Некоммерческое
партнерство
инженеров
Инженеры по отоплению, вентиляции, кондиционированию воздуха, теплоснабжению и строительной теплофизике
(495) 984-99-72 НП "АВОК"

(495) 621-80-48 Секретарь (тел./факс) ООО ИИП "АВОК-ПРЕСС"
(495) 107-91-50

АВОК ассоциированный
член

Эксплуатация Верхне-Мутновской ГеоЭС

10–11 августа 2004 года в г. Петропавловск-Камчатский проходил Международный геотермальный семинар (МГС-2004). Предметом обсуждения на семинаре стали текущие вопросы использования геотермальных ресурсов для энергоснабжения потребителей, а также стратегия дальнейшего развития этого направления в работе региональных энергосистем. В частности, на территории Камчатки РАО «ЕЭС России» предполагает реализовать ряд проектов, которые повысят энергетическую независимость региона, позволят стабилизировать отпускные тарифы на электроэнергию, и обеспечить надежное и бесперебойное снабжение электроэнергией и теплом жителей региона.

Вниманию читателей предлагается статья по материалам доклада, сделанного М. Л. Безотечество на семинаре и посвященного реализации одного из масштабных проектов использования геотермальных ресурсов Камчатки.

1. ВМГеоЭС как пилотный проект освоения Мутновского месторождения парогидротерм

Верхне-Мутновская опытно-промышленная ГеоЭС установленной мощностью 12 МВт находится на отметке 780 м от уровня моря в 70 км южнее г. Петропавловска-Камчатского, с которым она связана единственной автодорогой протяженностью 104 км. Дорога проходима для одиночного колесного транспорта с июля по октябрь. Мутновско-Жировской геотермальный район характеризуется суровым климатом с продолжительной зимой. Толщина снежного покрова, лежащего с октября по июнь, составляет до 17 м при средней толщине 7–8 м. Сила ветра достигает 50 м/с. Район расположения станции относится к девятибалльной зоне по шкале сейсмоопасности MSK-64. Фоновый уровень сероводорода в атмосферном воздухе 1,71 мг/м3. Верхне-Мутновская опытно-промышленная ГеоЭС проектировалась как пилотный проект освоения Мутновского геотермального месторождения с целью подтверждения технической возможности и экономической целесообразности получения электроэнергии из геотермального теплоносителя. Одновременно со строительством самой станции завершалось строительство ЛЭП для выдачи вырабатываемой станцией электроэнергии в сети Камчатскэнерго.

Короткий строительный сезон вызвал необходимость проектирования станции по модульному принципу, при котором модули высокой заводской готовности, выполненные в габаритах железнодорожных вагонов, собирались на строительной площадке в готовую станцию.

Первые фундаменты установлены летом 1996 года, пробный пуск оборудования осуществлен в октябре 1998 года.

В состав станции входят три энергоблока с конденсационными турбинами типа Туман-4К по 4 МВт и комплекс модулей общестанционных систем. Источником теплоносителя пароводяной смеси с паросодержанием до 30 % объема служат три продуктивные скважины. Теплоноситель транспортируется по трубопроводам суммарной протяженностью 1 220 м и поступает в систему подготовки пара, состоящую из двух параллельных линий из двухступенчатых гравитационных сепараторов. Пар расходом до 125 т/ч поступает в главный паропровод, отработанный сепарат в количестве до 270 т/ч закачивается в две реинжекционные скважины. Пар, отработавший в турбинах и сконденсированный, поступает в систему реинжекции конденсата. Попутный геотермальный неконденсирующийся газ откачивается системой эжекторов и компрессоров из состава системы экологической защиты и растворяется в конденсате. Далее конденсат поступает на реинжекцию в отдельную скважину. Попадание геотермальных газов в атмосферу сводится до минимума, таким образом реализована концепция экологически чистой станции.

Всего в составе станции 14 модулей вагонного типа, соединенных между собой закрытыми междумодульными переходами.

Рисунок 1.

