• Скачать в формате PDF

А. Н. Золотухин – ООО «Сименс» Д. А. Капралов – ООО «Турбомашины»

В ходе реализации проекта на Минской ТЭЦ повышена эффективность выработки электроэнергии и надежность теплоснабжения потребителей центральной части города. Энергоблоки работают в параллель с энергосистемой. Газотурбинные установки, котлы-утилизаторы, паровые турбины, вспомогательное оборудование смонтированы во вновь построенном здании на территории Минской ТЭЦ-2.

В Белоруссии полным ходом идет модернизация энергетики с применением современных газотурбинных и парогазовых технологий. Проекты реализуются в ходе выполнения государственной программы, при этом активно привлекаются иностранные компании. Строительство инвестируется зарубежными банками под гарантии правительства Республики Беларусь.
Минская ТЭЦ-2 является структурным подразделением филиала минских тепловых сетей РУП «Минскэнерго». Первая очередь Минской ТЭЦ-2 введена в эксплуатацию в 1934 г. Из-за отсутствия тепловых сетей она обеспечивала своих потребителей лишь электpо-энеpгией. На ТЭЦ были установлены турбины П-12-36/6 (Siemens-Schuckert) и турбина К-4/13-320 (Skoda), изготовленные в 1927 г.
Во время Великой Отечественной войны станции был нанесен огромный ущерб, но уже в конце октября 1945 г. она была возрождена в довоенном объеме. В послевоенный период по контрибуции была поставлена и введена в эксплуатацию турбина Т-15-36/3 (Wumag), изготовленная в 1941 г. Начался отпуск тепловой энергии потребителям Минска. Развитие ТЭЦ-2 как полноценной теплоэлектроцентрали завершилось в 1986 г.
ТЭЦ-2 расположена в центральной части г. Минска и является основным источником электро- и теплоснабжения предприятий промышленного сектора и потребителей жилищно-коммунальной сферы центрального района города.
ТЭЦ обеспечивает около 14 % потребностей Минска в тепловой энергии. Она также является важным генерирующим и распределительным источником электрической мощности в энергоемком узле центрального района города.
Паротурбинные агрегаты (общей установленной электрической мощностью 29 МВт) и паровые котлы, введенные в 1940–50-х гг., отработали более 300 тыс. часов. В результате износ основного оборудования приближался к максимально допустимому уровню. Однако фактическая подключенная тепловая нагрузка и невозможность ее перераспределения на другие источники теплоснабжения не позволяют закрыть станцию.
В 2007 г. в рамках реализации инвестиционного проекта реконструкции Минской ТЭЦ был заключен контракт с Китайской национальной корпорацией по зарубежному экономическому сотрудничеству на поставку двух парогазовых установок по 32,5 МВт. Финансирование осуществлялось, в том числе, за счет льготного займа Правительства КНР, предоставленного Экспортно-импортным банком Китая, в размере около $47 млн. Общая стоимость реконструкции станции составила $77,08 млн.
Проект масштабной реконструкции реализован на территории действующей станции. Он включал как модернизацию существующего оборудования, которое частично оставалось в эксплуатации, так и установку новых, современных генерирующих мощностей.
При реконструкции ТЭЦ сохранена без изменений существующая котельная в составе трех водогрейных котлов ПТВМ-100 и одного – КВГМ-100 производительностью по 100 Гкал/ч, а также насосная станция подачи сетевой воды потребителям.
В существующем главном корпусе ТЭЦ запланирована реконструкция парового котла (№ 8) Е-105-39/440 ГМ производительностью 98 т/ч (давление пара 3,8 МПа; температура питательной воды 104 °С, перегрева пара 440 °С) в соответствии с действующими нормативами, а также технологических схем, обеспечивающих жизнедеятельность ТЭЦ. При этом будет полностью модернизирована система управления реконструированного оборудования.
