Пользовательского поиска
|
Реконструкция котельной промышленного
предприятия в мини-ТЭЦ при помощи паровой турбины
Краткое
описание существующего положения
На объекте имеется
собственная котельная, на которой установлено 4 котла ДКВр-10 и 2 котла
ГМ-50-14, параметры которых указаны в табл.1.
Таблица 1. Паровые котлы
№ |
Тип
котла |
Кол. |
Произво-дительность |
Разрешенное
давление |
Разрешенная
температура |
Год ввода
в эксплуатацию |
1.
|
ДКВр-10 |
4 |
10 |
9 |
194 |
1962 |
2.
|
ГМ-50-14 |
2 |
50 |
13 |
200 |
1979 |
Из указанных в табл.1 котлов в настоящее время работает 2 котла ДКВр-10
и 1 котел ГМ-50-14. Пар, вырабатываемый котлами, поступает на технологию,
отопление и на покрытие собственных нужд. Потребители пара приводятся в
нижеследующей таблице 2.
Таблица 2. Потребители пара
№ |
Тип потребителя |
Отопительный сезон |
Неотопительный сезон |
Режим потребления |
||||
Кол-во пара |
Давление |
Температура, |
Кол-во пара |
Давление |
Температура, |
|||
1. |
Технология 1 |
12 |
11 |
187 |
12 |
11 |
187 |
круглосуточно |
2. |
Технология 2 |
15 |
2 |
135 |
15 |
2 |
135 |
круглосуточно |
3. |
Отопление |
18 |
2 |
135 |
|
|
|
отопительный сезон |
4. |
Горячее водоснабжение |
1 |
2 |
135 |
1 |
2 |
135 |
круглосуточно |
5. |
Собственные нужды |
0,5 |
2 |
135 |
0,5 |
2 |
135 |
круглосуточно |
Продолжительность
отопительного сезона согласно СниП 23-01-99 – 216 дней (5184 часов).
Температурный график системы
отопления – 95/70 0С.
Расчетная нагрузка отопления
16,5 Гкал/ч.
Схема горячего водоснабжения
– закрытая.
Основное топливо – природный
газ теплотворной способностью 7950 ккал/нм3. Резервное топливо –
мазут.
Годовое потребление
электроэнергии комбинатом ~23 млн.кВт×ч.
Тарифы на энергоносители
(без НДС):
- заявленная мощность – руб.
за кВт в месяц 211
- электроэнергия – руб./кВт×ч 0,71
- электроэнергия с учетом
заявленной мощности: 1,10
- природный газ – руб./нм3 0,93
2. Предлагаемые технические решения
Проанализируем параметры пара на выходе из котлов и потоки пара, которые поступают к потребителям.
Вырабатываемый котлами пар в количестве 70 т/ч с абсолютным давлением 10 кг/см2 = 1,0 МПа и температурой 194°С (см. табл.1) идет на покрытие (см. табл.2.):
· технологической нагрузки 1 – 12 т/ч, 1,2 МПа, 187°С;
· технологической нагрузки 2 – 15 т/ч, 0,3 МПа, 135°С;
· отопительной нагрузки – 18 т/ч, 0,3 МПа, 135°С
(поскольку отопительная
нагрузка меняется от сезона к сезону, определяется средняя нагрузка за
отопительный сезон: 18 т/ч× = 18×0,43
= 7,7 т/ч, где tcp = - 4,70С
– средняя температура за отопительный сезон; tp = - 35 0С – расчетная температура отопления; 18 0С – температура в
помещении);
· горячего водоснабжения – 1 т/ч, 0,3 МПа, 135°С;
· собственных нужд – 0,5 т/ч, 0,3 МПа, 135°С.
Таким образом, можно выделить группу потребителей пара с параметрами 0,3 МПа и 135°С и расходом пара:
– зимой: 15 + 7,7 + 1 + 0,5 = 24,2 т/ч;
– летом: 15 + 1 + 0,5 = 16,5 т/ч.
