Реконструкция котельной промышленного предприятия в мини-ТЭЦ при помощи ГТУ

 

Краткое описание существующего положения

 

На предприятии имеется собственная котельная, на которой установлены паровые котлы. Тип и параметры котлов указаны в табл.1.

 

Таблица 1. Установленные паровые котлы

 

Вырабатываемый котлами пар идет на покрытие технологической нагрузки предприятия, отопления, включая вентиляцию и горячее водоснабжение, а также на покрытие собственных нужд котельной. Параметры потребителей пара представлены в нижеследующей табл. 2.

Таблица 2. Потребители пара

 

Продолжительность отопительного сезона 5784 часов.

Схема горячего водоснабжения – закрытая. Температурный график системы отопления – 110°С/85°С.

Основное и резервное топливо для котлов – природный газ теплотворной способностью 8000 Ккал/нм³.

Потребляемая электрическая мощность предприятия колеблется в пределах 8 МВт.

Тарифы на энергоносители (без НДС):

- электроэнергия с учетом заявленной мощности, руб/кВт×ч     0,9

- природный газ, руб./нм³                                                            0,7

 

 

 Предлагаемые технические решения

 

Для снижения покупки электроэнергии от ТЭЦ предлагается установить два газотурбинных агрегата ГТЭС-2,5 электрической мощностью по 2500 кВт с паровыми котлами-утилизаторами на параметры пара 1,3 МПа и 200°С.

Котлы-утилизаторы будут подключены в работу параллельно с существующими котлами котельной, что позволит резервировать их работу в случае аварийного останова газовой турбины или останова в плановый ремонт, а также при ограничениях в подаче природного газа на предприятие (при работе на мазуте).

Существующее потребление пара (табл. 2) дает возможность вырабатывать электроэнергию двумя газовыми турбинами в течение всего года на тепловом потреблении.

Основные параметры и характеристики ГТЭС-2,5 (ISO 2314) приведены в табл.3.

 

Таблица 3. Характеристики газотурбинной установки ГТЭС-2,5

1. Общие сведения
Мощность: ·        электрическая ·        тепловая с использованием тепла выхлопных газов на паровой  котел:	МВт МВт (Гкал)	2,5 4,1 (3,53)
Коэффициент полезного действия (КПД): -         электрический -         суммарный	% %	26,5 74
Частота тока	Гц	50
Напряжение	В	6 300
2. Рабочие характеристики
Температура воздуха на входе	°С	от – 45 до + 40
Температура в аппаратном отсеке	°С	от +5 до + 50
Относительная влажность воздуха при + 25 °С	%	до 98
Средняя рабочая высота при  атм. давлении 630 мм рт.ст.	м	1 000
Выдерживает сейсмическое воздействие по шкале MSK-64           интенсивностью	баллов	не более 7
Динамическое давление, необходимое на входе: ·        топливного газа	кг/см2	21-25
Расход топлива при номинальном режиме: ·        топливного газа  (Нu=50056 кДж/кг)	кг/ч	680
Содержание NOx в выхлопных газах при работе на: ·        природном газе	мг/м3	не более 70
Звуковое давление	дБа	не более 80
Ресурс: ·        между капитальными ремонтами ·        назначенный	ч ч	20 000 120 000
3. Характеристики вырабатываемой мощности
Нестабильность частоты и напряжения при коэффициенте мощности 0,8: ·        по напряжению ·        по частоте	% %	2 0,2
Колебания частоты и напряжения при 50% спаде/повышении номинальной нагрузки: ·        по напряжению ·        по частоте	% Гц	10 + 0,5–1,0
Время, необходимое для стабилизации частоты при 50% изменении номинальной нагрузки	сек	не более 5
4. Показатели маневренности
Время пуска и выхода на обороты холостого хода	мин	4
Время пуска и набора полной нагрузки	мин	14
Время пуска и экстренного нагружения	мин	7
Время проворачивания ГТД после его остановки	мин	30
5. Габариты и вес установки
Габариты (LxBxH)	м	15,75х6,71х15,25
Вес установки	кг	64 000

 

Поскольку давление газа перед ГРП ­– 6 кг/см², а  необходимое давление газа на входе в турбоагрегат – 21-25 кг/см², то перед турбоагрегатом устанавливается дожимная компрессорная станция.

