Главная >  Энергосбережение 

 

Реконструкция котельной промышле. На объекте имеется собственная котельная, на которой установлено 4 котла ДКВр-10 и 2 котла ГМ-50-14, параметры которых указаны в табл.1.

 

Краткое описание существующего положения

 

 

Таблица Паровые котлы

 

Кол.

 

Тип котла

 

Разрешенное давление
кг/см2(изб)

 

Произво-дительность
т/ч

 

Год

 

Разрешенная температура
°С

 

1.

 

ввода в эксплуатацию

 

4

 

ДКВр-10

 

9

 

10

 

1962

 

194

 

ГМ-50-14

 

2.

 

50

 

2

 

200

 

13

 

Из указанных в табл.1 котлов в настоящее время работает 2 котла ДКВр-10 и 1 котел ГМ-50-1 Пар, вырабатываемый котлами, поступает на технологию, отопление и на покрытие собственных нужд. Потребители пара приводятся в нижеследующей таблице 2.

 

1979

 

 

Таблица Потребители пара

 

потребителя

 

Тип

 

Неотопительный сезон

 

Отопительный сезон

 

Кол-во пара
т/ч

 

Режим потребления

 

Температура,
°С

 

Давление
кг/см2 (изб)

 

Давление
кг/см2 (изб)

 

Кол-во пара
т/ч

 

1.

 

Температура,
°С

 

12

 

Технология 1

 

187

 

11

 

11

 

12

 

круглосуточно

 

187

 

Технология 2

 

2.

 

2

 

15

 

15

 

135

 

135

 

2

 

3.

 

круглосуточно

 

18

 

Отопление

 

135

 

2

 

4.

 

отопительный сезон

 

1

 

Горячее водоснабжение

 

135

 

2

 

2

 

1

 

круглосуточно

 

135

 

Собственные нужды

 

5.

 

2

 

0,5

 

0,5

 

135

 

135

 

2

 

Продолжительность отопительного сезона согласно СниП 23-01-99 – 216 дней (5184 часов).

 

круглосуточно

 

Расчетная нагрузка отопления 16,5 Гкал/ч.

 

Температурный график системы отопления – 95/70 0С.

 

Основное топливо – природный газ теплотворной способностью 7950 ккал/нм Резервное топливо – мазут.

 

Схема горячего водоснабжения – закрытая.

 

Тарифы на энергоносители (без НДС):

 

Годовое потребление электроэнергии комбинатом ~23 млн.кВт ч.

 

- электроэнергия – руб./кВт ч 0,71

 

- заявленная мощность – руб. за кВт в месяц 211

 

- природный газ – руб./нм3 0,93

 

- электроэнергия с учетом заявленной мощности: 1,10

 

Проанализируем параметры пара на выходе из котлов и потоки пара, которые поступают к потребителям.

 

Предлагаемые технические решения

 

· технологической нагрузки 1 – 12 т/ч, 1,2 МПа, 187°С;

 

Вырабатываемый котлами пар в количестве 70 т/ч с абсолютным давлением 10 кг/см2 = 1,0 МПа и температурой 194°С (см. табл. идет на покрытие (см. табл.2.):

 

· отопительной нагрузки – 18 т/ч, 0,3 МПа, 135°С

 

· технологической нагрузки 2 – 15 т/ч, 0,3 МПа, 135°С;

 

· горячего водоснабжения – 1 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 - (-4. )/(18 - (-3 ) = 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);

 

Таким образом, можно выделить группу потребителей пара с параметрами 0,3 МПа и 135°С и расходом пара:

 

· собственных нужд – 0,5 т/ч, 0,3 МПа, 135°С.

 

– летом: 15 + 1 + 0,5 = 16,5 т/ч.

 

– зимой: 15 + 7,7 + 1 + 0,5 = 24,2 т/ч;

 

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 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.

 

Номинальные технические характеристики паровой турбины приведены в таблице 3.

 

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».

 

Показатели

 

Таблица Номинальные технические характеристики турбины

 

Номинальная мощность, кВт

 

ТГ-1,5А/10,5 Р13/3

 

-турбины

 

Частота вращения ротора, об/мин

 

Параметры 3-фазного электрического тока:

 

-генератора

 

-частота, Гц

 

-напряжение, В

 

-абсолютное давление, МПа

 

Ном. параметры свежего пара (рабочий диапазон):

 

Номинальное абсолютное давление пара за турбиной (рабочий диапазон), кПа

 

-температура, 0С

 

Номинальная температура охлаждающей воды/воздуха (рабочий диапазон), 0С

 

Номинальный расход пара, т/ч

 

Автономная масляная система:

 

Расход охлаждающей воды на теплообменники, м3/ч

 

-масса турбогенератора, т

 

-емкость масляного бака, м3

 

Габариты ТГ, м:

 

-масса поставляемого оборудования, т

 

-ширина

 

-длина

 

Тип генератора

 

-высота

 

10500*

 

1500

 

10500

 

3000

 

1,3

 

50

 

191

 

(1,1-1,

 

(200-40

 

300

 

25

 

34,5

 

30

 

(4-3

 

17,2

 

1,0

 

5,89

 

18,5

 

2,39

 

2,36

 

* – с заводом имеется договоренность на изготовление турбоагрегата с турбогенератором на напряжение 6300 В.

