Экспертное мнение

Андрей Логинов

Портал EnergyLand.info представляет читателям одну из самых интересных работ Второго Всероссийского конкурса молодых специалистов инжиниринговых предприятий РАО «ЕЭС России» – доклад, посвященный проекту строительства парогазовой установки мощностью 180 МВт для нужд Новоуренгойского газохимического комплекса. Эта работа заняла одно из призовых мест из 188 претендентов. Ее представляет главный инженер проектов Дирекции по проектированию объектов генерации «Инженерного центра энергетики Урала» Андрей Логинов.

Новая электростанция проектируется для работы по парогазовому циклу. Начало проектирование станции планируется уже в первой половине 2008 года. Станция будет работать в условиях крайнего севера, что вызвало необходимость применения целого ряда оригинальных решений. В частности, впервые в России для электростанций такой значительной мощности будут применены сухие градирни Геллера. Работа станции увязывается с работой всего газохимического комплекса, что сказывается на компоновке станции, тепловой схеме, проекте организации строительства.   

О проекте

Новоуренгойский Газохимический Комплекс – это один из самых амбициозных и капиталоемких проектов российской компании «Газпром».

Строительство Новоуренгойского ГХК, на 100% принадлежащего "Газпрому", было приостановлено в 1996 г. из-за недостатка финансирования. Комбинат изначально был рассчитан на производство около 300 тыс. т гранулированного и пленочного полиэтилена и более 300 тыс. т этилена в год.

Для сравнения, в 2006 году выпуск продукции самым крупным аналогичным предприятиям в России – комплексом «Казаньоргсинтез» составил 208 тыс. тонн по полиэтилену низкого давления (44% объема выпуска в России). Тот же комплекс «Казаньоргсинтез» произвел 318 тыс. тонн этилена в 2006 году.

Новоуренгойский ГХК будет выпускать полиэтилен низкой плотности на севере России, в районе г. Новый Уренгой, в непосредственной близости от источника сырья – этаносодержащего газа.

Выбор Нового Уренгоя, как места строительства комплекса обусловлен, в первую очередь, наличием мощной сырьевой базы. В основном, планируется задействовать этан, содержащийся в газовом конденсате, как самое доступное и легкое в переработке сырье, к тому же имеющееся в непосредственной близости от площадки строительства. Количество этана в конденсате с 2012 г. превысит потребности перерабатывающих мощностей комплекса, образуя необходимый запас прочности сырьевой базы.

При разработке бизнес-плана окончания строительства Новоуренгойского ГХК было решено увеличить проектную мощность по полиэтилену низкого давления до 400 тыс. тонн в год, что делает предприятие крупнейшим производителем полиэтилена в России.

Кроме основной продукции создаваемое предприятие будет производить широкую фракцию углеводородов и метановую фракцию.

В настоящее время комплекс Новоуренгойского ГХК находится в высокой степени готовности. По данным на начало 2005 года капитальные затраты были профинансированы на 37% от общей стоимости строительства. При этом, практически на 100% завезено наиболее сложное, импортное оборудование, которое должно составить основу всего производственного цикла.  

Главный фактор, влияющий на выбор всех технологических и конструкционных решений по элементам комплекса – это месторасположение комбината. Оно характеризуется сложнейшими климатическими условиями, энергодефицитностью района, недостатком трудовых ресурсов.

Исходные климатические условия таковы:

• на протяжении 8 месяцев среднесуточная температура ниже 0°С,
• снежный покров устанавливается в середине октября, достигая в марте высоты до 1,5м,
• средняя температура самой холодной пятидневки – минус 46°С,
• абсолютная минимальная температура – минус 56°С.
  

Вблизи площадки строительства расположена железнодорожная линия Новый Уренгой - Тюмень, обеспечивающая выход на Транссибирскую железную дорогу.

В непосредственной близости от площадки строительства проходит автотранспортная магистраль федерального значения.

Для поставок сырья может быть использована уже существующая система газопроводов и конденсатопроводов.

Технологические особенности проекта

Пожалуй, главная особенность состоит в том, что Новоуренгойский ГХК должен быть встроен в газодобывающий и газотранспортный комплекс созданный вокруг Нового Уренгоя. В ходе реализации проекта будет создана единая технологическая цепочка от добычи газа до производства этилена и полиэтилена. На месторождениях вокруг комбината содержание этана в добываемом газе доходит до 40% по массе. Этан будет выделятся на уже существующей установке стабилизации газового конденсата, принадлежащей одному из дочерних предприятий Газпрома.

Необходимость взаимоувязки уже существующего газового хозяйства с новым особо учитывалась при разработки проектной документации.

Суровый климат является, с одной стороны, серьезным препятствием на пути реализации проекта, с другой стороны холод используется в технологии комплекса. В частности, технические решения предусматривают использование низких температур воздуха для охлаждения технологических сред, что существенно уменьшает водопотребление.

