Модернизация собственных электростанций и источников энергии

Для промышленных предприятий строительство новых электрических станций является слишком дорогостоящим мероприятием. Требуется отвлечение значительных средств на длительное время. Для металлургической промышленности, которая сама нуждается в инвестициях для замены устаревшего технологического оборудования, развитие энергетики является труднорешаемой проблемой. Для обеспечения минимальных затрат, вкладываемых в относительно небольшие, этапные проекты с короткими сроками внедрения и окупаемости, более эффективным способом использования финансовых средств может быть реконструкция существующих энергетических объектов с заменой отдельных котлов, турбин и другого основного энергооборудования. Это приводит к удлинению сроков реконструкции в целом, но в то же время обеспечивается гибкая финансовая схема, ускоренный возврат вложенных средств от краткосрочных мероприятий. При осуществлении такого подхода исключается завышение инвестиционных средств, которые обычно имеют место при реализации крупных проектов. Это позволяет также решать поэтапно вопросы утилизации, вести оперативную оценку энергоэффективности.

Вопросы модернизации собственных энергетических объектов являются специфичными и зависят от целого ряда факторов как объективного, так и субъективного характера.

Ряд предприятий под модернизацией понимают замену одного оборудования другим без активного продвижения в выработке и утилизации ресурсов. Другие предприятия выбирают в качестве стратегического направления энергетическую безопасность и независимость от монополий энергетики и развивают мощности по выработке электроэнергии.

Анализ развития объектов энергетики, в частности в металлургии, показывает, что наибольший экономический эффект достигается при комплексном подходе в реализации энергетических программ:

- строительство новых энергетических объектов;

- модернизация и реконструкция существующих, нацеленная на максимальную выработку собственных энергоресурсов, в первую очередь электроэнергии;

- максимально возможная утилизация вторичных энергоресурсов.

Рассмотрим ряд реализованных мероприятий, позволивших получить значительный экономический эффект на примере модернизации электрических станций ОАО «ММК».

На начало 1996 г. электрические станции ОАО «ММК» располагали следующей установленной мощностью:

- тепловая электростанция (ТЭЦ) - 300 МВт,

- центральная электростанция (ЦЭС) - 147 МВт,

- паровоздуходувные электростанции (ПВЭС 1,2) - 50 МВт.

Итого: 497 МВт

Они закрывали потребность предприятия в электроэнергии на 65-70 %, остальная часть докупалась из региональной АО-Энерго, полностью закрывалась потребность в тепловой энергии в виде тепла и пара, часть энергоресурсов реализовывалась другим предприятиям и на 70 % закрывались потребности города в тепле.

ЦЭС и ПВЭС-1,2 строились и развивались вместе с предприятием, ТЭЦ была построена в 1954 г. (первая очередь). К 1996 г. оборудование на ЦЭС и ПВЭС-1,2 уже исчерпало свой ресурс как по котельному, так и по турбинному оборудованию.

Выход из строя турбины мощностью 25 МВт на ЦЭС и аналогичной турбины на ПВЭС-2 сократил установленную мощность на 50 МВт (т.е. суммарная мощность составила 447 МВт) и ускорил принятие необходимых технических решений по началу модернизации энергооборудования.

В основу «Программы развития энергохозяйства ОАО «ММК» в 1997-2005гг.» положены принципы максимального производства электроэнергии на собственных энергетических мощностях, максимального использования вторичных ресурсов, снижения общего уровня энергопотребления предприятия, улучшения экологической обстановки в регионе.

Экономические расчеты показали целесообразность сооружения собственных генерирующих мощностей для крупного потребителя энергоресурсов, а окупаемость таких проектов обеспечивается прежде всего для потребителей, имеющих резкопеременную нагрузку, что характерно для металлургических предприятий.

Для решения задач, сформулированных в «Программе», потребовалась разработка соответствующих инженерных проектов, которые прошли экспертизу и были одобрены международной ассоциацией - фирмой «Агиплан» и рядом отечественных и иностранных консалтинговых фирм. Главное внимание по реконструкции оборудования было сосредоточено прежде всего на ЦЭС и ПВЭС-1,2, кислородном производстве и других объектах энергетики.

При реконструкции станций учитывались следующие обстоятельства:

1. ЦЭС и ПВЭС в качестве альтернативы природному газу используют коксовый и доменный газ. Поэтому требуется максимально расширить возможности использования вторичных газов взамен природного газа, что позволяет вдвое сократить сроки окупаемости вкладываемых финансовых средств.