Энергоустановка  ГТЭС-2,5 выполнена в  виде блочно-транспортабельных  блоков  в полной  заводской готовности и состоит из следующих основных узлов:

1. Энергетического блока в виде контейнера с рамой, в котором размещено основное  оборудование ГТЭС:

-         газотурбинный двигатель;

-         синхронный турбогенератор с системой возбуждения;

-         редуктор и компенсирующие соединительные устройства;

-         система автоматического управления (САУ);

-         высоковольтное распределительное устройство;

-         система электрических защит турбогенератора;

-         система возбуждения турбогенератора;

-         система электрообеспечения собственных нужд ГТЭС;

-         система топливоподачи (газообразного топлива);

-         система маслообеспечения ГТД, редуктора, турбогенератора;

-         система обогрева отсеков и подогрева масла;

-         система вентиляции;

-         система освещения (основная и аварийная);

-         система контроля загазованности;

-         система противопожарной защиты.

2. Комплексного   воздухоочистительного  устройства (КВОУ);

3. Парового котла с сепаратором пара и байпасом котла;

4. Шахты  выхлопа с шумоглушителем;

5. Блока охлаждения  масла;

6. Устройства  забора и очистки воздуха охлаждения  турбогенератора;

7. Выносного пульта управления;

8. Металлоконструкции под котел-утилизатор и воздухоочистительное  устройство.

ГТЭС выполнена с учетом установки на открытой площадке, оснащена системами отопления, вентиляции, освещения. 

Конструкция ГТЭС обеспечивает замену основного оборудования на месте эксплуатации, доступ к элементам, требующим проверки, регулирования и обслуживания при эксплуатации, а также обеспечивает удобство монтажа и демонтажа.

Контрольно-измерительные приборы ГТЭС обеспечивают класс точности не ниже 2,5 (кроме частотомеров, приборов контроля изоляции и приборов контроля первичного двигателя, класс точности которых не ниже 4).

Энергоблок ГТЭС разделен на отсеки ГТД и турбогенератора тепло звукоизолирующей перегородкой, исключающей попадание газа в отсек турбогенератора. Предел огнестойкости перегородки не менее 0,25 часа.

Энергоблок состоит из рамы, контейнера с перегородкой и пристроенного отсека, имеющего доступ снаружи, для размещения оборудования пожаротушения.

Газотурбинные электростанции будут размещаться в собственных контейнерах, поэтому строительство здания под их установку не требуется.

 

 

 

Стоимостные показатели

 

Общий объем капитальных вложений  на условиях «под ключ» по укрупненным показателям в текущих ценах ориентировочно составит (без НДС) 130,83 млн. руб.

Простой срок окупаемости капитальных вложений с момента ввода    объекта в эксплуатацию, определенный по общепринятой методике для аналогичных объектов промышленной теплоэнергетики, при указанной Заказчиком стоимости электрической энергии и топлива, составит ориентировочно 95 месяцев с момента начала эксплуатации. (Приложение 1).

В вышеуказанную стоимость не включено:

- возможные дополнительные затраты, связанные с выполнением технических условий энергосистемы (под дополнительными затратами понимаются затраты не связанные с установкой ТЭЦ).

 

 

Приложение №1

 

Ориентировочный расчет срока окупаемости капвложений

1. Годовая выработка электроэнергии турбинами:

2×2500×8000 = 40 млн. кВт×ч

где    2500 кВт    – электрическая мощность, развиваемая одной турбиной;

8000 часов – среднегодовое время работы турбин.