Анализ повреждаемости оборудования

2. Этап пусконаладочных работ

После пробного пуска ТГ-1 в октябре 1998 года в зимний период 1998–1999 годов станция находилась в режиме сохранения оборудования. Толщина снежного покрова достигала 10 м, основной задачей находившегося на вахте персонала стала борьба за сохранение оборудования. В течение лета 1999 года был завершен монтаж и введены в работу ТГ-2 и ТГ-3. Зима 1999–2000 годов выявила многочисленные слабые места воздушно-конденсаторной установки, вызывавшие частые остановы оборудования. Наибольшие проблемы вызывало перемерзание трубок теплообменников из-за их местного переохлаждения. Турбоагрегат № 1 получил серьезные повреждения, что потребовало ремонта с заменой ротора. В летний сезон 2000 года большая часть недостатков была устранена. Воздушно-конденсаторная установка и система водяного охлаждения после монтажа, предусмотренного проектом ветрового ограждения, показали себя вполне пригодными для работы в сложных климатических условиях.

Исполнение станции, предназначенной для работы в условиях северного среднегорья, оказалось далеко не бесспорным. Привлекательность модульной конструкции на стадии строительства обернулась значительными эксплуатационными проблемами, обусловленными большой протяженностью открытых участков трубопроводов, незащищенностью кабельных коробов, сложностью доступа к компактно скомпонованному оборудованию для обслуживания и ремонта. Отсутствие кранового хозяйства и закрытых ремонтных площадей сильно осложняет проведение ремонтов основного оборудования. Блочная схема выдачи мощности по отдельным кабельным линиям без сборных шин 10 кВ в пределах главного распредустройства оказалась достаточно уязвимой на этапе наладки оборудования и не раз приводила к блокировке мощности вполне исправного энергоблока вследствие выхода из строя кабельной линии. Отдельно стоящие модули электростанции, соединенные между собой закрытыми переходами и открытыми эстакадами, оказались малоприспособленными к восприятию реальных нагрузок от снегового покрова, что приводило к повреждениям самих модулей и размещенного в них оборудования.

Отдельной проблемой стал содержащийся в атмосферном воздухе сероводород, средств защиты от которого на станции не предусмотрено. В результате его воздействия быстро выходят из строя медесодержащие проводники и элементы электронных устройств. Единственным способом защиты электроники остается покрытие плат и деталей электроизоляционным лаком.

На фоне многочисленных недостатков, вполне естественных для пилотного проекта, хорошо заметны и достоинства. Особенно следует отметить высокую маневренность станции, позволяющую произвести разворот из холодного состояния при отсутствии электрических собственных нужд менее чем за четыре часа. Турбоагрегаты легко регулируются и способны длительно нести нагрузку в диапазоне 0–100 %.

Период пусконаладочных работ и освоения оборудования на ВМГеоЭС завершился в декабре 2002 года. За это время было принято на работу необходимое число квалифицированных специалистов.

С момента ввода в работу всех турбоагрегатов станция демонстрирует устойчивый рост основных показателей. Прирост коэффициента использования установленной мощности составляет до 6 % в год. В плане на 2004 год достижение коэффициента использования установленной мощности – 69,25 %.

По итогам периода нормальной эксплуатации 2003 год следует считать достаточно показательным.

Аварии и отказы оборудования по вине персонала в 2003 году отсутствовали.

Рисунок 2.

Коэффициент использования установленной мощности Верхне-Мутновской ГеоЭС в динамике за последние три года

3. «Узкие места» и пути их решения

3.1. Коррозионные и эрозионные повреждения элементов оборудования

Анализ динамики повреждаемости основного тепломеханического оборудования (рис. 1) позволяет сделать выводы о том, что 40 % остановов оборудования произошли по причине коррозионных повреждений воздушно-конденсаторной установки. Из них 24 % приходятся на повреждения теплообменных трубок ВКУ-2, суммарная наработка которых составляет 33 520 ч (май 2004 года). Причинами выхода из строя теплообменных трубок является коррозионное разрушение материала трубки в месте заделки в трубную доску, при этом остальная часть трубки не имеет видимых повреждений. Материал трубки – оцинкованная цельнотянутая труба 38 х 3 мм из стали 20. 24 % всех остановов приходятся на сквозные коррозионные повреждения коллекторов газоохладителей эжекторов 1 ступени, также входящих в состав ВКУ. В отличие от местных коррозионных разрушений трубок коллектор газоохладителя разрушается от коррозии по всей своей площади. Материал штатного коллектора – конструкционная сталь 20 толщиной 4 мм. При проведении ремонтных работ четыре коллектора из шести заменены на изготовленные из стали 13Х18Н9Т.

