| Электрические нагрузки предприятия по этапам и их обеспечение Таблица 1 | |||||||
| Этап | Вводимая установлен, мощность NycT ПГУ-КЭС, МВт | Нормальный режим работы | Ремонтный и авар. режим работы | ||||
| Кол-во установок | Требуемая мощность, Ns, МВт | Обеспечение, МВт | Кол-во установок | Требуемая мощность'"1-й кат. | Обеспечение, МВт | ||
| % загрузки ГТУ | |||||||
| % загрузки | |||||||
| I | 38,7 | 3-ГТУ | 29,524 | 30,186 | 2 | 24,592 | 25,8 |
| 78% | 100% | ||||||
| II | 61,6 | 4-ГТУ 1-ПТ | 54,964 | 55 | 4 | 50,032 | 50,16 |
| 87,2% | 103% | ||||||
| III | 71,6 | 4-ГТУ 2-ПТ | 62,270 | 62,3 | 5 | 57,338 | 58,7 |
| 82% | 100% | ||||||
Размещение неработающей (резервной) энергоустановки не предусмотрено — принята схема электростанции с использованием «ненагруженного» резерва.
Схемы с энергоустановками, находящимися в «холодном» резерве, существенно увеличивают эксплуатационные затраты. Каждый пуск ГТУ значительно увеличивает время наработки газовой турбины (в эквивалентных часах). Запуск газовой турбины занимает от 3 до 15 минут (фактическое время), пуск парового котла-утилизатора — на порядок дольше, что недопустимо при обеспечении питания потребителей 1-й категории надежности.
Схемы с использованием «горячего» резерва, когда резервные установки постоянно находятся в режиме холостого хода, являются более динамичными и надежными, но также требуют дополнительных капиталовложений в ГТУ. Время набора номинальной мощности установки с режима холостого хода меньше продолжительности ее пуска из холодного состояния. Но длительность нагружения котла-утилизатора до номинальных параметров пара существенно превышает нормативное время перерыва в энергоснабжении потребителей 1-й категории.
МР-Энерго-Строй предлагает использование «ненагруженного» резерва, т.е. работа всех ГТУ на 80-85% от номинальной мощности, паровых турбин — на полной мощности. Требуемая для паровых турбин выработка пара в котлах-утилизаторах обеспечивается за счет дожигания топлива.
Общее количество энергогенерирующих установок ПГЭС составляет шесть единиц: четыре ГТУ и две ПТ. При аварийном или плановом останове одного из шести энергоисточников оставшиеся в работе газовые турбины автоматически выводятся на режим номинальной мощности (загрузка 100%) в течение 2-3 секунд, и ПГЭС полностью покрывает нагрузку потребителей 1-й категории.
Кроме того, завод резервируется сетями РАО ЕЭС. Таким образом, несмотря на незначительное снижение кпд установок, предлагается надежная, гибкая и динамичная (быстрый сброс и набор нагрузки) схема энергоснабжения потребителей завода. Потребители 1-й категории при этом получают двойное резервирование. Для обеспечения трехкратного резервирования особой группы первой категории предусматривается установка аккумуляторных батарей.
Строительство электростанции, как и реконструкцию завода, предполагается осуществить в три этапа (табл. 1). На первом этапе планируется ввод трех ГТУ с паровыми котлами-утилизаторами, на втором — ввод одной ГТУ с ПКУ и одной ПТ, на третьем этапе — ввод последней паровой турбины.
Покрытие нагрузок 1-й категории (24,592 МВт первый этап, 57,338 МВт — третий этап) на первом и третьем этапах не составляет проблем. На первом этапе, при выводе из строя одной из трех газовых турбин, мощность двух оставшихся ГТУ автоматически доводится до 100%. На третьем этапе, при выводе из строя ПТ (10 МВт), 100%-я мощность оставшихся установок составит 61,6 МВт (> 57,338 МВт). При выводе из строя ГТУ (12,9 МВт) 100%-я мощность оставшихся установок составит 58,7 МВт (> 57,338 МВт), но при этом необходимо увеличить количество дожигаемого топлива для обеспечения паром двух паровых турбин.
На втором этапе исполнения проекта планируемая мощность для обеспечения потребителей 1-й категории составляет 50,032 МВт. При выводе из строя паровой турбины, 100%-я мощность оставшегося оборудования составляет 61,6 МВт (> 50,032 МВт). Этим обеспечивается не только 1-я категория, но и полная нагрузка завода.
При выходе из строя ГТУ 100%-я мощность составит 48,7 МВт (< 50,032 МВт), поэтому оборудование будет работать с некоторой перегрузкой. В зимнее время за счет снижения температуры наружного воздуха увеличение мощности ГТУ возрастает до 14,126 МВт, и ее дефицит для потребителей 1-й категории полностью покрывается. В летний период дефицит покрывается за счет перегрузки паровых турбин на 10% от номинальной мощности, что является допустимым в течение длительного времени для турбин такого типа. Дополнительная выработка пара достигается за счет дополнительного дожигания топлива ПКУ.