2. В связи с выводом из работы четырех доменных печей появился избыток по паровой мощности на ПВЭС, что резко сокращает объемы реконструкции и повышает возможности по окупаемости инвестиций.

Главный объект реконструктивных работ - центральная электростанция. ЦЭС - первая электростанция на Магнитке, пуск которой состоялся в 1929 г., предназначена для обеспечения предприятия электроэнергией и паром для технологических нужд, а теплоэнергией не только промышленных предприятий города, но и его жилых районов.

Согласно предписанию органов Госгортехнадзора России станционные котлы 1-5 «Ганомаг» должны быть выведены из эксплуатации в 2000 г., при этом терялось не только 750 т/ч пара, но и 75 МВт электрической мощности, появлялись дополнительные проблемы с утилизацией доменного газа, избыток которого в топливном балансе мог составить более 200 тыс. м³/ч. Для реконструкции ЦЭС рассматривались два варианта применения комбинированных циклов: парового и газового. [ ]

Комбинированные циклы на сегодняшний день являются самыми эффективными источниками тепло-и электроснабжения. Это обусловлено тем, что они удачно сочетают в себе преимущества, органически присущие используемым методам преобразования теплоты сгорания топлива в полезную энергию:

- более высокая начальная температура при использовании газовых турбин обеспечивает повышение термодинамической эффективности цикла;

- максимальная утилизация тепла уходящих газов за газовой турбиной с использованием их энергии для выработки пара и горячей воды резко снижает тепловые потери цикла;

- при использовании парового котла-утилизатора и паровой турбины с противодавлением и отпуском отработанного пара потребителям наиболее полно реализуются принципы бинарного цикла (парогазовые установки).

Решающей предпосылкой к широкому использованию газовых турбин, встроенных в технологические схемы ТЭЦ-ЦЭС, является специфика топливного баланса металлургических предприятий, в составе которых наряду с природным газом присутствуют коксовый, конвертерный, доменный газы. В чистом паровом цикле природный газ на производство электроэнергии расходуется с низкой эффективностью - около 40 %. Парогазовые установки в сочетании с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии являются наиболее перспективными с точки зрения ресурсосбережения. Наибольший эффект достигается в случае использования на котлах-утилизаторах вторичных газов металлургии. Структура такой комбинированной теплоэлектростанции показана на рис. 5.1. Исходя из реальной финансовой и экономической ситуации рассматривались два подхода к реализации реконструкции ЦЭС.

В качестве первого энергоэффективного решения может быть использован вариант реконструкции ЦЭС со встроенными блоками ГТУ с котлами-утилизаторами, работающими на смеси доменный - конвертерный газ. Котлы-утилизаторы среднего давления работают на общий паровой коллектор взамен выводимых из эксплуатации пяти котлов с общей паропроизводительностью 800 т пара в час.

Однако высокая первоначальная стоимость проекта, несмотря на поэтапную возможность его реализации, требовала пересмотра технических решений. Существенно повлиял и другой фактор - станция, созданная в 1929 г., при реконструкции котельного цеха неизбежно

приводила к перестройке части здания и соответственно удорожанию. Опыт реализации проектов, связанных с увеличением мощности в рамках существующих зданий, лишь подтвердил правильность последующего выбора.

Рассматриваемый вариант с газовыми турбинами был возможен до 1998 г. Однако, после событий 1998 г. рублевая стоимость зарубежных газовых турбин резко возросла и стала как минимум в 2 раза выше стоимости отечественных турбин.

Опыт работы с отечественными производителями турбин показал, что выпускаемые газовые турбины по технико-экономическим показателям соответствуют мировому уровню, имеют начальные температуры перед турбиной выше 1100⁰С и КПД порядка 34-38 %, что позволяет иметь коэффициент использования тепла на ТЭЦ около 75-85 %. Паровые турбины приблизились по техническим показателям к зарубежным, но имеют значительное ценовое преимущество. Поэтому была предложена и реализована новая схема размещения оборудования в пределах собственного здания.

Второй вариант реконструкции ЦЭС ориентирован на отечественное энергооборудование и предусматривает замену котлов среднего давления на котлы высокого давления с применением противодавленческих турбин для дополнительной выработки электрической энергии. Взамен пяти котлов среднего давления устанавливается четыре котла высокого давления и две турбины противодавления Р-12. Габариты ячеек существующих котлов позволяют без их расширения размещать котлы более высоких параметров.

