Главная >  Инжиниринг 

 

От реконструкции котельной в Пуш. ЗАО «Лентеплоснаб»

 

Гл. инженер В.И.Хлебников, зам. гл. инженера Д.А.Филимонов,
инженер А.М.Моисеев

 

В 2000 году квартальная котельная г. Пушкина была реконструирована в мини-ТЭЦ. При этом в котельной был установлен паротурбогенератор отечественного производства мощностью 1500 кВт, работающий параллельно с внешней электрической сетью напряжением 6,3 кВ. Для выработки электроэнергии используется насыщенный пар, с давлением 1,4 Мпа, от пяти существующих котлов ДКВр-10/1 Однако теперь, в отличие от традиционных схем котельных, свежий пар поступает на турбину, где совершает полезную работу, а отработанный пар поступает на теплообменные аппараты и используется на нужды теплоснабжения. При этом величина удельного расхода условного топлива на выработку электроэнергии в среднем в два раза ниже, чем на основных предприятиях РАО «ЕЭС России». Несмотря на то, что количество вырабатываемой электроэнергии целиком диктуется величиной теплопотребления котельной, ее количества хватает для полного покрытия собственных нужд котельной, и объективно существует возможность экспорта электроэнергии во внешнюю сеть.
С точки зрения объёмов капитальных затрат реализованный вариант для подобных котельных является наиболее экономически привлекательным - капитальные вложения на 1 кВт установленной мощности на сегодняшний день являются наименьшими по сравнению с аналогичными когенерационными установками (газотурбинными, газопоршневыми и др.). Сравнительно низкая себестоимость обусловлена прежде всего максимальным использованием существующего оборудования котельной - котлов, подогревателей, технологических трубопроводов. При этом, в случае использования существующего здания или помещения под турбогенератор, затраты могут снизиться на 25-30 %.

 

Совместное производство тепловой и электрической энергии, получившее в нашей стране широкое развитие на крупных теплоэлектроцентралях, сейчас становится возможным на уровне отопительной котельной. При этом значительно снижаются удельные капитальные затраты на создание генерирующих мощностей по сравнению со строительством новой ТЭЦ, что подтверждает опыт работы ЗАО «Лентеплоснаб».

 

Однако реализация такого проекта связана с необходимостью реконструкции не только распределительной подстанции котельной, но и питающих ее высоковольтных подстанций, принадлежащих энергосистеме. Кроме того, потребовалось перезаключение договоров с электроснабжающей организацией. К сожалению, нормативно-правовая база для подобных соглашений в настоящее время в полном объеме отсутствует и предприятиям приходится действовать в условиях частичного правового «вакуума».
Несмотря на вышеперечисленные трудности, в 2001 году установленный на котельной ЗАО «Лентеплоснаб» турбогенератор ПТГ-1500 начал производство электроэнергии на нужды котельной, и в настоящее время имеются вполне конкретные результаты от реализации проекта:
За восемь месяцев эксплуатации турбогенератора в режиме комплексного опробования выработано более 3 млн. кВт.*час электроэнергии, при себестоимости на уровне 18-22 коп/кВт*час, что значительно ниже стоимости покупной электроэнергии.
Расход условного топлива на выработку электроэнергии имел место на уровне 160-180 грамм/кВт*час, что значительно ниже аналогичного показателя большинства современных ТЭЦ России.
Снижение затрат на электроэнергию определило общее снижение себестоимости отпускаемого тепла примерно на 10% (что является особенно актуальным для крупных котельных с большими объёмами теплоотпуска).
При этом капвложения для установок такого класса находятся на уровне 200-300$ /кВт устанавливаемой мощности, что выгодно отличает их от других когенерационных установок, применение которых возможно на котельных.
В результате командой специалистов ЗАО «Лентеплоснаб» был реализован экономически эффективный инвестиционный проект, имеющий реальную финансовую отдачу и приемлемые сроки окупаемости.
Имеющийся опыт установки электрогенерирующих мощностей на 2-й Пушкинской котельной позволяет в настоящее время осуществлять более крупномасштабный проект - установку паровой турбины с противодавлением, мощностью 3500 кВт на более мощной 2-й Колпинской котельной. При этом специалистам предприятия пришлось решать сложную технико-экономическую задачу - выбора оптимальной мощности турбогенератора и вида покрываемых нагрузок паром из противодавления турбины.
Основными ориентирами в решении данной задачи служили максимальная годовая выработка электроэнергии, а также загруженность турбины в течение всего года (за исключением ремонтного периода). С учетом того, что на 2-й Колпинской котельной установлено три паровых котла ДЕ-25/14-225 Бийского котлотурбинного завода (производительностью 25 т пара/час каждый) и два водогрейных котла КВГМ-100 (теплопроизводительностью 100 Гкал/час), а также имеющейся нагрузки отопления и ГВС, было принято решение установить блочный турбогенератор Калужского турбинного завода мощностью 3500 кВт. Максимальный расход пара на турбину составляет 50 т пара/час, давление пара перед турбиной 1,2-1,4 Мпа, за турбиной - 0,06-0,4 Мпа. Имеющийся в котельной пар с перегревом до 2250С позволяет повысить выработку электроэнергии на 10% (при аналогичных расходах насыщенного пара). Пар из противодавления турбины будет использоваться как на нужды горячего водоснабжения, так и на нагрузку отопления.
Подобный выбор мощности турбины позволит осуществлять ее 100% загрузку в отопительный период и 50% загрузку в летний период (на базе потребления ГВС). При этом мощности турбины будет достаточно для полного покрытия собственных нужд котельной в электроэнергии и выдачи ее излишков во внешнюю сеть.
Разработанный в настоящее время специалистами Севзапвнипиэнергопрома проект реконструкции 2-й Колпинской котельной включает в себя строительство нового корпуса на территории котельной, где разместятся: машинный зал с установленной турбиной, бойлерная с подогревателями отопления и ГВС, а также электрические распределительные устройства. Новый корпус будет соединен с основным зданием котельной крытым переходом.
Реконструированная таким образом котельная сможет генерировать при существующих подключенных нагрузках до 20 000 МВт*ч/год на фоне прогнозируемой себестоимости 20-25 коп/квт*час. Предполагаемая эффективность проекта составляет около 10 млн. рублей в год, срок окупаемости - 4,5 года. Реконструкция 2-й Колпинской котельной должна быть завершена в 2003 году.
В заключение отметим, что массовая реализация данных проектов возможна только при принятии законодательных актов муниципального или федерального уровня, регламентирующих основные аспекты подключения малых производителей и льготные условия продажи производимой ими электрической энергии. Такие нормы, в настоящее время действующие в большинстве развитых стран, способствовали быстрому росту числа «индивидуальных» производителей и снижению цен на электроэнергию.

 

Одной из ключевых проблем, успешно решенных в данном проекте, явилась реализация параллельной работы электрогенератора с внешней электросетью, что является непременным условием надежного функционирования котельной после реконструкции и имеет следующие преимущества:
дает возможность продажи избыточной электроэнергии внешним потребителям (что резко снижает сроки окупаемости проекта в целом);
позволяет осуществлять работу генератора в широком диапазоне мощностей, не ограничивая объемами электропотребления котельной;
обеспечивает надежность электроснабжения котельной не только от имеющихся вводов, но и от собственного источника электроэнергии.

 



 

Преимущества электростанций с по. Энергосбережение и регулируемый. О нормах проектирования отопления. Регулирование тарифов на электрическую и тепловую энергию на примере ОАО. Международные источники финансирования.

 

Главная >  Инжиниринг 

0.0045