Остановы оборудования из-за коррозионных повреждений элементов турбоагрегатов составляют 7,5 % от общего числа остановов, основная их доля приходится на сквозные повреждения трубопроводов слива конденсата. Повреждения происходят в местах резкого изменения направления или скорости потока.

За время эксплуатации не выявлено ни одного случая коррозионных повреждений эле-ментов оборудования, выполненных из коррозионностойких сталей.

Элементы проточной части турбин также имеют коррозионный износ, однако он пока не приводил к необходимости ремонта оборудования. Все выявленные следы коррозии проточной части возникли в период стоянки оборудования.

Наибольшему коррозионному износу подвержены нижние половины диафрагм в районе 3, 4, 5 и 6 ступеней турбины № 1.

Диски, лопатки и бандажи ротора имеют как следы коррозии, так и следы эрозионного износа.

3.2. Отложения

Высокая агрессивность геотермального пара способствует разрушению поверхностей трубопроводов и элементов арматуры. Образующиеся продукты коррозии, состоящие в основном из солей железа, откладываются как в проточной части турбин, так и в теплообменных аппаратах.

Для удаления отложений из проточной части турбины № 1 в августе 2002 года потребовалось вскрытие агрегата. Наиболее вероятной причиной заноса проточной части ТГ-1 явился длительный простой машины, в результате чего продукты стояночной коррозии скопились в паропроводах. Удаление их полностью при предпусковой продувке оказалось невозможным, и при работе агрегата они постепенно заполнили межлопаточные каналы.

Регулярные наблюдения за состоянием остальных турбоагрегатов, в том числе при помощи внутренних осмотров эндоскопом, не выявили появления отложений.

Эрозионные повреждения последних ступеней турбин происходят, в основном, на режимах частичной загрузки и длительного холостого хода. С целью их предотвращения режимы работы отдельных блоков и станции в целом выбираются с точки зрения наибольшей загрузки турбин.

3.3. Консервация оборудования

С целью снижения влияния стояночной коррозии на оборудование на ВМГеоЭС налажена система консервации оборудования пленкообразующими аминами. В качестве реагента применяется октадециламин (ОДА). Консервация, впервые осуществленная в 2000 году, проводится регулярно перед каждым выводом оборудования в ремонт. Высокая моющая способность реагента способствует удалению отложений со стенок трубопроводов и полостей проточной части турбоустановки.

На доступных для осмотра элементах турбоагрегатов, прошедших консервацию, отсутствуют следы коррозии. Все обработанные поверхности демонстрируют гидрофобность.

Рисунок 3.

Структура выработки электроэнергии Верхне-Мутновской ГеоЭС в динамике за последние три года

4. Реконструкция и модернизация оборудования

4.1. Установка подготовки пара

Турбины типа Туман-4К производства Калужского турбинного завода не развили заявленную мощность при расчетных параметрах давления свежего пара 0,7 МПа и вакуума в воздушном конденсаторе – 0,8 и по рекомендации завода-изготовителя давление свежего пара было повышено до 0,85 МПа. При этом суммарный расход пара на три энергоблока, получаемого от УПП, возрос с 91,4 до 125 т/ч. Заводская конструкция УПП производства Подольского завода тяжелого машиностроения не могла справиться с подобной нагрузкой и потребовала модернизации выпускного коллектора пароводяной смеси и полной реконструкции системы реинжекции отработанного сепарата. В период летней ремонтной компании 2003 года соответствующие работы были выполнены, модернизированная УПП полностью обеспечила потребности турбоагрегатов в паре требуемых параметров. Включение в работу ранее бездействовавшей скважины 049 привело к увеличению располагаемой мощности при температуре -10 °C до номинальной и снятию технических ограничений по мощности. В ноябре–декабре 2003 года Верхне-Мутновская ГеоЭС развила мощность 12 МВт.

