Эксплуатационные показатели газопоршневых теплоэлектроцентралей ОАО "Башкирэнерго"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Эксплуатационные показатели газопоршневых ТЭЦ ОАО «Башкирэнерго»

Журнал «Новости теплоснабжения» № 11, 2005, www.ntsn.ru

К.т.н. Р.М. Фаткуллин, начальник производственно-технического отдела ОАО «Башкирэнерго», г. Уфа

В публикациях [1, 2] было представлено описание двух газопоршневых (ГП) мини-ТЭЦ «Красноусольск» и «Янгантау» на основе импортных агрегатов «Йенбахер» (Австрия) и «Вяртсиля» (Финляндия-Дания), изложены результаты первого года их эксплуатации в ОАО «Башкирэнерго». Публикации вызвали живой интерес специалистов и представителей малого бизнеса со всей России, запросы о состоянии и особенностях эксплуатации ГП ТЭЦ продолжают поступать в течение последних двух лет. Это и предопределило цель настоящей статьи - дать обобщенную информацию об основных технико-экономических показателях ГП ТЭЦ за три с половиной года их эксплуатации. Динамика «сухих» цифр лучше слов демонстрирует специалистам состояние дел в этом специфическом секторе малой энергетики.

После выхода публикаций [1, 2] в ОАО «Башкирэнерго» были введены в эксплуатацию еще три ГП ТЭЦ. В рамках программы оснащения санаторно-курортных учреждений Республики Башкортостан автономными источниками энергоснабжения, в декабре 2003 г. в санатории «Юматово», расположенном вблизи г. Уфа, была пущена мини-ТЭЦ с одним агрегатом «Йенбахер» (J320GS-N.LC), аналогичным уже используемым двум на мини-ТЭЦ «Красноусольск». Для нового развивающегося курорта «Ассы», расположенного в горном Белорецком районе Башкортостана, тендер на поставку аналогичного по характеристикам оборудования выиграла, благодаря гибкой ценовой политике, фирма «Катерпиллер». Ввод в эксплуатацию ГП мини-ТЭЦ «Ассы» с двумя агрегатами CAT G3516 электрической мощностью по 1,03 МВт произведен в начале 2004 г.

В марте 2004 г. начата эксплуатация ГП электростанции средней мощности - Зауральской ТЭЦ в г. Сибае, электрической мощностью 27,4 МВт, состоящей из 10 агрегатов «Йенбахер» (JMS620GS-G.LC). Необходимость строительства этой ТЭЦ была обусловлена дефицитом электрической мощности в Башкирском Зауралье, запитываемом от соседних областей (Челябинской и Оренбургской). Выбор ГП технологии для Зауральской ТЭЦ был выполнен на конкурсной основе в конкуренции с альтернативными газотурбинными установками. На сегодняшний день - это самая крупная ГП ТЭЦ на постсоветском пространстве, уникальный для российской энергетики объект, требующий отдельного описания. В рамках настоящей статьи представлены лишь основные ее показатели за 1,5 года эксплуатации, сопоставимые с показателями аналогичной ГП техники на мини-ТЭЦ.

Схемы включения новых ГП ТЭЦ к существующим сетям аналогичны первой мини-ТЭЦ «Красноусольск» [1]. Тепловая мощность подбиралась исходя из возможности круглогодичного обеспечения нагрузки ГВС курортов и г. Сибай с учетом ее суточного колебания, а в отопительный период - с возможностью выдачи тепла в контур отопления параллельно существующим котельным. На мини-ТЭЦ «Юматово» и «Ассы» использовались ГП агрегаты в контейнерной компоновке, аналогично первым мини-ТЭЦ «Красноусольск» и «Янгантау»; оборудование для Зауральской ТЭЦ было приобретено в модульной компоновке и установлено в отдельно-стоящем здании.

Внешний вид новых ГП ТЭЦ ОАО «Башкирэнерго» представлен на рис. 1-3. Краткая характеристика всех ГП ТЭЦ ОАО «Башкирэнерго» представлена в табл. 1.

За последних 3 года установленная электрическая мощность ГП ТЭЦ возросла с 3,818 до 34,251 МВт, количество ГП агрегатов - с 4-х до 17-ти. Основные технико-экономические показатели работы ГП ТЭЦ за 2002-2004 гг. и 1 -е полугодие 2005 г. представлены в табл. 2. В табл. 2 выработка электроэнергии и отпуск тепла представлены только для мини-ТЭЦ, т.к. эти показатели для Зауральской ТЭЦ несоизмеримы по величине; за 2005 г. показан прогноз на основании данных за 1 -е полугодие. Сравнение показателей по ГП ТЭЦ с аналогичными по группе 10-ти паротурбинных ТЭЦ ОАО «Башкирэнерго» представлено в табл. 3.