 

ТК-1,5

 

– срок службы, лет

 

Эксплуатационные характеристики турбоустановки:

 

– межремонтный период, лет

 

25;

 

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.

 

5.

 

Блочная поставка обеспечивает быстрый (до 1 месяца) ввод в эксплуатацию.

 

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.

 

Турбина будет работать параллельно с существующими редукционными установками и резервироваться ими в случае аварийного останова турбины или вывода турбины в плановый ремонт.

 

В случае аварийного останова турбины пропуск пара будет осуществляться через байпас турбины. Турбоустановку предлагается разместить в пристройке к существующему котельному отделению.

 

Выдача электрической мощности от турбины ТГ-1,5 предполагается на секции 6 кВ РУ котельной.

 

Принципиальная тепловая схема включения турбоустановки в тепловую схему котельной приведена на рис.1.

 

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.

 

Работу генератора предлагается осуществить параллельно с энергосистемой.

 

Стоимостные показатели

 

Рис.1 Принципиальная тепловая схема

 

Простой срок окупаемости капитальных вложений с момента ввода объекта в эксплуатацию, определенный по общепринятой методике для аналогичных объектов промышленной теплоэнергетики.

 

Общий объем капитальных вложений на условиях «под ключ» по укрупненным показателям в текущих ценах ориентировочно составит (без НДС) 32,93 млн. руб.

 

Ориентировочный расчет срока окупаемости капвложений

 

Приложение №1

 

1000 5184 + 500 (8400-518 = 5,18 + 1,61 = 6,79 млн. кВт ч

 

Годовая выработка электроэнергии турбиной:

 

500 кВт – электрическая мощность турбины в неотопительный период.

 

где 1000 кВт – электрическая мощность, развиваемая турбиной в отопительный период (длительность отопительного сезона 5184 часов);

 

Уменьшение потребления электроэнергии от ТЭЦ с учетом дополнительных собственных нужд в размере 3% при установке турбины:

 

8400 часов – среднегодовое время работы турбины.

 

Уменьшение ежегодной платы на покупку электроэнергии с учетом заявленной мощности при тарифе 1,1 руб./кВт·ч без НДС составит:

 

6,79 (1-0,0 = 6,59 млн. кВт ч

 

Дополнительный расход природного газа на паровые котлы при выработке электрической мощности:

 

6,59 1,1 = 7,24 млн. руб.

 

где 860 – перевод кВт в ккал/ч;

 

(6.79 * 86 /(0.9 * 7950 * 0.93 * 0.9 = 0. млн. нм3

 

0,93 – электромеханический КПД турбоустановки;

 

7950 ккал/кг – теплотворная способность газа;

 

0,99 – коэффициент теплового потока.

 

0,90 – КПД котлов;

 

0,9 0,93 = млн. руб.

 

Увеличение затрат на покупку газа при тарифе 0,93 руб./нм3:

 

Учитывая, что ресурс работы турбины составляет 25 лет принимаем амортизацию в размере %, тогда амортизационные отчисления:

 

Увеличение стоимости основных фондов ориентировочно составит млн. руб.

 

Расходы на ремонтно-техническое обслуживание оборудования принимаем в размере 20% от амортизации:

 

26,4 0,04 = 1,06 млн. руб.

 

Увеличение налога на основные фонды %:

 

1,06 0,2 = 0,21 млн. руб.

 

1 Годовое увеличение дополнительных расходов на заработную плату из расчета человек с окладами рублей и отчислений с ФОТ %)

 

26,4 0,02 = 0,53 млн. руб.

 

1 Прочие затраты принимаем в размере %:

 

6000 5 12 1,36 = 0,49 млн. руб.

 

1 Годовые эксплуатационные затраты связанные с установкой турбины составят:

 

0,3 + + ) = 0,53 млн. руб.

 

1 Ежегодная экономия средств с учетом эксплуатационных затрат:

 

0,84 + 1,06 + 0,21 + + 0,49 + = 3,66 млн. руб.

 

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

 

– = 3,58 млн. руб.

 

1 Поток денежных средств (экономия +амортизация)

 

(1-0,2 = 2,72 млн. руб.

 

1 Стоимость капвложений в реконструкцию ориентировочно составит млн. руб. (без НДС)

 

+ 1,06 = 3,78 млн. руб.

 

(32.93/3.7 = 8. лет или » 105 месяцев

 

1 Простой срок окупаемости капвложений с момента ввода в эксплуатацию 8,7116 года:

 

1 Себестоимость выработки собственной электроэнергии:

 

1 Срок возврата капитала: 8,7 + 1,0 = 9,7 года

 

 

3,66/6,59 = 56 коп/кВт ч

 



 

Газорасширительные турбоустановк. Мониторинг ресурсопотребления в. Аннотация статей. Полезные советы менеджерам проектов. Система энергоменеджмента.

 

Главная >  Энергосбережение 

0.0046