2. Отпуск электроэнергии в сеть завода, учитывая дополнительные собственные нужды в размере 3,2% при работе дожимной компрессорной станции:

40×(1-0,032) = 38,72 млн. кВт×ч

3. Уменьшение ежегодной платы на покупку электроэнергии при тарифе 0,9 руб./кВт·ч без НДС составит:

38,72×0,9 = 34,85 млн. руб.

4. Определим годовой расход топлива на выработку электрической мощности:

4.1. часовой расход топлива на одну газотурбинную установку составит:

 нм³/ч

где  2500 кВт – электрическая мощность, развиваемая одной турбиной;

       860 – коэффициент перевода кВт в ккал/ч;

       0,265 – электрический КПД турбины;

       8000 ккал/м³ – теплотворная способность газа;

       0,99 – коэффициент теплового потока.

4.2. годовой расход топлива при работе 2-х газовых турбоустановок:

1024,4×2×8000 = 16,4 млн. нм³

где  2 – количество устанавливаемых турбоустановок;

       8000 часов – среднегодовое время работы турбин.

4.3. уменьшение расхода топлива потребляемого существующими котлами котельной при замещении их котлами-утилизаторами:

где    8000 ккал/м³ – теплотворная способность газа;

0,9 – ориентировочная оценка КПД существующих котлов котельной (см. табл.1);

61920 Гкал         – годовая выработка тепловой энергии котлами-утилизаторами (по данным завода-изготовителя);

4.4. тогда годовой расход топлива на выработку электрической мощности при работе 2-х газотурбинных установок составит:

16,4 – 8,6 = 7,8 млн. нм³

5. Увеличение затрат на покупку газа при тарифе 0,70 руб./нм³:

7,8×0,7 = 5,46  млн. руб.

6. Увеличение стоимости основных фондов ориентировочно составит 122 млн. руб.

7. Учитывая, что ресурс работы турбины составляет 15 лет принимаем амортизацию в размере 6,7 %, тогда амортизационные отчисления:

122×6,7% / 100% = 8,17 млн. руб.

8. Затраты на капитальный ремонт в расчете на год (приняты исходя из стоимости капитального ремонта двигателя ДО49Р; наработки двигателя до капитального ремонта  = 20000 часов; количества работы установки = 8000 часов) составят 3,84 млн. руб.

9. Затраты на покупку масла ТП-22С, ТП-22 по цене 24,2 руб/кг с учетом безвозвратных потерь масла 1,4 кг/ч (по данным завода-изготовителя):

24,2×1,4 ×8000 = 0,27 млн. руб.

10. Увеличение налога на основные фонды 2%:

122×0,02 = 2,44 млн. руб.

11. Годовое увеличение расходов на заработную плату из расчета 15 человек с окладами 6000 рублей и отчислений с ФОТ (36%)

6000×15×12×1,36 = 1,47 млн. руб.

12. Прочие затраты принимаем 15%:

0,15×(8,17 + 3,84 + 0,27 + 1,47) = 2,1 млн. руб.

13. Годовые эксплуатационные затраты связанные с установкой турбины составят:

5,46 + 8,17 + 3,84 + 0,27 + 2,44 + 1,47 +2,1 = 23,75 млн. руб.

14. Годовая экономия средств при реконструкции котельной в мини-ТЭЦ составит:

34,85 – 23,75 = 11,1 млн. руб.

15. После выплаты налога на прибыль в размере 24%, чистая прибыль составит:

11,1×(1-0,24) = 8,44 млн. руб.

16. Поток денежных средств (экономия +амортизация)

8,44 + 8,17 = 16,61 млн. руб.

17. Стоимость капвложений в реконструкцию ориентировочно составит 130,83 млн. руб. (без НДС)

 

18. Простой срок окупаемости капвложений с момента ввода в эксплуатацию:

 лет = 95 месяцев