Выработка электроэнергии на ГП мини-ТЭЦ характеризуется устойчивой положительной динамикой (табл. 2). За 3 года эксплуатации выработка электроэнергии увеличилась с 12,3 до 44,4 млн кВт*ч в год (в 3,6 раза). Причем рост связан не только с увеличением количества агрегатов, но и с увеличением коэффициента использования установленной электрической мощностиkэи (табл. 2). Ежегодные приросты выработки электроэнергии на второй и последующие годы эксплуатации составили: на мини-ТЭЦ «Красноусольск» - 14,5%, 54% и 16%; на мини-ТЭЦ «Янгантау» - 21%, 68% и 13%.

Наибольший прирост выработки электроэнергии относительно предыдущего года отмечается на мини-ТЭЦ «Ассы» - на 94%. Основной объем выработки электроэнергии на мини-ТЭЦ дает «Красноусольск» с агрегатами «Йенбахер». На втором месте - мини-ТЭЦ «Янгантау» с агрегатами «Вяртсиля», однако в 2005 г. по итогам первого полугодия на 2-ю позицию выходит мини-ТЭЦ «Ассы» с агрегатами «Катерпиллар».

На Зауральской ТЭЦ уже в первый год эксплуатации было выработано 172,3 млн кВт*ч электроэнергии, в 2005 г. ожидается прирост выработки еще на 12%. После ввода Зауральской ТЭЦ доля электроэнергии, вырабатываемой на ГП агрегатах, относительно общей выработки на 10-ти паротурбинных ТЭЦ энергосистемы, возросла с 0,12% до 1,9% (табл. 3).

Рост отпуска тепла от мини-ТЭЦ был менее значителен - с 7,9 до 21,2 тыс. Гкал в год (в 2,7 раза) - и связан, в основном, с успешным наращиванием отпуска тепла на мини-ТЭЦ «Красноусольск» с темпами, в период 2003-2005 гг.: 38%, 60% и 20%.

Это стало возможным благодаря проведенной одновременно с вводом мини-ТЭЦ полной реконструкции и автоматизации существующей котельной, позволившей реализовать на данном объекте оптимальные энергосберегающие режимы совместной работы двух теплоисточников. За 3 года эксплуатации отпуск тепла на мини-ТЭЦ «Красноусольск» возрос с 4,2 до 11,2 тыс. Гкал/год.

Особенностью выдачи тепла на мини-ТЭЦ «Янгантау» является ее работа только на нагрузку ГВС санатория и поселка [1]. В начальный период эксплуатации, при имевших место остановах оборудования в межотопительный период, во взаимоотношениях между мини-ТЭЦ и котельной возникали «трения», связанные с необходимостью быстрой растопки резервного котла в котельной. В результате этого, на второй год эксплуатации в 2003 г. отпуск тепла от мини-ТЭЦ был даже снижен (на 24%). Однако в последующем, с увеличением надежности работы ГП агрегатов «Вяртсиля», отпуск тепла был увеличен с 2,8 до 4,1 тыс. Гкал/год с темпами роста 46% в 2004 г. и 5% в 2005 г. В дальнейшем существенный рост отпуска тепла на мини-ТЭЦ «Янгантау» не ожидается в связи со стабилизацией потребления тепла на ГВС в санатории и поселке.

На мини-ТЭЦ «Юматово» в первый год эксплуатации отпуск тепла составил 3,0 тыс. Гкал. Дальнейший рост отпуска тепла сдерживается имеющимися проблемами, связанными с повышенным ростом отложений по внешнему контуру пластинчатого теплообменника при работе на ГВС (вследствие высокой минерализации исходной питьевой воды) и, главным образом, с отсутствием необходимого взаимодействия с работой существующей котельной санатория. Опыт мини-ТЭЦ «Красноусольск» позволяет оценить потенциал возможного увеличения отпуска тепла на этом объекте почти вдвое. На мини-ТЭЦ «Ассы» проблема взаимодействия со вторым теплоисточником отсутствует, т.к. ГП агрегаты составляют вместе с газовой котельной и электрокотельной единый энергоузел с многократным резервированием. В настоящее время мини-ТЭЦ полностью покрывает потребности санатория в тепле, но его отпуск пока небольшой - 2,4-2,9 тыс. Гкал/год, что составляет 15-20% от возможного (в межотопительный период 6-7%). По мере развития курорта отпуск тепла на этом объекте, безусловно, будет расти.

