Малая энергетика проектируется по-взрослому

Источник: В.И. Нишневич, А.Э. Вилинский, ОАО «УРАЛВНИПИЭНЕРГОПРОМ»

(публикуется в сокращении)

Проблемы малой энергетики

В условиях реструктуризации РАО «ЕЭС России», завершение которой становится объективной реальностью ближайших двух лет, очень остро стоит вопрос о создании автономных источников комбинированного энергоснабжения промышленных предприятий, металлургической, нефтегазовой, машиностроительной и других отраслей. Прекращение государственного финансирования крупных энергоисточников, высокие тарифы региональных и федеральных монополистов по производству тепловой и электрической энергии, неуклонное и неизбежное повышение цен на энергоносители (газ, мазут) вынуждают предприятия самых разных отраслей промышленности всерьез рассматривать целесообразность и возможность сооружения собственных ТЭС.

Именно такие ТЭС как нельзя лучше подходят под понятие «малая» и «средняя» энергетика, к настоящему времени уже прочно укрепившееся как в среде специалистов-энергетиков, так и у потребителя.

Необходимо понимать, что определения «малая» и «средняя» энергетика достаточно условны и охватывают источники генерации от десятков киловатт до 100 МВт по мощности. Как правило, такие энергоисточники строятся на базе энергосберегающих схем производства энергии с использованием газовых турбин либо газопоршневых установок. Этому способствует накопленный мировой опыт.

Сейчас уже не вызывает сомнений, что это направление является перспективным и эффективным, так как позволяет создать источники энергии с более низкой, чем предлагается монополистами и посредниками, стоимостью энергопродукта. В газообеспеченных регионах (Центр, Урал, Поволжье) себестоимость 1 кВт·ч при эффективной схеме производства не превысит полутора центов! Использование «своей» дешевой (по себестоимости) электроэнергии для собственного производства позволит получить более дешевый конечный продукт и в короткий срок (до трех-четырех лет) окупить затраты на создание собственного энергоисточника.

При этом следует заметить, что используемое зачастую определение этого энергоисточника как «автономный» не является вполне корректным, так как для надежного электро- и теплоснабжения необходима схема резервирования «своего» энергоисточника от региональных электрических сетей и систем централизованного теплоснабжения. Причем если резервирование электроснабжения всегда является мероприятием разумным и оправданным (если, конечно, существует техническая возможность), то резервирование теплообеспечения требует подтверждения экономической целесообразностью.

В подавляющем большинстве случаев потребитель ставит себе задачу сократить расходы своего основного, профильного бизнеса, снизить долю затрат на электро- и теплоэнергию в себестоимости своего основного продукта. В этом случае более точным будет термин «электростанция собственных нужд» (ЭСН). Выход на рынок электроэнергии в качестве поставщика планируется лишь в исключительных случаях.

Именно ориентация ЭСН на покрытие собственных нагрузок делает очень серьезной задачу выбора технологии производства тепла и электроэнергии и подбор основного оборудования под эту технологию. Индивидуальность условий каждой площадки, индивидуальность характера электрических и тепловых нагрузок, а также их соотношение делают практически невозможным применение некой универсальной типовой установки - это могут быть новые ТЭС с паросиловыми, парогазовыми, газотурбинными технологиями на разных видах топлива, газопоршневые либо двухтопливные ДВС, возможна надстройка существующих котельных электрогенерирующим оборудованием, а также любые комбинации перечисленных технологий.

Принципиальный вопрос: быть или не быть энергоисточнику на предприятии - не должен решаться волевым порядком. Ни один грамотный руководитель (хозяин, инвестор) не позволит себе принимать столь затратные решения, опираясь лишь на мнение собственных энергетических служб (пусть даже достаточно опытных и грамотных - в своей области) и руководствуясь рекламными материалами фирм-поставщиков.

Да, действительно, оборудование для малой энергетики, предлагаемое сейчас на рынке, имеет достойный технический уровень. Действительно, посещения уже действующих объектов дают много полезной информации. Но, к сожалению, решения, принимаемые на основании только этих (нужных!) мероприятий, приводят зачастую к результатам, не отвечающим ожиданиям в полной мере, а то и к результатам плачевным. Создание собственного энергоисточника не может предприниматься на основании общих соображений «сейчас такая тенденция» или «это перспективно».

Имея результат работы проектировщиков, содержащий, во-первых, технические решения по всем технологическим разделам, во-вторых, оценку экологических аспектов, в-третьих, сводный сметный расчет, и на этой основе — расчет технико-экономических показателей и бизнес-план будущего объекта, заказчик может принять решение в пользу того или иного варианта. А возможно, увидев предстоящие затраты и оценив свои возможности, и вовсе отказаться от реализации проекта — даже в этом случае выгода очевидна. Малая энергетика не означает малые затраты!

И рабочее проектирование объектов малой энергетики имеет свои особенности и сложности, вовсе неочевидные с точки зрения энергетики «большой».

Среди ископаемых топлив, которые используются для производства электроэнергии, в существующем топливном балансе более 60% составляет газ, а для малой энергетики в качестве основного топлива газ практически безальтернативен. Конечно, существуют особые случаи, например, избыток коксового газа на коксохимическом производстве, но и решения по его использованию в этом случае будут индивидуальными.

Многие годы сжигание газа на ТЭЦ и котельных производилось традиционным способом, в настоящее же время никто не решает эту задачу без применения прогрессивных технологий, для которых характерна высокая тепловая эффективность, маневренность, хорошие экологические характеристики. Предлагаемое сегодня оборудование — газопоршневые машины и газовые турбины — отличается, кроме того, высокой надежностью.