В результате проведенного анализа получено, что пар из котлов поступает в количестве 12 т/ч с параметрами: 1,2 МПа и 187°С на технологическую нагрузку 1, а пар с параметрами 0,3 МПа и 135°С в количестве – 24,2 т/ч зимой и 16,5 т/ч летом на покрытие технологической нагрузки 2, собственных нужд и отопительной нагрузки.
Учитывая характер
потребления пара, а также годовое потребление электроэнергии комбинатом ~23 млн.кВт×ч для снижения доли
покупаемой электроэнергии с ТЭЦ предлагается задействовать в работу имеющуюся
на предприятии котельную и, установив противодавленческую турбину, вырабатывать
тепло и электроэнергию на тепловом потреблении технологического пара давлением
3 кг/см2.
В связи, с чем к установке предлагается серийная блочная противодавленческая турбоустановка типа ТГ-1,5А/10,5 с номинальной электрической мощностью 1500 кВт производства ОАО «Калужский турбинный завод».
Номинальные технические характеристики паровой турбины приведены в таблице 3.
Таблица 3. Номинальные технические
характеристики турбины
Показатели |
ТГ-1,5А/10,5 Р13/3 |
Номинальная
мощность, кВт Частота
вращения ротора, об/мин -турбины -генератора Параметры
3-фазного электрического тока: -напряжение,
В -частота,
Гц Ном.
параметры свежего пара (рабочий диапазон): -абсолютное
давление, МПа -температура,
0С Номинальное
абсолютное давление пара за турбиной (рабочий диапазон), кПа Номинальный
расход пара, т/ч Номинальная
температура охлаждающей воды/воздуха (рабочий диапазон), 0С Расход охлаждающей воды на теплообменники, м3/ч Автономная
масляная система: -емкость
масляного бака, м3 -масса
турбогенератора, т -масса
поставляемого оборудования, т Габариты
ТГ, м: -длина -ширина -высота Тип
генератора |
1500 10500* 3000 10500 50 1,3 (1,1-1,4) 191 300 (200-400) 34,5 25 (4-32) 30 1,0 17,2 18,5 5,89 2,36 2,39 ТК-1,5 |
* – с заводом имеется договоренность на изготовление турбоагрегата с
турбогенератором на напряжение 6300 В.
Эксплуатационные характеристики турбоустановки:
–
срок службы, лет |
25; |
–
межремонтный период, лет |
5. |
Предлагаемая турбогенераторная установка ТГ-1,5А/10,5 конструктивно
выполнена в виде компактного блока 100% заводской готовности, состоящего из
противодавленческой турбины, электрогенератора и редуктора, размещенных вместе
со вспомогательным оборудованием на общей «раме-маслобаке», и отдельно устанавливаемого
оборудования. Турбина может устанавливаться непосредственно на нулевой отметке.
В состав турбогенераторной установки входят циркуляционная система
маслоснабжения, локальная система автоматического регулирования и аварийной
защиты турбины, система управления и защиты генератора. Задатчики регуляторов
допускают ручное управление и обеспечивают прием электрических управляющих
сигналов при дистанционном и автоматическом управлении установкой.
Блочная поставка обеспечивает быстрый (до 1 месяца) ввод в эксплуатацию.
В случае аварийного останова турбины пропуск пара будет осуществляться
через байпас турбины. Турбоустановку предлагается разместить в пристройке к
существующему котельному отделению.
Турбина будет работать параллельно с существующими редукционными установками и резервироваться ими в случае аварийного останова турбины или вывода турбины в плановый ремонт.
Принципиальная тепловая схема включения турбоустановки в тепловую схему котельной приведена на рис.1.
Выдача электрической
мощности от турбины ТГ-1,5 предполагается на секции 6 кВ РУ котельной.
Работу генератора предлагается осуществить параллельно с энергосистемой.