На Зауральской ТЭЦ в первый год эксплуатации отпуск тепла составил 82 тыс. Гкал, однако первые 3 месяца до окончания отопительного сезона станция проработала без отпуска тепла, со сбросом его в окружающую среду в радиаторах-охладителях. В 2005 г. прирост отпуска тепла от Зауральской ТЭЦ ожидается почти вдвое. По сравнению с паротурбинными ТЭЦ, доля ГП агрегатов в объеме общего отпуска тепла остается небольшой: 0,03% от 4-х мини-ТЭЦ и 0,7% - вместе с Зауральской ТЭЦ (табл. 3).

Важной характеристикой надежности работы новой техники является коэффициент использования установленной электрической мощности . На первых ГП мини-ТЭЦ после года эксплуатации отмечалось некоторое снижение : в «Красноусольске» - с 54% до 51%, в «Янгантау» - с 47% до 35%. Это было связано с длительными простоями при замене отдельных узлов (в основном, головок блоков цилиндров из-за повреждений клапанов) на газовых двигателях обоих типов. В последующем, с освоением эксплуатации ГП агрегатов и организацией своевременного диагностирования состояния клапанов, коэффициент использования установленной электрической мощности неуклонно возрастал. За 1-е полугодие 2005 г. наибольшее значение было на мини-ТЭЦ «Красноусольск» - 91%. Далее в порядке убывания: Зауральская ТЭЦ - 81%, «Ассы» - 69%, «Янгантау» - 66% и «Юматово» - 65%. Это намного выше аналогичного показателя для паротурбинных ТЭЦ ОАО «Башкирэнерго», равного в последние годы 44,5-46,9%. Обращает на себя внимание тот факт, что по мере приобретения опыта эксплуатации на новых ГП ТЭЦ первый год работы последовательно увеличивался: «Юматово» -68%, «Ассы» - 70%, Зауральская ТЭЦ - 72%.

Коэффициент использования установленной тепловой мощности kи зависит не столько от надежности оборудования, сколько от объема потребления тепла и взаимодействия с конкурирующими теплоисточниками, работающими на одну тепловую сеть. Последовательное улучшение достигнуто только на мини-ТЭЦ «Красноусольск» (от 26% в 2003 г. до 57% в 2005 г.) и Зауральской ТЭЦ (от42% в 2004 г. до 86% в 2005 г.).

На остальных ГП мини-ТЭЦ этот показатель, в силу причин описанных выше, был ниже среднего значения для паротурбинных ТЭЦ. Так, в 1-м полугодии 2005 г. при среднем значении к" для 10-ти паротурбинных ТЭЦ 31,7%, на мини-ТЭЦ они составляли: «Юматово» - 28%, «Янгантау» -23% и «Ассы» - 14%.

Недостаточное использование тепловой мощности на ряде мини-ТЭЦ влияет на их показатели топливоиспользования (табл. 2). Стабильное снижение удельных расходов топлива на отпуск электроэнергии отмечается на ми- ни-ТЭЦ «Красноусольск» - с 230,5 до 203.4 г/кВт*ч. На Зауральской ТЭЦ в первый год эксплуатации составлял 234,9 г/кВт*ч, а в 1 -м полугодии 2005 г. с увеличением отпуска тепла снизились до рекордного (пока!) значения 186.5 г/кВкВт*ч. На ГП агрегатах мини-ТЭЦ «Ян-гантау» в 1-й год эксплуатацииbээ были даже ниже, чем в «Красноусольске» - 223,8 г/кВт*ч. Однако затем, с появлением трудностей в отпуске тепла, удельные расходы топлива возросли до 286,8 г/кВт*ч. На мини-ТЭЦ «Юматово» bээ имеют тенденцию к снижению: с 309,5 до 283,3 г/кВт*ч. На мини-ТЭЦ «Ассы» наибольшие по группе ГП ТЭЦ значениясвязаны с незначительным отпуском тепла и принятием решения об эксплуатации этой мини-ТЭЦ с максимальной электрической нагрузкой со сбросом тепла в радиаторах-охладителях, для

обеспечения наименьшего срока окупаемости проекта.

Удельные расходы топлива на отпуск электроэнергии на ГП ТЭЦ намного ниже средних по группе паротурбинных ТЭЦ ОАО «Башкирэнерго» (табл. 3). В среднем для ГП ТЭЦ составляла в 2002-2004 гг. 228-238 г/кВт*ч, а по паротурбинным ТЭЦ - 334-336 г/кВт*ч. В 2005 г. снижение по ГП ТЭЦ до 200,8 г/кВт*ч связано с влиянием более мощной и эффективной Зауральской ТЭЦ.

