Портал по тригенерации, когенерации и мини-ТЭЦ

Строительство  мини-ТЭЦ мощностью 4 МВт

 

Введение

Настоящее технико-коммерческое предложение разработано на основании опросного листа (заявки) Заказчика.

В настоящее время энергоснабжение (пар, горячая вода, электроэнергия) завода осуществляется от ТЭЦ. В связи с повышением тарифов на энергоресурсы Заказчик желает построить автономный источник энергоснабжения предприятия.

 

2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Для разработки ТКП Заказчик выдал следующие исходные данные:

Основные показатели:

2.1. Нагрузка

Электрическая МВт:  7,0

Тепловая Гкал/час:     40,5

В том числе в паре, т/ч:                        

Р=14 кгс/см2, (198 ºС):  22,0 – 24,0

В горячей воде, Гкал/ч, (130 ºС) :  14,0

2.2. Топливо: Основное – природный газ

2.3. Режим работы предприятия круглосуточный, в 3 смены, 365 дней в году.

2.4. Количество часов работы отопления – 5 088 час.

  1. Тарифы на энергоресурсы (с НДС):
  • Плата за электроэнергию – 0,805 руб/кВт.
  • Плата за пар – 246,0 руб/Гкал.
  • Плата за газ – 912,0 руб/тыс.м3.
  1. Температурный график теплосети – 130/70 ºС.
  2. Размещение ТЭЦ – в новом здании.

Выдача электроэнергии предусматривается на согласованные с Заказчиком РП при синхронизированной с работой внешней энергосистемой на собственное потребление, без передачи во внешние электрические сети.

 

ПРЕДЛАГАЕМЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ

При сравнении вариантов источников электро- и теплоснабжения (газовая турбина или газопоршневой двигатель) было уточнено, что у Заказчика имеется стабильная круглогодичная потребность в паре, в размере 22 – 24 т/ч. В то же время потребность в горячей воде на отопление и вентиляцию имеет сезонный характер (только отопительный сезон). При таком варианте теплового потребление наиболее выгодно (с точки зрения количества вырабатываемого одновременно тепла и электроэнергии) устанавливать газовую турбину с паровым котлом-утилизатором.

Исходя из графика среднечасового потребления электроэнергии, построенного на основании данных из опросного листа выбираем к установке 1 газовую турбину электрической мощностью 4 000 кВт, что позволит загрузить ее для покрытия базовой электрической мощности в течении всего года. Потребляемую сверх установленной электрическую мощность нужно будет докупать.

Установить оборудование на большую электрическую мощность не имеет смысла по следующим причинам:

  • увеличение установленной мощности сверх среднечасовой приведет к снижению числа часов использования установленной мощности, при снижении КПД установки и к возрастанию срока окупаемости;

  • выдача избытков электрической мощности в энергосистему потребует кроме согласования с энергосистемой еще и дополнительные капиталовложения, такие как правило:

    1. реконструкция распредустройства;

    2. реконструкция релейной защиты и системной автоматики;

    3. создание оперативной связи ТЭЦ с диспетчерским пунктом энергосистемы;

    4. учет электроэнергии, предусмотрев передачу информации о величине принятой и выдачей электроэнергии и мощности по системе АСКУЭ на ЦДП энергосистемы.

 

Исходя из вышеизложенного, в качестве технического решения предполагается установка блочно-модульной газотурбинной электростанции ГТЭИ-4 единичной мощностью 4 000 кВт с паровым котлом-утилизатором производительностью 12 т/ч, давлением пара 1,4 МПа (14 кгс/см2) и температурой пара 210 ºС.

Режим работы ГТЭИ-4 предусматривает параллельную работу с сетью энергосистемы. При необходимости (при ручном или автоматическом переключении) ГТЭИ-4 может работать в автономном режиме на (локальную сеть) без выдачи мощности в энергосистему.

ГТЭИ-4 может эксплуатироваться при относительной влажности воздуха 100% в температурном диапазоне от минус 55 до +34 С в климатических районах УХЛ (ХЛ) по ГОСТ 15150-69.

Конструкция ГТЭИ-4 выдерживает сейсмическое воздействие интенсивностью не менее 7 баллов по шкале МSК-64.

Элементы конструкции ГТЭИ-4 допускают максимальное значение давления снегового покрова 2кПа (200 кгс/м2) максимальное значение ветра 0,7кПа (70 кгс/м2) в соответствии со СниП 2.01.07-85.