Такой вариант обеспечивает:

- поэтапную замену котлов;

- минимальные затраты на реконструктивные работы;

- проведение модернизации паровых турбин параллельно с заменой каждого котла;

- установку противодавленческих турбин, существенно повышающих эффективность станции.

В настоящее время рынок турбоагрегатов насыщен и для электростанций средней мощности металлургических предприятий могут быть использованы следующие виды турбин:

- турбина с противодавлением,

- турбина с противодавлением и промотбором,

- конденсационная турбина,

- конденсационная турбина с промотбором

Рис. 5.1 Схема комбинированной теплоэлектростанции

На рис 5.2 представлено схематическое изображение электростанции комбинированного цикла на металлургическом заводе в г. Линце (Австрия) [ ]. Данный завод демонстрирует широкий диапазон применения различных металлургических газов (доменный, коксовый, конвертерный), а также природного газа в котлах-утилизаторах газовых турбин и таким образом высокую гибкость в комбинированном использовании топлива и достижении поставленной цели - максимальном сокращении использования первичной энергии.

Рис. 5.2. Схема комбинированной ТЭЦ в г. Линце (Австрия)

Основные технические характеристики электростанции в г. Линце:

- электрическая мощность - 60 МВт комбинированного цикла;

- свежий пар: производительность 140т/ч, давление 12 МПа, температура 530⁰ С;

- пар из отбора: производительность 100 т/ч, давление 1,8 МПа, температура 300⁰ С;

- предельно допустимое значение NO_x - 100 мг/м³.

Паровоздуходувные электростанции при их модернизации требуют принципиально других подходов. Они прежде всего предназначены для выработки дутья в доменном производстве. Вместе со спадом потребления металла соответственно сократились и объемы производства чугуна. Уже не требуется такого количества доменных печей и соответственно появляется парк резервных турбовоздуходувок, избыток пара различных параметров. На ПВЭС вырабатывается пар для технологических нужд как доменного, так и других производств, но с параметрами ниже, чем вырабатывают котлы. Для редуцирования пара широко используются редуционно - охладительные установки (РОУ), которые можно заменять на противодавленческие турбины. Вместо снижения давления при пропуске пара через сопла РОУ и впрыска в нее воды используется потенциал пара на противодавленческой турбине до требуемого значения его параметров. Турбина не позволяет терять потенциал парового потока и использует его для выработки электроэнергии.

На паровоздуходувной электростанции установлено четыре РОУ суммарной производительностью 400 т/ч, редуцирующих свежий пар от котлов до параметров, необходимых для ведения технологического процесса в цехах предприятия, низкого давления – (0,8…1,0)МПа и среднего давления до 1,5 МПа (рис. 5.3). При редуцировании пара в РОУ возникают необратимые потери, составляющие 75 ГДж/ч. Количество воды, подаваемое на охлаждение пара в РОУ, составляет 19 т/ч.

Для сокращения потерь при снижении параметров пара и использования потенциала парового потока на ПВЭС-1 была введена турбина с противодавлением Р-6-35/10М-1 Калужского турбинного завода, максимальной производительностью 87,6 т/ч острого пара, электрической мощностью 6 МВт, тепловой - 246,6 ГДж/ч., затем введены в работу еще две турбины Р-4-35/15М с максимальным расходом пара 83,5 т/ч и электрической мощностью 4 МВт каждая (рис.5.3). Турбины с противодавлением работают в основном по тепловому графику, поэтому регулируемым параметром является давление в выходном патрубке.

Рис. 5.3. Схемы ПВЭС до реконструкции (а) и после реконструкции (б)

Расчетный срок окупаемости данного проекта составил 1,3 года, а в связи с низкой себестоимостью электроэнергии, вырабатываемой ПВЭС-1, которая значительно ниже покупной от региональной энергосистемы, срок окупаемости сократился до 7 месяцев.

РОУ на ПВЭС-1 остаются в резерве на период плановых или аварийных остановок турбин, что в конечном итоге повышает надежность в обеспечении паром предприятия. При отсутствии потребителей на (160…200) т пара в час, получаемого с противодавленческих турбин Р-4 или Р-6, можно установить серийную турбину ПТ-29 с установленной электрической мощностью в 25 МВт.

Реализация таких энергоэффективных решений обеспечивает:

- выработку дешевой электрической энергии и пара строго заданных параметров;

- монтаж в сжатые сроки, не превышающие (1 ... 1,2) года, включая проектирование;

- низкие затраты на строительно-монтажные работы, т.к. используются существующие инженерные сети;

- быструю окупаемость проекта;

- реализацию целого комплекса энергосберегающих мероприятий, включая утилизацию доменного и коксового газа.