Специалистам-энергетикам, несомненно, понятна вся условность сравнения удельных расходов топлива для паротурбинных и ГП ТЭЦ. В первом случае, для расчета удельных расходов топлива используется нормативная методика [3], так называемая «компромиссная» методика, распределяющая эффект от экономии топлива при комбинированном производстве между электроэнергией и теплом в зависимости от «ценности» тепла в отборах паровых турбин. Очевидно, что эта методика неприменима для ГП и газотурбинных ТЭЦ, где разделение топлива произведено по «физическому» методу, с отнесением эффекта от экономии топлива на один вид продукции - электроэнергию. Привести паротурбинные и ГП ТЭЦ к сопоставимым условиям можно искусственно, приняв для ГП ТЭЦ удельные расходы топлива на отпуск тепла такими же, как для паротурбинных ТЭЦ, и затем рассчитать удельные расходы топлива на отпуск электроэнергии по остаточному принципу. По результатам такого расчета за 1-е полугодие 2005 г. приведенные к сопоставимым условиям составляет не 200,8 г/кВт*ч, а 207,2 г/кВт*ч. Это также намного ниже среднего по паротурбинным ТЭЦ значения 322,8 г/кВт*ч. По величине сэкономленного топлива это соответствует значению около 27,4тыс. ту.т. в год. По результатам работы в 2005 г. эксплуатация ГП ТЭЦ дает эффект по снижению удельных расходов топлива на отпуск электроэнергии на ТЭЦ энергосистемы - на 2,5 г/кВт*ч, по ОАО «Башкирэнер-го» в целом (с Кармановской ГРЭС) - на 1,3 г/кВт ч.

Значительное различие удельных расходов топлива на отпуск электроэнергии на ГП ТЭЦ с приблизительно одинаковыми по эффективности характеристиками оборудования объясняется, в основном, различной степенью «когенерации» или доли комбинированной выработки электроэнергии. Этот показатель, аналогичный «степени теплофикации» по методике [3], может быть рассчитан для ГП ТЭЦ следующим образом:

тепловой электроэнергия выработка отпуск

где Q - отпуск тепла от ГП ТЭЦ, Гкал; Э - выработка электроэнергии, кВт*ч; эт - удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении без использования радиаторов-охладителей, для агрегатов мощностью около 1 МВт она равна 860-870 кВт*ч/Гкал и слабо зависит от электрической мощности в рабочем диапазоне нагрузок.

Значения доли комбинированной выработки электроэнергии на ГП ТЭЦ представлены в табл. 2 и они хорошо коррелируют с удельными расходами топлива на отпуск электроэнергии (рис. 4). Для мини-ТЭЦ увеличение доли комбинированной выработки электроэнергии приводит к снижению в среднем на 2 г/кВт*ч. Для Зауральской ТЭЦ зависимость несколько ниже - 1,5 г/кВт*ч на 1% доли комбинированной выработки, что связано с более высоким значением эт для агрегатов Зауральской ТЭЦ. Рис. 4 наглядно демонстрирует насколько сильно эффект энергосбережения зависит от правильного выбора тепловой мощности ГП ТЭЦ, соответствующей фактическому потреблению тепла и от режима ее эксплуатации, обеспечивающего максимальную степень когенерации.

При обсуждении Концепции технической политики в электроэнергетике было отмечено, что малую энергетику не следует рассматривать лишь как средство энергообеспечения изолированных отдаленных районов [4]. Происходящие изменения в технической политике и либерализация энергетического рынка создают предпосылки для развития малой энергетики и в рамках централизованного энергоснабжения. Достаточно успешный опыт эксплуатации ГП ТЭЦ в ОАО «Башкирэнерго» подтверждает возможность и перспективность развития данного направления в энергетике. Дальнейшему продвижению подобной техники будет способствовать принятие Государственной Думой РФ проекта Федерального Закона «О государственной поддержке автономной (малой) энергетики», обсуждаемого в настоящее время специалистами, направленного на стимулирование использования автономной (распределенной) энергетики в целях долговременного надежного энергообеспечения России.

Литература

1. Салихов А.А., Фаткуллин Р.М., Абдрахманов Р.Р., Щаулов В.Ю. Развитие мини-ТЭЦ с применением газопоршневых двигателей в Республике Башкортостан // Новости теплоснабжения. 2003. № 11. С. 24-30.

2. Салихов А.А., Фаткуллин Р.М., Абдрахманов Р.Р., Щаулов В.Ю. Об опыте эксплуатации газопоршневых мини-ТЭЦ в ОАО «Башкирэнерго» //Электрические станции. 2003. № 11. С. 6-15.

3. РД 34.08.552-95. Методические указания по составлению отчета электростанции и акционерного общества энергетики и электрификации о тепловой экономичности оборудования. М: СПО ОРГРЭС, 1995. 124 с.

4. Разработка Концепции технической политики в электроэнергетике // Энергетик. 2005. № 7. С. 6-9.

Размещено на Allbest.ru