Основной же частью реконструкции стала установка на площадке ТЭЦ-2 двух новых парогазовых энергоблоков электрической мощностью по 32,5 МВт на базе газотурбинных установок SGT-600 (рис. 1) производства Siemens Industrial Turbomachinery АВ (Швеция).
Генеральным поставщиком комплекса оборудования ПГУ является Китайская национальная корпорация по зарубежному экономическому сотрудничеству. Генпроектировщиком выступила Северокитайская энергетическая инжиниринговая компания (NPCE).
РУП «БелНИПИэнергопром» выполнило проектную документацию по разделам, не вошедшим в обязанности китайской стороны, – архитектурно-строительный, связь и сигнализация, автомобильные и железные дороги, инженерные сети и коммуникации, эстакады технологических трубопроводов, освещение и заземление, благоустройство и др. Генподрядчик проекта – РУП «Белэнергострой».
Помимо газотурбинных установок Siemens, в состав ПГУ входят:
две паровые турбины СВ-7,5-3,43/0,83/0,12 (Luoyang Generating Equipment);
котлы-утилизаторы Q-235/541-32-3,6/435 (AE&E Nanjing Boiler) – вертикальные, самонесущие;
дожимная компрессорная установка 2D32-58,5/12-24,5 (Sichuan Jinxing Compressor Manufacturing).
Применяемое передовое оборудование позволяет значительно снизить потребление топливного газа при производстве энергии и улучшить экологию.
Новый корпус, где установлены два блока ПГУ, построен недалеко от существующего здания ТЭЦ. В этом же корпусе размещается вновь введенное оборудование химводоподготовки для подпитки котлов всей станции обессоленной водой. Строительные работы по реконструкции ТЭЦ начались в январе 2009 г., а в 2011 г. осуществлена наладка и ввод в эксплуатацию парогазовых энергоблоков.
В реализации проекта участвовали различные белорусские компании – «Белэнергозащита», «Белэнергоремналадка», «Центроэнергомонтаж» и др. В ходе строительно-монтажных работ использовались материалы белорусского производства.

Парогазовая установка
Выходящие из газотурбинной установки газы температурой 542 °С поступают в паровой котел-утилизатор паропроизводительностью 32 т/ч. Котел-утилизатор – одного давления, с естественной циркуляцией, без дожигания, вертикальной компоновки. Давление острого пара – 3,7 МПа, температура перегрева – 440 °С. После парового контура по ходу газов в котле располагается газоводяной подогреватель расчетной тепловой мощностью 12 МВт для подогрева сетевой воды. Уходящие дымовые газы выбрасываются в атмосферу через дымовую трубу котла-утилизатора. Для каждого котла установлена дымовая труба диаметром 2,8 м и высотой 40 м. Температура уходящих газов составляет 114 °С.
Питательный коллектор КУ секционирован, предусмотрено три электрических питательных насоса, в том числе два рабочих и один резервный. Производительность каждого их них составляет 110 % потребляемой воды. Каждый насос обеспечивает питательной водой один котел-утилизатор. Трубопровод питательной воды – индивидуальный и коллекторный, с переключением.
Перегретый пар давлением 3,43 МПа и температурой 435 °С поступает в ротиводавленческую паровую турбину одного давления, с производственным отбором, электрической мощностью 7,5 МВт. Турбина рассчитана на расход пара в «голову» до 62,5 т/ч, при этом количество отбираемого пара давлением 0,7 МПа составляет до 30 т/ч, выход пара – около 32,5 т/ч с давлением 0,12 МПа. Паротурбинная установка укомплектована электрогенератором с воздушным охлаждением, выдающим мощность на напряжении 10,5 кВ.
Таким образом, в теплофикационном режиме пар из котлов-утилизаторов и из существующего котла № 8 старой части ТЭЦ объединяется в коллекторе и по его секциям подается к двум паротурбинным установкам. В летний период работа энергетического котла не предусматривается. Между входным паропроводом турбины и сетевым подогревателем установлена паровая байпасная система расходом 32 т/ч. Она балансирует расходы пара между КУ и турбиной в процессе пуска ПТ и с высоким быстродействием направляет острый пар в подогреватель теплосети, чтобы избежать превышения давления в барабане котла.
