12.02.2018 Газета «Энергетика Беларуси», №3 (382)
3 октября 2013 г., в первый день отопительного сезона, в филиале «Светлогорская ТЭЦ» РУП «Гомельэнерго» произошла нештатная ситуация, результатом которой стал полный сброс нагрузки станции – «посадка на ноль». После происшествия был разработан перечень технических мероприятий, реализация которых должна была помочь Светлогорской ТЭЦ избежать подобных ситуаций в дальнейшем. С тех пор прошло немногим более четырех лет…
О результатах проделанной за эти годы работы, технических трудностях и дальнейшем развитии электростанции корреспонденту газеты «Энергетика Беларуси» рассказал главный инженер Светлогорской ТЭЦ Константин Башаркевич.
– Константин Иванович, прежде всего, расскажите, каким составом оборудования работает сейчас Светлогорская ТЭЦ?
– Установленная электрическая мощность Светлогорской ТЭЦ – 155 МВт, тепловая – 721 Гкал/ч. Парк оборудования станции делится на две очереди: первая с температурой пара 540°C и давлением 90 ата, вторая – с температурой 550°C и давлением 140 ата.
Из котельного оборудования на первой очереди работают два котла ПК-14-2 (ст. №1 и 2). Котлы ст. №3, 4 и 5 было решено демон тировать в связи с отсутствием тепловых нагрузок и выполненной ранее реконструкцией турбинного оборудования, чтобы не нести дополнительные затраты на их консервацию. На второй очереди остались четыре котла БКЗ 210-140Ф (ст. №6, 7, 8, 9) и водогрейный котел КВГМ180150 (ст. №10), который сейчас находится в режиме консервации.
Турбинное оборудование первой очереди представлено турбоагрегатом Р-15-90/10 (работает вместе с котлами ст. №1 и 2), а второй очереди – турбоагрегатами ТР-16-10 (ст. №3), Т-14/25-10 (ст. №4), ПТ-60-130/13 (ст. №5) и агрегатом Р-50-130-1ПР1 (ст. №6), который является рабочей лошадкой – именно его работа в связке с турбоагрегатом ст. №3 положительно влияет на технико-экономические показатели работы станции.
– В каких режимах работает ТЭЦ?
– Для Светлогорской ТЭЦ характерны два режима работы. В отопительный сезон в эксплуатации находится обычно наиболее экономичное оборудование второй очереди – турбоагрегаты ст. №3 и 6, а также два котла второй очереди БКЗ-210-140Ф. При снижении температуры наружного воздуха ниже 5°C мы включаем еще один котел второй очереди. Если же температура наружного воздуха опускается до 10°C и ниже, мы пускаем в работу первую очередь – один из котлов ПК 142 и турбоагрегат ст. №1.
В межотопительный период в работе находятся турбоагрегат ст. №5 и два котла второй очереди БКЗ-210-140Ф, которые, однако, работают на своем техническом минимуме. У нас есть потребители первой категории, поэтому работа двумя котлами с минимальной нагрузкой – необходимость.
В свое время, увидев тенденцию к снижению нагрузок, мы заключили договор с ОАО «Белэнергоремналадка» на выполнение работ по снижению технического минимума котлов второй очереди. Сегодня минимум составляет 85–90 т/ч пара. При этом диафрагма на турбоагрегате ст. №5 открыта обычно на 80–90%, мы несем полную конденсационную нагрузку из-за отсутствия теплового потребления.
– Это, конечно, не очень хорошо влияет на технико-экономические показатели…
– Верно. В отопительный сезон у нас есть крупный потребитель тепла – город Светлогорск, где нет ни одной котельной и около 85% теплоснабжения обеспечивает Светлогорская ТЭЦ. Что касается наших основных промышленных потребителей – ОАО «Светлогорский ЦКК» и ОАО «СветлогорскХимволокно», то потребление пара в последние годы лишь уменьшается. В летний период предприятия берут 5–30 т/ч пара, в зимний – до 60 т/ч.
Поэтому в отопительный период у нас неплохой показатель по удельному расходу топлива на выработку электроэнергии, примерно 160 г у.т./кВт·ч, а в межотопительный ситуация кардинально меняется – показатели находятся на уровне 360 г у.т./кВт·ч.
– Перейдем к отказу 2013 г. Что тогда произошло?
– 3 октября облисполком и райисполком приняли решение о начале отопительного сезона. Светлогорская ТЭЦ начала подготовку к переходу на оборудование для зимнего режима (турбоагрегаты ст. №6 и №3). В работе находились два котла второй очереди (ст. 7 и 8) и турбоагрегат ст. №5. Цепочка событий привела к технологическому нарушению в работе оборудования. Итогом стал полный сброс нагрузки электростанции.