Предполагается, что часть метановой фракции, извлекаемой из сырьевого потока, будет использоваться для производства электроэнергии.

Инфраструктура

Производственная инфраструктура комплекса запроектирована с учетом местных условий и позволит полностью обеспечить потребности основных производств во вспомогательных средах и энергоносителях (азоте, сжатом воздухе, электроэнергии, тепле и воде), а также в других материальных ресурсах.

Необходимый объем электрической энергии планируется вырабатывать на газотурбинной электростанции, расположенной вблизи производственной площадки Комплекса.

Электростанция

Для обеспечения нужд производства предполагается сооружение парогазовой электростанции мощностью 180 МВт со следующими показателями:



Проблемы строительства объекта
Особенности местности и технологического цикла вызвали необходимость решения целого ряда сложных технических задач при ее строительстве и эксплуатации:

1. Имеющийся недостаток охлаждающей воды для конденсатора паровой турбины
2. Проблема увязки парового контура основного производства ГХК и контура электростанции
3. Необходимость обеспечения бесперебойного электроснабжения, вызванная особенностями производственного цикла (80% потребителей первой категории электроснабжения).
4. Проблема возведения фундаментов в условиях вечной мерзлоты
5. Ограничения размеров площадки электростанции, необходимость применения компактных решений
6. Суровые условия выполнения строительно-монтажных работ
   

Принимая во внимание серьезность поставленных задач, руководство Газпрома выбрало «Инженерный Центр Энергетики Урала» в качестве генерального проектировщика электростанции. Решающим фактором был опыт «ИЦЭ Урала» в проектировании объектов генерации в условиях севера (центр проектировал станции в Сургуте, Нижневартовске, объекты малой генерации для газовиков и нефтянников).

После выдачи технического задания специалисты института «УралТЭП» (входит в ИЦЭ Урала) выехали не площадку будущего строительства для сбора исходных данных. После проведенных изысканий были определено:

1. Источники, которые могли бы обеспечить достаточное количество охлаждающей воды для охлаждения контура конденсатора паровой турбины отсутствуют. Найденные подземные источники могут обеспечить только заполнение систем необходимым количеством ресурса и небольшую подпитку циклов предприятия
   
2. По результатам изысканий промплощадки ГТЭС были выявлены пятна вечной мерзлоты, с залеганием на глубине 4,8 метров. Основанием сооружений являются вечномерзлые песчано-глинистые грунты, содержащие большое количество льда и обладающими высокой термопросадочностью.
   

С учетом выявленных проблем, а также технического задания, «ИЦЭ Урала» был предложен проект строительства ПГУ со следующими нетиповыми решениями:

1. Для решения проблемы дефицита охлаждающей воды применяются сухие градирни (градирни Геллера)
2. Для решения проблемы вечно мерзлого, термопросадочного грунта будет использована предварительная электрооттайка грунта.
3. Для увязки парового контура станции и производства предполагается возможность использования дополнительного пара от этиленового производства (количество до 100 т/ч) для увеличения мощности паровой турбины на 38 МВт (в зимний период). В свою очередь паровая турбина имеет теплофикационный отбор для нужд отопления производства.
4. Для обеспечения компактности станции используется КРУЭ (компактное распределительное устройство) закрытого типа.
5. Для повышения надежности электроснабжения потребителей предусмотрен байпасный узел, обеспечивающий возможность функционирования станции по газотурбинному циклу при выведении паровой турбины, или котлов-утилизаторов в ремонт.
   

Разработан нетиповой проект организации строительства  в условиях крайнего севера.



 Компоновка главного корпуса станции

Общий размер главного корпуса в плане составил 98х81 м.
Со стороны ряда «А» главного корпуса, располагается пристройка электротехнических устройств и щитов управления.

В рядах «А» - «Б» размещаются газотурбинные установки и паровая турбина со своим вспомогательным оборудованием. Расположение турбин поперечное.

В постоянном и временном торце располагаются ремонтные  площадки. Комплексное воздухоочистительное устройство (КВОУ) установлено на крыше пристройки со стороны ряда «А».

В рядах «В»- «Г» располагаются паровые котлы-утилизаторы вертикального типа и циркуляционные насосы в.д. и н.д. котлов, Сброс уходящих газов после котлов-утилизаторов выполнен в самостоятельные дымовые трубы диаметром устья 4,0 м, высотой 60,0 м. Крепления дымовых труб выполнены на каркас, опирающийся на каркас котла.



В рядах «Б» - «В» пролетом 9,0 м размещаются байпасные дымовые трубы, магистральные трубопроводы, питательные насосы.

Байпасный узел предназначен для обеспечения потребителей комплекса энегоресурсами, при выходе паровой турбины из работы. При этом остаются в работе две газовые турбины, обеспечивающие необходимую мощность и не резервирование от энергосети.

