Портал по тригенерации, когенерации и мини-ТЭЦ

Реконструкция котельной промышленного предприятия в мини-ТЭЦ при помощи паровой турбины. Вариант 3

   1. 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  SEQ Таблица \* ARABIC 1. Паровые котлы

Тип котла

Кол.

Произво-дительность
т/ч

Разрешенное давление
кг/см2(изб)

Разрешенная температура
°С

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  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

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.):

·        – 12 т/ч, 1,2 МПа, 187°С;

·        – 15 т/ч, 0,3 МПа, 135°С;

·                          – 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××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);

·              – 1 т/ч,    0,3 МПа, 135°С;

·                        – 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  SEQ Таблица \* ARABIC 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

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.

        


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 =  =фонды*амортизация/100 1,06

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 =  =рабочие*зарплата*(1+НОТ/100)*12/1000000 0,49

11. Прочие затраты принимаем в размере  30%:

0,3×(1,06 + 0,21 + 0,49) =  =ПП/100*(Отчисления+Ремонт+Персонал) 0,53

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:

7,24 –  3,66 =  =экономия-затраты 3,58

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

3,58×(1-0,24) =  =прибыль*(1-0,24) 2,72

15. Поток денежных средств (экономия +амортизация)

2,72+ 1,06 =  =ЧП+Отчисления 3,78

16. Стоимость капвложений в реконструкцию ориентировочно составит 32,93 млн. руб. (без НДС)

17. Простой срок окупаемости капвложений с момента ввода в эксплуатацию  =Капвложения/(ЧП+Отчисления) 8,7116 года:

» 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