоти та навантаження генератора залежно від зміни протитиску. Але при паралельній роботі з енергосистемою забезпечується підтримка постійної напруги та частоти в електромережі. На рис. 5 представлені графіки залежності електричної потужності турбогенератора від витрати та параметрів пари.
Мал. 5. Графіки залежності електричної потужності турбогенераторної установки від витрати пари при тиску P0=1,4 МПа(а) та 1,3 МПа(б).
Для виходу турбогенератора на номінальну потужність було знижено тиск у колекторі до 0,25 МПа. При подальшому зниженні погіршувалися показники якості поживної та підживлювальної води за вмістом кисню внаслідок погіршення роботи деаераторів. Тим не менш, при витраті пари 16 т/год та протитиску 0,25-0,3 МПа ТГ видавав проектні 450 500 кВт електричної потужності. Витрата пари через пристрої, що редукують, відповідно знижувався.
На закінчення слід зазначити, що при встановленні турбогенератора в будівлі котельні, що діє, необхідно особливо ретельно підходити до вибору для нього місця. Слід враховувати існуючий тиск в колекторі за пристроями, що редукують, і можливість його зниження при забезпеченні оптимальної роботи турбогенератора. Реконструкція зумовлює підвищення вимог до кваліфікації персоналу котельні, що позитивно впливає на продуктивність праці. З'являється додаткова можливість регулювання процесу виробництва теплової та електричної енергії.
З моменту введення в експлуатацію турбогенераторної установки з протитиском типу Кубань-0,5 (ТГ-0,5/0,4 Р13/4,5) по сьогодні серйозних відмов у роботі систем не спостерігалося, проте з деякими проблемами персоналу котельні все- таки довелося зіткнутися.
Першою серйозною перешкодою стала відсутність у комплекті постачання турбіни шаф керування, генераторного введення, збудження. Фахівцями компанії була залучена до роботи організація із Санкт-Петербурга, яка здійснює виробництво подібної електротехнічної продукції. Турбогенератор був укомплектований сучасними шафами генераторного вводу (ШГВ), збудливого пристрою (ШВУ) з AVR, також була зроблена доукомплектація установки системами КВП.
Важливою стала проблема підготовки персоналу для експлуатації та обслуговування ТГ. Навчальні центри міста не готують кадри за фахом машиністів турбін. Вирішили провести навчання персоналу власними силами. Фахівцями підприємства, які мають багатий досвід експлуатації турбін Калузького заводу, було складено та погоджено з наглядовими органами програму навчання професії машиністів турбіни. Були виготовлені навчальні посібники у вигляді кольоровихплакатів збільшеного розміру, надрукованих у друкарні. Навчання та атестацію пройшли старші машиністи та начальники змін котельні, якими здійснювався пуск турбогенератора після монтажу.
Після кількох місяців роботи виникли неприпустимі шуми у підшипниках кочення генератора. Підшипники довелося замінити. Цей дефект легко пояснити, якщо врахувати, що агрегат з 1995 до 2012 р. знаходився на консервації просто неба, а потім транспортувався на вантажному автотранспорті на відстань близько 7000 км.
У неопалювальний період, через відсутність парового навантаження на потреби деаерації, агрегат можна завантажити всього на 50% номінальної потужності, але це пов'язано швидше з особливостями технологічного процесу, ніж безпосередньо з роботою ТГ.
В іншому зауважень щодо роботи турбогенератора немає. Штатні захисту працюють бездоганно.
За 2013 р. було вироблено близько 2500 тис. кВтг електроенергії. Досягнуто позитивного економічного ефекту, з урахуванням коштів, залучених для реалізації проекту та умов роботи обладнання, термін окупності складе 4 роки.
Враховуючи позитивний досвід впровадження, розглядається можливість встановлення другого турбогенератора, який зможе забезпечувати покриття ще мінімум 20% власних потреб електроенергії в опалювальний період.
Головний інженер ТОВ «Братська електрична компанія» А.А. Рибніков