Байпасный узел предназначена для направления уходящих газов ГТУ в байпасную дымовую трубу, либо в котел.

Основное оборудование станции:

На ГТЭС НГХК предусматривается строительство одного парогазового энергоблока. В состав энергоблока входит следующее основное оборудование:

• две газотурбинные установки типа GT8С2 фирмы ALSTOM в комплекте с генераторами;
• два вертикальных паровых котла-утилизатора производства «Энергомаш»  (Белгород);
• одна паротурбинная установка типа ТК-74/60-7 производства ЗАО «Уральский турбинный завод» г. Екатеринбург
• воздушно-конденсационная установка в составе двух градирен производства  Венгрии.
  

Генпланом предусмотрена возможность установки в будущем третьей газовой турбины с генератором и котлом-утилизатором.

Газотурбинная установка GT8С2 фирмы ALSTOM.

Данная ГТУ интересна тем, что направляющие лопатки на входе компрессора имеют переменный угол установки. Это обеспечивают высокий кпд даже при частичной нагрузке ГТЭС.



ГТУ пускается собственным генератором, который работает при пуске как синхронный двигатель. Тирристорное пусковое устройство обеспечивает плавный разгон ГТУ до частоты вращения, соответствующей зажиганию топлива, и дальнейшее ее повышение до режима самоходности. После завершения пуска генератор синхронизируется и включается в сеть.

При отсутствии связи с энергосистемой предусмотрен пуск ГТ от дизель-генераторной, мощность, которой выбрана с учетом обеспечения пуска одной газовой турбины.

Генератор

Низкие температуры в условиях крайнего Севера, продиктовали свою логику выбора генератора. Пришлось отказаться от базового варианта генератора с изоляцией класса «В» в пользу более дорого генератора с изоляцией класса «F».

Дело в том, что климатические данные в газовом цикле являются определяющими в работе энергоблока. Так, чем ниже температура наружного воздуха, тем выше термический КПД и мощность энергоблока. Однако бесконечному росту КПД мешает ряд моментов:

• при возрастании мощности газовой турбины, наступает момент, при котором собственный генератор турбины начинает “запирать” дальнейшее увеличение мощности. У генератора с классом изоляции статора «В» этот момент наступает при мощности 68,9 МВт (при температуре охлаждающего теплоносителя +200С, cos φ=0,9). У генератора с изоляцией класса «F» этот момент наступает при мощности 73,8 МВт. 
  
• далее при понижении температуры наружного воздуха возникает необходимость в защите лопастей компрессора от низких температур, для чего в КВОУ предусмотрен встроенный подогреватель воздуха, тем самым повышая собственные нужды станции и снижая выдачу электрической мощности установки.
  

Сухие градирни Геллера с принудительной тягой

Пожалуй, самая интересная и оригинальная часть производственного цикла будущей станции – это сухие градирни. Такой тип градирен применяется крайне редко, ввиду их высокой стоимости и повышения расхода электроэнергии на собственные нужды (при использовании вентиляторных градирен).

В Советском союзе впервые такой типа градирен был применен на Карагандинском металлургическом комбинате в 1968 году, где были установлены две вентиляторные градирни для работы в составе паросилового цикла двух турбин мощностью по 6 МВт. В 1970 году сухие градирни с естественной тягой были использованы при строительстве  ТЭС «Раздан» в Армении (4 градирни для охлаждения блоков суммарной мощностью 730 МВт).

В условиях севера впервые сухие градирни применили при строительстве Билибинской АЭС в 1972-1973 годах. Там были установлены 4 вентиляторных градирни для работы в составе 4 блоков по 12 МВт.

В последнее время в России интерес к использованию сухих градирен серьезно вырос. Они были установлены на ТЭС в г. Сочи, а также на целом ряде ГТЭС в Москве (Москоу Сити – 130 МВт, Строгино – 2*130 МВт), кроме этого, строятся ГТЭС Кожухово – 340 МВт, Терешково – 340 МВт. Причем на Московских станциях был применен способ непосредственного охлаждения конденсатора турбины с помощью вентиляторов. 



На Новоуренгойском ГХК выбор типа градирен был определен отсутствием воды на предприятии. Отсутствие воды потребовало поиска ее в подземных источниках. Для чего Заказчик определил потребность ресурса всего комплекса и провел ряд изыскательских работ.

Источником воды являются скважины, расположенные на территории комплекса, через которые может быть выполнено только заполнение систем необходимым количеством ресурса и небольшая подпитка циклов предприятия. В связи с этим, применение испарительных градирен невозможно. Необходимо было выбрать между сухими градирнями на естественной и принудительной тягах.