Комплектность поставки ГТЭИ-4 приведена в Таблице 1.

Таблица 1

Перечень основных составных частей, входящих в ГТЭИ-4

и комплектов, поставляемых с ГТЭИ-4

 

№ п/п

Наименование

1.

Энергоблок контейнерного исполнения с системами обогрева, вентиляции, освещения

(основное и аварийное), контроля загазованности, пожаротушения и пожарной сигнализации, в том числе:

1.1.

ГТУ-4П с САУ ГТУ.

1.2.

Турбогенератор ТК-4-2 РУХЛ3 (либо аналогичный).

1.3.

Система охлаждения генератора.

2.

Блок управления с системами обогрева, вентиляции, освещения

(основное и аварийное) и пожарной сигнализации, в том числе:

2.1.

САУ ГТЭИ-4 на базе программно-технических средств ф. «Siemens».

2.2.

НКУ ГТЭИ-4 .

2.3.

Контроллер системы контроля загазованности (СТМ-10).

2.4.

Пожарный контроллер системы пожаротушения и пожарной сигнализации  ГТЭИ-4.

2.5.

Станция управления возбуждением генератора (СУВГ).

3.

Устройство воздухоочистительное (ВОУ).

4.

Система выхлопа, обеспечивающая возможность установки утилизатора.

5.

Утилизационный теплообменник (в качестве опции).

6.

Система маслообеспечения двигателя с блоком аппаратов воздушного охлаждения масла (БАВОМ).

7.

Система маслообеспечения редуктора с БАВОМ (БАВОМ общий с генератором).

8.

Система маслообеспечения генератора.

9.

Отсек маслобаков с системами обогрева, вентиляции, освещения (основное и аварийное),

пожаротушения и пожарной сигнализации, в том числе:

9.1.

Маслобаки двигателя, редуктора, генератора.

9.2.

Маслонасосы.

10.

Система дренажа масла из поддонов БАВОМов, энергоблока и отсека маслобаков.

11.

Отсек газовый с блоками фильтров топливного и пускового газа и универсальным расходомерным узлом.

12.

Система охлаждения ГТУ-4П с блоком вентиляционным.

13.

Заземление и металлизация агрегата.

14.

Площадки обслуживания и лестницы.

15.

Межблочные кабельные линии.

16.

Блок подготовки топливного газа (на группу ГТЭИ). Опция.

 

 

Технические данные ГТЭИ-4

 

№ п/п

Наименование параметра

Значение

1.

Номинальная мощность, МВт.

4,0*

2.

Тепловая мощность (при наличии утилизации выхлопных газов).

9 Гкал/ч

3.

Полная электрическая мощность турбогенератора, кВА.

5000

4.

Линейное напряжение, кВ .

6,3

5.

Частота переменного тока, Гц .

50

6.

Качество электроэнергии при  коэффициенте мощности

(cos  = 0,8):

**

6.1.

установившееся отклонение напряжения от среднерегулируемого
в установившемся тепловом состоянии при неизменной симметричной
нагрузке во всём диапазоне нагрузок, % от номинального, не более.

± 1

6.2.

нестабильность частоты переменного тока при установившихся
режимах работы во всём диапазоне мощностей, % (Гц), не более.

 0,4 (0,2)

 

№ п/п

Наименование параметра

Значение

6.3.

длительность переходных процессов регулирования напряжения
генератора при сбросе и набросе 50 % номинальной нагрузки, с, не более,

при этом отклонение от установившихся:

- напряжения, %, не более

- частоты тока, % (Гц), не более

10

 

 

 

±10

±8 (0,4)

7.

Время приема турбогенератором нагрузки с момента

подачи импульса на запуск ГТЭИ из прогретого состояния, мин.

10, не более

8.

Время достижения номинальной частоты вращения, с.

70

9.

Эффективный коэффициент полезного действия

(по величине мощности на муфте турбогенератора), % .

24, не менее*

10.

Номинальная частота вращения выходного вала

редуктора ГТУ и вала турбогенератора, об/мин (сек-1).

3000 (50)

 

11.

Коэффициент полезного действия турбогенератора, % .

97,0, не менее

12.

Избыточное давление пускового газа на входе в газовую систему ГТЭИ, МПа (кгс/см2).