4.2. Воздушно-конденсаторная установка

ВКУ с начала эксплуатации оказалась наиболее проблемным узлом электростанции. Характеристики установки были рассчитаны исходя из среднегодовой температуры -1,6 °C. Таким образом, при плюсовых температурах наружного воздуха достичь расчетного вакуума невозможно даже теоретически. Рабочие колеса вентиляторов, выполненные из алюминиевого сплава, при низких аэродинамических качествах и большой массе рабочего колеса (400 кг) оказались малоэффективны. Ресурс их также оказался невысоким, и в течение 2002 года после пробной эксплуатации двух комплектов все рабочие колеса ВКУ были заменены на пластиковые производства завода «Питон». В течение двух лет эксплуатации серьезных замечаний по ним не выявлено. Расход электроэнергии на собственные нужды станции в 2003 году снизился на 0,8 МВт. Меньшее время разворота электропривода вентилятора (20 с против 45–60 с с алюминиевым рабочим колесом) при пуске снизило нагрузку на коммутационную аппаратуру РУСН. За осенне-зимний период 2003–2004 годов не произошло ни одного отказа автоматов в цепях питания электродвигателей ВКУ.

Еще одной проблемой, пока не имеющей решения, оказалось сильное влияние ветров на работу ВКУ и, как следствие, на развиваемую турбоагрегатами мощность. Усиление ветров западного направления свыше 10 м/с приводит к снижению мощности ТГ-3 от 0,3 до 0,8 МВт. Ветры восточного направления не оказывают на работу ВКУ столь сильного влияния.

Эксперименты с различными способами удаления снега, толщина которого в зоне расположения оборудования ВМГеоЭС доходит до 10 м, позволили выработать надежную схему, обеспечивающую сохранность оборудования и доступ в любой модуль станции в течение всего зимнего периода. Речь идет об удалении снега и льда путем оттаивания горячим конденсатом геотермального пара, отводимого из воздушно-конденсаторной установки.

5. Основными направлениями деятельности персонала ВМГеоЭС в части повышения уровня эксплуатации на 2004–2005 годы являются:

5.1. Увеличение располагаемой мощности станции в период повышенных температур окружающей среды за счет реконструкции ВКУ, включающей комплекс мероприятий по изменениям схем работы смежных с ВКУ систем. Предполагаемый уровень 10 МВт при температурах до +15 °C.

5.2. Восстановление работоспособности системы экологической защиты и снижение выбросов геотермальных газов в атмосферу.

5.3. Организационные мероприятия направлены на повышение общего технического уровня подготовки оперативного персонала. Из пяти начальников смены станции четыре имеют высшее техническое образование, из шести старших машинистов – 3, один завершает обу-чение без отрыва от производства. Отбор вновь принимаемого персонала производится преимущественно из лиц, имеющих высшее техническое образование.

5.4. Стратегия развития

Определены и направления дальнейшего развития станции. Прежде всего, предусматривается строительство главного корпуса, который позволит защитить оборудование станции от неблагоприятного воздействия окружающей среды и обеспечить персоналу комфортные условия для работы и отдыха. Лаборатории, предусмотренные проектом, позволят проводить широкую программу научных исследований. Планируется расширение станциидо установленной мощности 18 МВт путем строительства четырех энергоблоков мощностью 6 МВт с комбинированным циклом.

Успешная эксплуатация станции доказала, что в условиях Мутновского геотермального месторождения можно в приемлемые сроки построить и надежно эксплуатировать геотермальную электростанцию.

Поделиться статьей в социальных сетях:

Статья опубликована в журнале “Энергосбережение” за №4'2005

распечатать статью распечатать статью


Реклама
Реклама на нашем сайте
Яндекс цитирования

Подписка на журналы

АВОК
АВОК
Энергосбережение
Энергосбережение
Сантехника
Сантехника
Онлайн-словарь АВОК!


Реклама на нашем сайте