image
energas.ru

Территория Нефтегаз № 5-6 2021

Специальное оборудование

»  01.5-6.2021 10:00 Современные газокомпрессорные технологии как фактор надежной эксплуатации генерирующего оборудования

ООО «ЭНЕРГАЗ»
105082, РФ, г. Москва,
ул. Большая Почтовая, д. 55 / 59, стр. 1
Тел.: +7 (495) 589‑36‑61
Факс: +7 (495) 589‑36‑60
E-mail: info@energas.ru
www.energas.ru

Значение комплексной газоподготовки и гарантированного топливоснабжения для обеспечения бесперебойной работы энергетических объектов показано на примере парогазового энергоблока ПГУ-230 Минской ТЭЦ-3.

В белорусской энергосистеме Минская ТЭЦ-3 (филиал РУП «Минскэнерго») работает с 1951 г. На тот момент это был первый в Белоруссии опыт пуска энергооборудования высокого давления. МТЭЦ-3 входит в единый производственно-технологический комплекс по производству, передаче и распределению тепловой и электрической энергии. Ее установленная мощность сегодня составляет 442 МВт по электричеству и 1632 Гкал / ч по теплу.

Станция работает по тепловому графику нагрузок, обеспечивая теплоснабжение промышленного района г. Минска и его социальной сферы, включая часть центра города. Энергообъект имеет сложную тепловую схему, оборудование с различными параметрами пара и поперечными связями. Постоянная плановая модернизация и реконструкция оборудования поддерживают надежную и экономичную работу ТЭЦ.

 

ПАРОГАЗОВАЯ УСТАНОВКА ПГУ-230

В 2009 г. в производственной жизни МТЭЦ-3 начался новый этап – в рамках реконструкции введена в эксплуатацию парогазовая установка (фото 1).

ПГУ-230 оснащена эффективным оборудованием с высокими техническими показателями. Здесь действует газотурбинная установка (ГТУ) производства Alstom – газовая турбина типа GT13E2 (рис. 1) с генератором 50WY21Z-095 номинальной мощностью 168 МВт. Примечательно, что на МТЭЦ-3 данная ГТУ обрела собственное имя – Гертруда.

Кстати, это первая турбина GT13E2, установленная на территории СНГ. В России аналогичные агрегаты впервые ввели в эксплуатацию в 2014 г. на Новогорьковской ТЭЦ.

Из турбины отработавшие горячие газы (продукты сгорания топлива) попадают в двухконтурный котел-утилизатор типа HRSG / DP01.1 (SES ENERGY), вырабатывающий пар для вторичной генерации электроэнергии.

Полученный пар направляется в турбоустановку номинальной мощностью 65 МВт на базе паровой турбины Т-53 / 67-8,0 (АО «Уральский турбинный завод») и генератора ТФ-80-2УЗ (ПАО «НПО «ЭЛСИБ»).

Таким образом, применяемые на парогазовой установке технологии обеспечивают комбинированную выработку энергии, высокую отдачу от использования топлива и общую эффективность объекта. Электрическая мощность ПГУ-230 составляет 222 МВт, тепловая – 136 Гкал / ч, коэффициент полезного действия (КПД) энергоблока – 52,5 %.

Основное и резервное топливо – природный газ.

 

ОБЕСПЕЧЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ ПОДГОТОВКИ ТОПЛИВНОГО ГАЗА

Снабжение ПГУ топливным газом с установленными параметрами по чистоте, давлению, температуре и расходу обеспечивает система газоподготовки, основу которой до недавнего времени составляла дожимная компрессорная станция (ДКС-1) производства VPT Kompressoren GmbH.

Проблема заключалась в работе ДКС-1 без резервирования, что вынуждало совмещать периоды обслуживания и ремонта генерирующего и технологического оборудования, а главное – создавало риск незапланированных остановов парогазового энергоблока. Поэтому на МТЭЦ-3 было принято решение модернизировать (расширить) систему газоподготовки.

22 марта с. г. на площадке ПГУ введена в эксплуатацию ДКС (фото 2), поставленная компанией «ЭНЕРГАЗ». Новая ДКС-2 выполнена на базе винтового маслозаполненного компрессора с электродвигателем в качестве привода (фото 3) и представляет собой блочно-модульную технологическую установку с максимальной интеграцией элементов на единой раме.

Станция размещается в собственном шумопоглощающем укрытии, оснащенном системами жизнеобеспечения (обогрев, вентиляция, освещение). Согласно требованиям к безопасности модуль оборудован системами пожарообнаружения, газодетекции, сигнализации, пожаротушения.