Градирни на естественной тяге имеют более высокие капитальные затраты, при этом плюсом их является отсутствие затрат на собственные нужды. После проведения ряда переговоров, с участием Заказчика, с производителями данного типа сооружений, был принят второй вариант (вентиляторные градирни). Одна из причин такого выбора -отсутствие у градирен с естественной тягой примеров работы в данных климатических условиях, а также отсутствия противообмерзающих решений при отключении секций башенной градирни.

Система охлаждения конденсатора паровой турбины оборотная с двумя воздушно – конденсационными установками.

Основное преимущество указанных ВКУ – возможность организации рециркуляции воздуха, как средство защиты воздушно – радиаторного охлаждения от замерзания. Это обеспечивается путем установки осевых вентиляторов и заключением всей установки в металлическое укрытие, имеющего воздухорегулирующие устройства (жалюзи, подвижные кровельные перекрытия), организующие рециркуляцию воздуха.

Каждая градирня состоит из 4-х секций. Каждая секция состоит из 8-ми вертикально расположенных охладительных дельт высотой 12 м и одного вентилятора, расположенного на верху секции. Кроме того, с целью обеспечения надёжной защиты от обмерзания во время работы, даже при самых низких зимних температурах, градирни оснащены дополнительными задвижными крышами над вентиляторами.

Количество одновременно работающих секций определяется температурой наружного воздуха. Пункт замера также предусмотрен проектом и находится на площадке ГТЭС.



В каждой секции поток воздуха через пучки теплообменников обеспечивается вентилятором, расположенным на верху секции.

Электродвигатели вентиляторов секций оснащены преобразователями частоты вращения, которые обеспечивают плавное регулирование производительности а, значит, надёжную и безопасную эксплуатацию системы охлаждения в зимних условиях.

В зимнее время (при температуре воздуха ниже – 10 0С) перед заполнением сектора водой нужно обогреть помещение. Поэтому градирни оснащены электрическим обогревом мощностью 480 кВт на каждую секцию.

В зимнем режиме, если температура среды на выходе достигает нижней заданной величины, охладительная способность сектора должна быть снижена путём уменьшения расхода воздуха (снижением числа оборотов вентилятора) или прикрытием жалюзей. Если тенденция к снижению температуры на выходе из сектора не преодолена, температура достигла аварийного предела, то сектор должен быть сдренирован.

При низких температурах и резком снижении нагрузки турбины, с целью предотвращения обмерзания теплообменники должны быть немедленно сдренированы. Аварийное опорожнение осуществляется двумя клапанами. Они могут открываться как автоматически, так и в ручном - дистанционном режиме. Среда охлаждения из всех теплообменников одновременно сбрасывается в сборный бак. Аварийная арматура открывается гравитационным путём, даже при прекращении электрического питания.

Электроотайка грунтов под главный корпус

По результатам изысканий промплощадки ГТЭС были выявлены пятна вечной мерзлоты, с залеганием на глубине 4,8 метров.

Основанием сооружений являются вечномерзлые песчано-глинистые грунты, содержащие большое количество льда и обладающими высокой термопросадочностью. Этим и определена необходимость оттаивания основания до возведения сооружений.

После посадки зданий и сооружений на генплане все они попали в эти пятна, что потребовало на стадии подготовки площадки применение оттайки грунтов.

За аналог приняты материалы по данному виду работ, выполненных для Уренгойской ГРЭС, с достаточно проработкой, и аналогичными свойствами грунтов.

Расчетные объемы работ слишком велики, чтобы оттаивание грунтов выполнить за один прием по всей площадке. Для этого потребовалось бы задействовать большое число буровых установок и значительную электрическую мощность. В связи с чем целесообразно организовать поточное производство работ с разбивкой его на очереди по следующей цепочке: подготовка территории – бурение скважин и электрооттаивание грунтов, с дальнейшей выдержкой и наблюдением за породой – забивка свай – строительство зданий– монтаж оборудования.

Объем одновременного оттаивания ограничивается объемом захватки, которая, в свою очередь определяется максимальной единичной электрической мощностью.

С западной стороны ГТЭС расположена подстанция “Строительная” с линиями 110 кВ. По расчетам пропускной способности институтом было определено максимальное количество одновременно используемых электродов.

Для производства работ по электрооттаиванию главный корпус разбит на 4 захватки на всю ширину корпуса. Электроснабжение рабочей захватки электрооттайки осуществляется группой комплектных трансформаторных подстанций. После окончания работ по электрооттаиванию грунтов в главном корпусе работы переносятся на 2 и 3 участок   прочих объектов строительства.

Продолжительность строительства по электрооттайке до начала работ по забивке свай – 9месяцев.

С целью стабилизации механических свойств грунтов при электрооттайке предусматривается глубинное водопонижение для  отвода талых вод.

Водопонижение осуществляется также как и электроотайка захватками.