Далее речь пойдет в основном о газотурбинных и парогазовых установках, так как, по мнению авторов, при мощности ЭСН более 8–10 МВт целесообразно устанавливать газотурбинное оборудование.

Решения в области малой энергетики

В зависимости от приоритетной задачи сооружения ЭСН — получение электроэнергии или тепла — предлагается конкретная схема. Если приоритетной задачей ставится получение электроэнергии, предлагается утилизационная схема: газовая турбина — котел-утилизатор (паровой или водогрейный), в зависимости от вида тепловой нагрузки, от необходимости (или возможности) установки паровой турбины. Если тепловые нагрузки существенно превосходят потребность в электроэнергии, рекомендуется сбросная схема — сброс газов ГТУ в паровые или водогрейные котлы традиционной компоновки. Зачастую предусматривается возможность работы этих котлов в автономном режиме (без ГТУ).

ЭСН сооружается (реконструируется) чаще всего на существующем объекте, в условиях действующего производства, и условия площадки существенно влияют на компоновку оборудования. Котел-утилизатор может иметь вертикальную компоновку и располагаться над ГТУ — если площадка под корпус ограничена; может быть выбрана горизонтальная компоновка в условиях, скажем, существующего корпуса, ограниченного по высоте. Эти решения зависят от компоновки самой ГТУ — с отводом выхлопа вверх в средней части агрегата (в основном для ГТУ небольшой мощности) либо осевым отводом. Кроме, того, могут накладываться иные факторы — например, необходимость использовать существующую дымовую трубу и прочее.

Следующая проблема — выбор основного тепломеханического оборудования. Газотурбинное оборудование представлено на российском рынке широчайшим спектром ГТУ иностранного производства и уже составляющими им конкуренцию отечественными агрегатами. Все агрегаты в каждой из мощностных линеек имеют различные технические характеристики и особенности компоновки, различаются стоимостью, комплектацией, ресурсом, уровнем сервисного обслуживания и другим. Чаще всего выбор поставщика ГТУ проходит через процедуру тендерных торгов, и торги эти требуют серьезной подготовки — разработки технических требований. Подготовку этого документа тоже целесообразно поручать специализированной проектной организации.

Разработку, изготовление и поставку котлов-утилизаторов для ГТУ уверенно берут на себя отечественные котлостроительные заводы, и опыт в этой области уже ими наработан. В связи с различием характеристик различных ГТУ — расходов и температур выхлопных газов, а также необходимостью в ряде случаев дожигания топлива перед КУ, утилизатор разрабатывается, рассчитывается и проектируется практически заново для каждой ГТУ, то есть серийного оборудования в этой области не существует. Для разработки котла-утилизатора изготовитель должен получать задание опять-таки от проектировщика.

Главной проблемой при разработке электротехнических решений по проектируемым ГТЭС является определение места подключения генераторов ГТЭС в существующую схему электроснабжения предприятия с наименьшими затратами на ее реконструкцию. Как правило, в цепях питания от распределительных устройств 6 или 10 кВ ГТЭС устанавливаются токоограничивающие реакторы для сохранения коммутационного оборудования в существующей схеме предприятия.

С появлением генерирующего источника на промпредприятии заказчик должен получить от энергосистемы технические условия на подключение электростанции к сетям энергосистемы. Технические условия необходимы, поскольку предусматривается режим параллельной работы турбоагрегатов ГТЭС с энергосистемой. Зачастую энергосистемы ставят слишком жесткие и дорогостоящие условия на подключение энергоисточника к энергосистеме, поэтому заказчики нередко выбирают автономный режим работы ГТЭС, отказываясь от резервной связи с энергосистемой.

Режим автономного электроснабжения нагрузок промпредприятия от ГТЭС мало приемлем. Причинами этого являются:

– сокращение продолжительности использования номинальной мощности турбоагрегатов ГТЭС из-за жесткой зависимости мгновенной мощности турбоагрегатов от графика электрической нагрузки, что приводит к ухудшению их КПД, перерасходу топлива, увеличению срока окупаемости капитальных затрат;

– вынужденный останов части энергоблоков ГТЭС в периоды выходных и праздничных дней и в ночные смены, если их нагрузка окажется менее 25% от номинальной мощности, при этом необходимо будет решать вопросы питания оставшейся нагрузки от других источников;

– ускоренная выработка механического ресурса турбоагрегатов ГТЭС из-за большего количества пусков, остановов, сбросов и набросов нагрузки. При параллельной работе ГТЭС с энергосистемой предусматривается противоаварийная автоматика выделения турбоагрегатов на автономную работу со сбалансированной нагрузкой при снижении частоты в энергосистеме и при других аварийных ситуациях. Однако такой режим автономного электроснабжения продолжается недолго, в течение ликвидации аварийной ситуации.

Возмущения в электрических сетях оказывают определенное влияние на статическую и динамическую устойчивость турбоагрегатов ГТЭС. Наиболее существенным фактором, определяющим устойчивость газотурбинных генераторов, является значительно меньший момент инерции газовой турбины по сравнению с паровой. Как следствие, для нарушения устойчивости требуется уже значительно меньшее возмущение. К другим факторам, определяющим устойчивость турбоагрегатов, относятся место расположения ГТЭС относительно других электростанций и узлов нагрузки, пропускная способность связей ГТЭС с остальной энергосистемой. Поэтому расчеты устойчивости, безусловно, должны явиться совместным продуктом как генпроектировщиков ГТЭС, так и региональных институтов «Энергосетьпроект». Практика расчетов устойчивости показывает, что задача обеспечения надежного электроснабжения от ГТЭС существует, она достаточно сложна и многогранна.

Вернуться к разделу статей