Производственный пар, выходящий из отборов двух турбин, объединяется и подается внешним потребителям. Чтобы обеспечить надежность тепловой нагрузки производственного пара круглосуточно, на ТЭЦ предусмотрена редукционно-охладительная установка (Р = 3,82/0,7 МПа; t = 440/280 °С; Q = 60 т/ч) в качестве резервного источника производственного пара.
Во всем диапазоне температур наружного воздуха сетевая вода, проходя через подогреватели на выходе котлов-утилизаторов и сетевые подогреватели ПТ, направляется к потребителям. Тепловые нагрузки зоны теплоснабжения Минской ТЭЦ-2 на период 2015 г. представлены в табл. 1.
Для обеспечения ГТУ природным газом требуемого давления установлена дожимная компрессорная станция. Она состоит из трех дожимных газовых компрессоров (два рабочих, один резервный) производительностью по 10 000 м³/ч. Поршневые двухступенчатые компрессоры – электроприводные. ДКС повышает давление газа с 0,3 до 2,4 МПа.
Дожимные газовые компрессоры и все оборудование, обеспечивающее их работу, размещаются в отдельном здании ДКС (27х47 м). Производительность каждого компрессора составляет 120 % от расхода одной газовой турбины.
Основным видом топлива на ТЭЦ является газ, в качестве резервного используется мазут. Газотурбинное дизельное топливо планируется использовать в качестве аварийного для газовых турбин. Для этого предусмотрено хозяйство дизельного топлива, куда входит насосная (9x30 м) и склад топлива с двумя наземными металлическими резервуарами объемом по 1000 м³.
Максимальный расход дизельного топлива для двух турбин составит 18,34 т/ч, а с учетом рециркуляции – 20,2 т/ч.
Для обеспечения смазочным маслом газовых и паровых турбин, а также дожимных компрессоров топливного газа построен склад для хранения масла в таре общей емкостью 3 тонны.
Система управления электростанции Webfield ECS-100 (разработки и производства Supcon Tecnnologies) выполнена на элементной базе Siemens. Управление всем оборудованием ПГУ осуществляется с блочного щита управления.
АСУ ТП работает в реальном времени, и оператор, используя входящие в систему аппаратные и программные средства, обеспечивает эффективное управление технологическим объектом.
Аппаратные и программные средства системы позволяют практически полностью отказаться от оперативных и неоперативных панелей и пультов, вторичных приборов и т.д. и организовать оперативный контроль и управление технологическим объектом с автоматизированных рабочих мест (АРМ). Все защиты, блокировки, сигнализация и необходимая логика реализованы программным путем. Система управления – распределенная, многофункциональная, многоуровневая, программируемая.
Принципиальная схема парогазовой установки представлена на рис. 2.

Газотурбинный агрегат SGT-600
Парогазовые установки созданы на основе надежных, эффективных и экологичных газовых турбин SGT-600. Характеристики ГТУ представлены в табл. 2. Газотурбинный агрегат SGT-600 является двухвальной установкой со свободной силовой турбиной. Ротор компрессора и ротор двухступенчатой турбины компрессора, соединенные болтами, образуют первый вал, который установлен в двух стандартных гидродинамических сегментных подшипниках.
Двухступенчатая силовая турбина образует другой модуль. Ее ротор установлен в двух подшипниках такого же типа, что и подшипники ротора газогенератора.
Компрессор – десятиступенчатый, осевой, со сварным ротором. Степень повышения давления в компрессоре – 14. Компрессор оснащен двумя антипомпажными клапанами (окнами перепуска) после второй и пятой ступеней. Первые два входных направляющих аппарата – регулируемые. Все лопатки имеют антикоррозийное покрытие, за исключением рабочих лопаток первой ступени, изготавливаемых из титана.
