Солнечные элементы
Тенденции
Сбережение
Аналитики
Энергообмен
Инвесторы
ЭнергоСША
Газ
Энергоаудит
Эн.сбережение
Экология
|
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 0.0105 |