Установка номинальной производительностью 38 160 кг / ч компримирует топливо до необходимых расчетных значений (2,75 МПа) и подает его в газовую турбину ПГУ. Расход газа зависит от динамики изменения нагрузки турбины и контролируется при помощи специальной двухконтурной системы регулирования.

Первый контур (управление золотниковым клапаном компрессора (рис. 2)) обеспечивает плавное, бесступенчатое регулирование расхода газа в диапазоне 15–100 %. Для контроля производительности в диапазоне 0–15 % первый контур комбинируется с системой рециркуляции газа (второй контур), что позволяет максимально быстро и корректно реагировать на резкое изменение нагрузки при переходных режимах работы сопряженной турбины.

Многоступенчатая система фильтрации топливного газа состоит из входного стрейнера, газо-масляного сепаратора 1‑й ступени очистки (фото 4а) и дуплексных коалесцирующих фильтров 2‑й ступени (фото 4б). Остаточное содержание примесей в газе на выходе из ДКС-2 составляет не более 1 ppmw (мг / кг).

Технологической схемой предусмотрено устойчивое поддержание расчетной температуры топлива. Линия нагнетания компрессорной станции оснащена кожухотрубным теплообменным аппаратом (фото 4в), который охлаждает рабочую среду и обеспечивает оптимальную температуру подачи газа (50 °C), установленную производителем турбины и проектными требованиями.

В состав нового оборудования также входит воздушная компрессорная станция (ВКС). Модульная ВКС собственных нужд, расположенная в отдельном блок-боксе, обеспечивает сжатым, сухим и чистым воздухом пневматические компоненты ДКС-2.

КОМПЛЕКСНЫЕ ИСПЫТАНИЯ ДКС-2

Пуску газокомпрессорной станции № 2 предшествовали комплексные испытания под нагрузкой – в сопряжении с ГТУ Alstom. 72‑часовое тестирование проводилось ступенчато при различных режимах мощности турбины, в ходе испытаний ДКС-2 отработала штатно, без нареканий. Станция подтвердила основные проектные характеристики и достигла следующих гарантированных функциональных показателей:

• расход газа – 10,6 кг / с;

• номинальное давление нагнетания – 2,75 МПа;

• температура газового топлива на выходе ДКС – до 50 °C;

• диапазон регулирования объемной производительности – 0…100 %;

• вибросостояние газового компрессора – в соответствии с технической документацией изготовителя;

• уровень звукового давления на расстоянии 1 м от ДКС-2 – не более 80 дБА.

 

МОДЕРНИЗАЦИЯ СХЕМЫ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ ПГУ

Помимо расширения технологических возможностей системы подготовки топливного газа модернизирована схема газоснабжения ПГУ.

Их собственные системы автоматизированного управления (САУ):

• осуществляют подготовку к пуску, пуск, останов и поддержание оптимального режима эксплуатации;

• контролируют рабочие характеристики и загазованность в технологических отсеках ДКС;

• обеспечивают автоматические защиты и сигнализацию;

• обрабатывают параметры основных процессов и аварийных событий с выдачей информации на панель оператора по стандартному протоколу обмена.

Чтобы качественно решить и эту задачу, «ЭНЕРГАЗ» оснастил компрессорные станции двухуровневой системой автоматизированного управления и регулирования (САУиР), которая объединила локальные САУ обеих ДКС и интегрировала их в АСУ технологическими процессами объекта. Пульт дистанционного управления (автоматизированное рабочее место оператора – АРМ) размещен в диспетчерской ПГУ (фото 5).

САУиР выполнена на базе микропроцессорной техники с использованием современного программного обеспечения, коммутационного оборудования, каналов и протоколов связи. Управление с верхнего уровня осуществляется в полном объеме аналогично управлению «по месту».

Комплексный ввод ДКС-2, воздушной КС и САУиР (шефмонтаж, пусконаладку, индивидуальные и интегрированные испытания), а также обучение оперативного персонала выполнили специалисты компании «СервисЭНЕРГАЗ» (Группа «ЭНЕРГАЗ») (фото 6).

Реализация проекта на основе современных газокомпрессорных технологий повышает надежность топливоснабжения высокоэффективного парогазового энергоблока и обеспечивает бесперебойную эксплуатацию ПГУ-230 во всех режимах и при любых климатических условиях.






← Назад к списку


im - научные статьи.