Камера сгорания турбины SGT-600 с системой сухого подавления вредных выбросов (DLE) характеризуется простой и надежной конструкцией. В ней используется конвективно-пленочное охлаждение. Кольцевая камера сгорания оснащена 18 горелками.
КС не содержит движущихся частей, управление процессом подачи топлива осуществляется только с помощью двух регулирующих клапанов пилотного и основного топливного газа. При работе турбины на частичных режимах функционируют все горелки, в то время как в некоторых других газовых турбинах используется только их часть (потенциальный риск возбуждения колебаний лопаток турбины).
В связи с тем что параметры управления КС не изменяются с течением времени, отсутствует необходимость ее периодической настройки. Все это является существенным преимуществом низкоэмиссионной камеры сгорания турбины SGT-600.
Стабильность процесса горения и низкий уровень эмиссии на различных нагрузках поддерживаются только двумя параметрами – коэффициентом пилотного топливного газа и количеством перепускаемого воздуха в КС.
В результате содержание NO_x удерживается на уровне менее 25 ppm (при 15 % О₂) при работе на газообразном топливе, что является существенным фактором при размещении электростанции в черте города.
Турбина компрессора состоит из двух ступеней. Рабочие и сопловые лопатки обеих ступеней имеют защитное (антиоксидантное) покрытие. Для обеспечения высокой эффективности турбины рабочие лопатки обеих ступеней снабжены бандажными аэродинамическими полками. Сопловые лопатки первой ступени для снижения утечек охлаждающего воздуха объединены в пакеты – по две лопатки в каждом. Силовая турбина – двухступенчатая, свободная, с номинальной частотой вращения 7700 об/мин.
Энергетическая установка включает в себя четырехполюсный генератор типа AMS, приводимый силовой турбиной через понижающий редуктор с параллельными валами.
Генератор имеет простую и прочную конструкцию с явнополюсным ротором со сплошными полюсными пластинами и вращающимся бесщеточным возбудителем. Конструкция генератора AMS апробирована во многих энергетических установках с применением ГТУ SGT-600.
Комплектная газовая турбина монтируется на общей фундаментной раме, в которую встроен масляный бак. Все вспомогательные системы, включая пусковой электродвигатель и редуктор, также смонтированы на раме.
Рама газовой турбины крепится болтами к раме генератора, образуя блок сухой массой 160 т, устанавливаемый с одного подъема.
Модульность, малое количество комплектующих и их продолжительный срок службы, удобство и простота контроля обеспечивают длительный межремонтный ресурс и низкие затраты на техническое обслуживание.

Результаты проекта, развитие белорусской энергетики
В ходе комплексного опробования парогазовых энергоблоков (с включением ДКС, оборудования питательно-деаэрационной установки, системы циркуляционной воды и других основных систем) были полностью подтверждены все расчетные характеристики станции. Гарантийные испытания по проектным показателям работы энергоблоков были проведены в течение двух месяцев.
С вводом ПГУ электрическая мощность ТЭЦ повысилась до 65 МВт, количество вырабатываемой тепловой энергии увеличилось на 52 Гкал/ч. После реконструкции станция будет ежегодно вырабатывать 400 млн кВт.ч электроэнергии и 1,3 млн Гкал тепла. Основ-ные технико-экономические показатели двух ПГУ-32,5 Минской ТЭЦ-2 представлены в табл. 3. Проведенные работы позволят экономить ежегодно около 50 тыс. тонн условного топлива. Применение высоконадежной газотурбинной техники и современных парогазовых технологий обеспечивает длительную работу станции с высоким КПД.
В период 2012–2015 гг. компания «Белэнерго» планирует ввести 3150 МВт новых электрических мощностей вместо 2336 МВт устаревших. В их числе – парогазовые энергоблоки на Лукомльской и Березовской ГРЭС мощностью по 420 МВт, с применением оборудования Siemens.