При существующих
параметрах пара на выходе из котлов и противодавлении 0,3 МПа развиваемая
электрическая мощность турбоустановки ТГ-1,5 составит в неотопительный сезон –
500 кВт при расходе пара 16,5 т/ч и в
отопительный – 1000 кВт при расходе пара 24,2 т/ч.
Коллектор 1,0 МПа, 194°С Рис.1. Принципиальная тепловая схема
Стоимостные показатели
Общий объем капитальных вложений на условиях «под ключ» по укрупненным показателям в текущих ценах ориентировочно составит (без НДС) 32,93 млн. руб.
Простой срок окупаемости капитальных
вложений с момента ввода объекта в эксплуатацию, определенный
по общепринятой методике для аналогичных объектов промышленной теплоэнергетики.
Приложение №1
Ориентировочный расчет срока окупаемости капвложений
1. Годовая выработка электроэнергии турбиной:
1000×5184 + 500×(8400-5184) = 5,18 + 1,61 = 6,79 млн. кВт×ч
где 1000 кВт – электрическая мощность, развиваемая турбиной в отопительный период (длительность отопительного сезона 5184 часов);
500 кВт – электрическая мощность турбины в неотопительный
период.
8400 часов – среднегодовое время работы турбины.
2. Уменьшение потребления электроэнергии от ТЭЦ с учетом дополнительных собственных нужд в размере 3% при установке турбины:
6,79×(1-0,03) = 6,59 млн. кВт×ч
3. Уменьшение ежегодной платы на покупку электроэнергии с учетом заявленной мощности при тарифе 1,1 руб./кВт·ч без НДС составит:
6,59×1,1 = 7,24 млн. руб.
4. Дополнительный расход природного газа на паровые котлы при выработке электрической мощности:
где 860 – перевод кВт в ккал/ч;
7950 ккал/кг – теплотворная способность газа;
0,93 – электромеханический КПД турбоустановки;
0,90 – КПД котлов;
0,99 – коэффициент теплового потока.
5. Увеличение затрат на покупку газа при тарифе 0,93 руб./нм3:
0,9×0,93 = 0,84 млн. руб.
6. Увеличение стоимости основных фондов
ориентировочно составит 26,4 млн. руб.
7. Учитывая, что ресурс работы турбины составляет 25 лет принимаем амортизацию в размере 4 %, тогда амортизационные отчисления:
26,4×0,04 = 1,06 млн. руб.
8. Расходы на ремонтно-техническое обслуживание оборудования принимаем в размере 20% от амортизации:
1,06×0,2 = 0,21 млн. руб.
9. Увеличение налога на основные фонды 2%:
26,4×0,02 = 0,53 млн. руб.
10. Годовое увеличение дополнительных расходов на заработную плату из расчета 5 человек с окладами 6000 рублей и отчислений с ФОТ (36%)
6000×5×12×1,36 = 0,49 млн. руб.
11. Прочие затраты принимаем в размере 30%:
0,3×(1,06 + 0,21 + 0,49) = 0,53 млн. руб.
12. Годовые эксплуатационные затраты связанные с установкой турбины составят:
0,84 + 1,06 + 0,21 + 0,53 + 0,49 + 0,53 = 3,66 млн. руб.
13. Ежегодная экономия средств с учетом эксплуатационных затрат:
14. После выплаты налога на прибыль в размере 24%, чистая прибыль составит:
3,58×(1-0,24) = 2,72 млн. руб.
15. Поток денежных средств (экономия +амортизация)
2,72+ 1,06 = 3,78 млн. руб.
16. Стоимость капвложений в реконструкцию ориентировочно составит 32,93 млн. руб. (без НДС)
17. Простой срок окупаемости капвложений с момента
ввода в эксплуатацию 8,7116 года:
лет или » 105 месяцев
18. Срок
возврата капитала: 8,7 +
1,0 = 9,7 года
19. Себестоимость выработки собственной электроэнергии:
3,66/6,59 = 56 коп/кВт×ч