0,5 (5) – 0,6 (6)

13.

Температура пускового газа, С.

+5... +50

14.

Расход пускового газа, кг/с .

1,5, не более

15.

Избыточное давление топливного газа на входе в газовую систему ГТЭИ, МПа (кгс/см2).

1,4...1,6

(14...16)

16.

Температура топливного газа, С.

+5...+50

17.

Расход топливного газа на максимальном режиме, кг/ч .

1500, не более

18.

Расход топливного газа на номинальном режиме, кг/ч .

1250

19.

Температура воздуха внутри отсеков ГТЭИ (кроме отсека ГТУ), С .

+5... +50

20.

Относительная влажность внутри отсеков ГТЭИ, %.

80, не более

21.

Средняя наработка на отказ, ч .

2100, не менее

22.

Средний ресурс до капитального ремонта, ч .

25000, не менее

23.

Назначенный ресурс эксплуатации, ч.

100000, не менее

24.

Коэффициент готовности к пуску.

0,96, не менее

25.

Коэффициент надежности пуска..

0,93, не менее

26.

Коэффициент использования.

0,9

27.

Срок службы.

15 лет, не менее

28.

Масса наиболее тяжелой транспортной единицы, кг.

50000, не более

29.

Масса ГТЭС, кг.

116000, не более

 

Примечания:

* - В станционных условиях:

  • атмосферное давление, мм рт. ст. 760;

  • температура окружающего воздуха, С + 15;

  • гидравлическое сопротивление входного тракта (разность между атмосферным и статическим давлением во входном сечении лемнискаты ГТУ) при стандартных климатических условиях, мм вод. ст., не более 100;

  • гидравлическое сопротивление выхлопного тракта (разность между атмосферным давлением и полным давлением на срезе выхлопного сопла ГТУ) при стандартных климатических условиях с учетом сопротивления УТО, мм. вод. ст., не более 180;

  • отсутствует отбор воздуха от ГТУ на нужды ГТЭИ-4.

    

 

** - Параметры даны при параллельной работе с энергосистемой.

Поскольку для работы газовой турбины требуется природный газ давлением 1,8 ÷ 2,0 МПа необходимо установить дожимную компрессорную станцию в контейнерном исполнении с двумя поршневыми компрессорами, которая будет расположена вне здания ТЭЦ.

Кроме вышеперечисленного оборудования в заводской ТЭЦ предусматривается установка комплекса всего необходимого вспомогательного оборудования (теплосиловая часть, водоподготовка, электросиловая часть, КИПиА, газоснабжения и др.) обеспечивающая нормальный технологический режим работы ТЭЦ.

Для выполнения ремонтных работ в помещении будет предусмотрена подвесная кран-балка грузоподъемностью 10 тн. для турбины.

Газотурбинную электростанцию необходимо разместить в новом здании. Здание предлагается из быстровозводимых конструкций с ограждающими панелями типа «Сэндвич». В этом же здании необходимо разместить паровой котел-утилизатор.

За пределами здания на расстоянии не менее 5 метров от границы стены устанавливается подземная емкость для аварийного слива из масла турбоагрегата.

Для удаления дымовых газов от газовой турбины предлагается установить одну самостоятельную дымовую металлическую трубу. Высота дымовой трубы будет определена после выполнения экологической части проекта (защита воздушного бассейна и расчет выбросов).

Так как, для эксплуатации ГТЭ и котла-утилизатора не требуется постоянный обслуживающий персонал, то контроль за их работой будет вестись из главной операторской (группового щита ТЭЦ), куда будут вынесены основные параметры работы установок, сигнализации о неисправностях, а также пульты управления оборудования.

Выдачу электрической мощности от ГТЭ предлагается выдать на существующие и согласованные Заказчиком РП.

Работа ГТЭ будет автоматически синхронизирована с работой внешней энергосистемы.

 

4. ОРИЕНТИРОВОЧНЫЕ ЭТАПЫ И СРОКИ РЕАЛИЗАЦИИ ПРОЕКТА

4.1. Разработка проектной документации – 3-4 месяца.

4.2. Заказ, изготовление и поставка оборудования – 12-14 месяцев.

4.3. Строительно-монтажные и пусконаладочные работы со сдачей объекта Заказчику – 4-5 месяцев.

Срок и продолжительность работ указана по этапам Договора и при условии стабильного финансирования.