Реконструкция котельной промышленного предприятия в мини-ТЭЦ при помощи газотурбинных установок

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Реконструкция котельной промышленного предприятия в мини-ТЭЦ при помощи газотурбинных установок

1.Краткое описание существующего положения

газотурбинный котельный промышленный

На предприятии имеется собственная котельная, на которой установлены паровые котлы. Тип и параметры котлов указаны в табл.1.

Таблица 1. Установленные паровые котлы

Таблица 2. Потребители пара

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.

Продолжительность отопительного сезона 5784 часов.

Схема горячего водоснабжения - закрытая. Температурный график системы отопления - 110С/85С.

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/кВтч 0,9

- природный газ, руб./нм³ 0,7

2.Предлагаемые технические решения

газотурбинный котельный промышленный

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 200С.

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 3. Характеристики газотурбинной установки ГТЭС-2,5

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.

3.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

Ориентировочный расчет срока окупаемости капвложений

1. Годовая выработка электроэнергии турбинами:

225008000 = 40 млн. кВтч

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. кВтч

3. Уменьшение ежегодной платы на покупку электроэнергии при тарифе 0,9 руб./кВт·ч без НДС составит:

38,720,9 = 34,85 млн. руб.

4. Определим годовой расход топлива на выработку электрической мощности:

4.1. часовой расход топлива на одну газотурбинную установку составит:

нм³/ч

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:

1024,428000 = 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:

7,80,7 = 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:

1226,7% / 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):

24,21,4 8000 = 0,27 млн. руб.

10. Увеличение налога на основные фонды 2%:

1220,02 = 2,44 млн. руб.

11. Годовое увеличение расходов на заработную плату из расчета 15 человек с окладами 6000 рублей и отчислений с ФОТ (36%)

600015121,36 = 1,47 млн. руб.

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

Размещено на Allbest.ru