| Основные технические характеристики оборудования и ПГЭС Таблица 2 | ||
| Газотурбинная установка (при tHB= +15°C и 100%-м нагружении) | ||
| Тип | Cyclone | |
| Производитель | Компания Alstom | |
| Мощность электрическая, МВт | 12,9 | |
| Расход природного газа (при Qhp=48200 кДж/кг), кг/с | 0,755 | |
| Температура выхлопных газов, °С | 560 | |
| Расход выхлопных газов, кг/с | 49,0 | |
| КПД, % | 34,5 | |
| Количество, шт. | 4 | |
| Паровой котел-утилизатор (при tHB = -30°С) | ||
| Тип | Горизонтальный | |
| Параметры свежего пара: - давление, кг/см2 - температура, °С | 14 250 | |
| Производительность с дожитом, т/ч | 33-34 | |
| Паровая турбина | ||
| Тип | К-10-1,3 | |
| Производитель | ОАО «Невский завод» | |
| Параметры свежего пара: - давление, кгс/см2 - температура, °С | 13 220 | |
| Расход пара через турбину, т/ч | 65,0 | |
| Номинальная электрическая мощность, МВт | 10,0 | |
| Количество, шт. | 2 | |
Ввиду отсутствия отечественных серийно выпускаемых котлов для ГТУ «Циклон» проведен предварительный расчет паропроизводительности ПКУ на основе метода тепловых балансов. Расчеты ПКУ, паровой турбины и тепловой схемы ПГЭС выполнены научно-исследовательской лабораторией «Газотурбинные и парогазовые ТЭС» Московского энергетического института под руководством к.т.н. Бурова В.Д.
В качестве ПКУ принят комбинированный горизонтальный котел-утилизатор, вырабатывающий пар с параметрами 14 кгс/см2/250°С.
Регулирование тепловой мощности КУ предусмотрено как за счет байпасирования высокотемпературных выхлопных газов ГТУ, так и за счет дожигания топлива.
В ПГЭС принята тепловая схема с поперечными связями (рис. 1). Все ПКУ выдают острый пар в обитую магистраль, куда подсоединены паровые турбины. Питательная вода после деаэраторов также подается в общестанционный коллектор питательной воды и далее на экономайзер ПКУ.
Предлагаемая технологическая схема ПГЭС позволяет сооружать и вводить в эксплуатацию оборудование как очередями, так и поагрегатно.
В качестве основного топлива ПГЭС принят природный газ по ГОСТ 5542-87, который подается из газопровода высокого давления 25 кгс/см2 (изб).
В качестве аварийного топлива ПГЭС предусмотрено жидкое (дизельное) топливо по ГОСТ 305-82. Пополнение расходных резервуаров жидкого топлива осуществляется по трубопроводу от склада готовой продукции НПЗ.
В состав предлагаемой ГТУ «Циклон» электрической мощностью 12,9 МВт (16,1 МВА) входит электрогенератор на напряжение 6,3 кВ с бесщеточной системой возбуждения, режим работы — с изолированной нейтралью. Охлаждение генератора — воздушное, разомкнутого цикла.
Паровые турбины типа К-10-1,3 производства ОАО «Невский завод» (С.-Петербург) оснащены отечественными генераторами Т-12-2 (ОАО «Привод», г. Лысьва).
Главной схемой ПГЭС предусмотрена работа шести генераторов на 2-секционное общестанционное комплексное устройство 6 кВ: четыре генератора с приводом от ГТУ (по две на каждую секцию -Gl, G2, G3. G4); два генератора с приводом от ПТ (G5, G6) устанавливаются на разные секции. Для выравнивания нагрузок на секции к каждой из них подключается по одному генератору от паровой турбины и по два генератора от ГТУ.
Комплексное распределительное устройство КРУ — 6кВ предназначено для приема и передачи электроэнергии от генераторов и состоит из ячеек К-105М внутренней установки. Электродинамическая стойкость КРУ принята 125 кА, с током отключения выключателей 40 кА. Элегазовые выключатели КРУ-6 расположены на выкатных тележках.
Главной схемой предусмотрено оперативное переключение двух энергоблоков G5 и G6 на одну из двух секций общестанционного КРУ-бкВ. По условиям динамической стойкости распределительного устройства допускается параллельная работа с энергосистемой не более трех энергоблоков мощностью 12,9 МВт.
При параллельной работе с энергосистемой часто возникают трудности в соблюдении динамической устойчивости работы энергоисточника. Для определения возможности параллельной работы энергоисточника (ПГЭС) и энергосистемы необходим расчет статической и динамической устойчивости — подобные расчеты выполняются на стадии проекта.
Для защиты энергоисточника от аварийных ситуаций в энергосистеме, как правило, предусматривается установка делительной автоматики и быстродействующих защит, которые позволяют при возмущениях в сети отключиться от энергосистемы и работать автономно на сбалансированную нагрузку.
Все основное оборудование предполагалось устанавливать в главном корпусе. Компоновка главного корпуса на нулевой отметке приведена на рис. 2.
Благодаря широкому применению отечественного оборудования (паровые котлы, паровые турбины, другое вспомогательное оборудование и комплектующие), удельные капиталовложения в ПГЭС с зарубежными газотурбинными установками (ГТУ «Циклон», Siemens) составляют 870 $/кВт.
Предварительная оценка экономических показателей строительства электростанции (без учета инфляционных процессов) показала простой» срок окупаемости инвестиционного проекта около 6,3 года.