Для более крупных и сложных блоков ПВС, включающих в себя котлы среднего и высокого давления, реконструкция позволяет реализовать крупномасштабные задачи. Появляется возможность превращения крупных блоков ПВС в станции нового типа, вырабатывающие помимо дутья электрическую энергию, т.е. ПВС-ЦЭС или ПВЭС.

Такой вариант реконструкции второго блока ПВЭС на ОАО «ММК», который уже практически реализован. Блок ПВЭС-2 (рис. 5.4) имел в составе 4 котла среднего давления и 2 котла высокого давления, работающих на соединительный коллектор через РОУ 100/30, 6 турбовоздуходувок среднего давления и 2 - высокого, а также 2 турбины типа ВРТ-25, отработавших по 2,5 нормативных срока. Проект реконструкции предусматривает замену двух ВРТ 25 на турбины ПТ 29/35-2,9/1,0 мощностью на 5 МВт каждая больше, чем предыдущие турбины. Баланс по пару позволяет установить дополнительно одну турбину ПТ 12 среднего давления и одну турбину ПТ 25 высокого давления. Для надежного обеспечения паром доменного цеха предусмотрена установка третьего котла высокого давления.

В 2002 г. введен котел №7 высокого давления, работающий на смеси газов:

- природный - 10 %;

- коксовый - 20 %;

- доменный - 70 %.

Котел № 7 оснащен автоматической системой управления, защиты и сигнализации (АСУ), обеспечивающей:

-автоматизированное управление электроприводной предохранительной и запорной газовой арматурой;

-блокировку розжига горелок при неправильных действиях персонала;

-дистанционное управление электроприводной арматурой, а также пуском или остановкой вентиляторов и дымососов;

-устойчивое автоматическое поддержание технологических параметров на установившихся режимах;

-контроль рассогласования между текущими и заданными значениями регулируемого параметра;

-контроль положения исполнительных органов;

- безударное переключение с автоматического на дистанционное управление регулирующей электроприводной арматурой;

-возможность изменения заданных значений регулируемых параметров;

-аварийное отключение котла с прекращением горения и выдачи пара;

-расшифровывающую световую и звуковую сигнализацию отключения котла с выделением первопричины срабатывания защиты и ее регистрацией;

-выдачу информационных сообщений о работе котла;

-контроль состояния вентилятора и дымососа;

-распечатку выборок и графиков изменения параметров работы котла за заданный период времени;

-диагностику средств автоматизации.

Рис. 5.4. ПВЭС-2 до реконструкции

- блокировку розжига горелок при неправильных действиях персонала;

- дистанционное управление электроприводной арматурой, а также пуском или остановкой вентиляторов и дымососов;

- устойчивое автоматическое поддержание технологических параметров на установившихся режимах;

- контроль рассогласования между текущими и заданными значениями регулируемого параметра;

- контроль положения исполнительных органов;

- безударное переключение с автоматического на дистанционное управление регулирующей электроприводной арматурой;

- возможность изменения заданных значений регулируемых параметров;

-аварийное отключение котла с прекращением горения и выдачи пара;

-расшифровывающую световую и звуковую сигнализацию отключения котла с выделением первопричины срабатывания защиты и ее регистрацией;

-выдачу информационных сообщений о работе котла;

-контроль состояния вентилятора и дымососа;

-распечатку выборок и графиков изменения параметров работы котла за заданный период времени;

-диагностику средств автоматизации.

Структурная схема ПВЭС-2 после реконструкции приведена на рис. 5.5.

Таким образом установленная мощность на ПВЭС-2 увеличена с 50 МВт до 100 МВт, т.е. в 2 раза. Сжатые сроки монтажа, максимальное использование существующих зданий и инженерных сетей позволили обеспечить окупаемость каждого объекта за 1,2 …1,5 года. Реконструкция блоков высокого давления предусматривает замену горелочных устройств, что позволяет использовать вторичные газы в полном объеме.

Динамика расхода топлива на ПВЭС-2 показана в табл. 5.1.

Доля потребления природного газа на ПВЭС-2 снизилась с 8,6 % в 2000 г. до 5,4 % в августе 2002 г.

Таблица 5.1

Расход топлива на ПВЭС-2 за 2000-2002 гг.

Рис. 5.5. Структурная схема ПВЭС-2 после реконструкции