Портал по тригенерации, когенерации и мини-ТЭЦ

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  SEQ Таблица \* ARABIC 1. Установленные паровые котлы

Тип котла

Кол.

Произво-дительность,
т/ч

Разрешенное давление,
кг/см2 (изб)

Разрешенная температура,
°С

Год ввода в эксплуатацию

1.

ДЕ-10-44-250

2

8

12

180

1991

2.

ДЕ-25-14-225

1

22

14

225

2001

3.

«Паукер»

1

35

12

350

1930

4.

«Стерлинг»

1

20

8

350

1929

5.

«Стерлинг»

1

24

12

350

1931

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  SEQ Таблица \* ARABIC 2. Потребители пара

Тип

потребителя

Отопительный сезон

Неотопительный сезон

Режим потребления

Кол-во пара,
т/ч

Давление,
кг/см2

(изб)

Температура,
°С

Кол-во пара,
т/ч

Давление,
кг/см2

(изб)

Температура,
°С

1.

Технология 1

13,5

12

200

13,5

12

200

круглосут.

круглогод.

2.

Отопление

11,3

3

200

-

-

-

круглосут.

отоп. сезон

3.

Вентиляция

7,5

3

200

-

-

-

круглосут.

отоп. сезон

4.

Горячее водоснабжение

0,5

3

200

0,5

3

200

круглосут.

круглогод.

5.

Мазутное хозяйство

27

круглосут.

круглогод.

6.

Собственные нужды

5

3

200

3,5

3

200

круглосут.

круглогод.

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  SEQ Таблица \* ARABIC 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

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 =  =рабочие*зарплата*(1+НОТ/100)*12/1000000 1,47

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