Созданная после этого комиссия ГПО «Белэнерго» сделала вывод, что вины персонала в отключении не было. Причиной отказа стала эксплуатация морально и физически устаревших приборов КИП и А, которые затруднили оценку возникновения и протекания нештатной ситуации и ее ликвидацию. По результатам работы комиссии были разработаны два плана мероприятий: один касался конкретно этого отказа, второй был направлен на упреждение полного сброса нагрузки на электростанциях Белорусской энергосистемы в целом.
– На какой стадии находится реконструкция контрольно-измерительных приборов котлов и турбин?
– Всего реконструкция приборов КИП и А будет выполнена на четырех котлах и четырех турбинах. Проектом ОАО «Белэлектромонтажналадка» реконструкция была разделена на четыре очереди. На данный момент удалось выполнить две очереди: заменить весь парк приборов, датчики, кабельную продукцию на котлах ст. №6 и 9 и турбоаграгатах ст. №3 и №6.
На рабочем месте машиниста турбины и машиниста котла установлены мониторы, на которые выводятся все основные технические параметры работающего оборудования. Мы оставили основные дублирующие приборы, которые находятся на панели управления, поэтому при нештатных ситуациях остается возможность контролировать режим работы оборудования и по ним.
До реконструкции 2004–2005 гг. турбоагрегаты ст. №3 и 4 относились к оборудованию первой очереди, для управления которой предусмотрен объединенный щит управления №1. До недавнего времени при работе оборудования первой и второй очередей управление агрегатами выполнялось одновременно с двух щитов. В рамках реконструкции КИП и А мы перевели цепи управления, сигнализации, защит турбогенератора ст. №3 на объединенный щит управления №2. Это же сделаем с турбогенератором ст. №4.
– Какой эффект это дает?
– Теперь один машинист управляет работой турбогенераторов ст. №3 и 6. Это минимизирует время принятия решений, исключает необходимость согласования действий между машинистами на разных щитах управления. В итоге на первом щите у нас останется только оборудование первой очереди, а все остальное будет управляться с объединенного щита №2.
– Какие еще предписанные мероприятия были реализованы?
– За это время смонтирована быстродействующая редуцирующая охладительная установка БРОУ140/10 №3, которая при отключении турбоагрегатов и при отсутствии отпуска пара из отбора турбин позволяет оперативно подать пар на коллектор и, соответственно, потребителям.
Кроме этого, реконструировано электротехническое оборудование: с воздушных на вакуумные заменены две ячейки выключателей 35 кВ. Продолжается замена воздушных выключателей 110 кВ на элегазовые: заменены уже 15 штук, осталось еще 4. С ОАО «Белэлектромонтажналадка» заключен договор и разрабатывается проектно-сметная документация на замену двух выключателей 220 кВ.
На подстанции 110/220 кВ был заменен весь заземляющий контур, что позволяет теперь в полном объеме эксплуатировать микропроцессорные защиты. Выполненное позже обследование на электромагнитную совместимость подтвердило такую возможность.
Надежность работы защит и механизмов по постоянному току, которые важны при нештатных аварийных ситуациях, повысила замена аккумуляторной батареи №1.
Самой непростой задачей стала замена барабана на котлоагрегате ст. №9. Строительно-монтажные работы выполнялись силами филиала «Светлогорскэнергоремонт» ОАО «Белэнергоремналадка». Для выполнения работ необходимо было демонтировать ряд оборудования, организовать технологический проем в здании, смонтировать подъездную железную дорогу для доставки барабана. По фронту котла с нулевой до 32-й отметки демонтировалось все оборудование и все межэтажные перекрытия, чтобы подать барабан наверх и смонтировать его.
– Константин Иванович, какие еще запланированные мероприятия повысят надежность работы ТЭЦ?
– Одна из основных работ по капитальному строительству на нынешний год – установка парового турбопривода на питательный насос ПН-9. Избавившись от электродвигателя мощностью примерно 3,5 МВт, мы уменьшим потребление электроэнергии на собственные нужды и улучшим технико-экономические показатели работы ТЭЦ. Турбопривод можно эксплуатировать весь отопительный сезон, т.к. он предусматривает отпуск пара давлением 1,2 ата, что позволит загрузить основные бойлеры отпуска тепла.
В этом году необходимо закончить работы по замене воздушных выключателей 110 кВ на элегазовые. Еще мы планируем реконструировать оборотную схему водоснабжения с использованием одного циркуляционного сбросного водовода в качестве подающего.
Что касается ремонтов, то 8 января мы начали типовой капитальный ремонт котлоагрегата ст. №8, в рамках которого будет выполнена диагностика барабана с продлением срока его эксплуатации. Кроме того, запланирован текущий ремонт котла ст. №9 с заменой кубов воздухоподогревателя, капремонты генератора №1, трансформатора №1 и трансформатора собственных нужд 21Т.
Вместе с уже выполненными эти мероприятия позволят значительно повысить надежность эксплуатации Светлогорской ТЭЦ и в дальнейшем избежать серьезных технологических нарушений в работе оборудования.