Реконструкция котельной промышленного предприятия в мини-теплоэлектроцентрали при помощи паровой турбины

Размещено на http://www.allbest.ru/

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

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 1 - Паровые котлы

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 2 - Потребители пара

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.кВтч.

Тарифы на энергоносители (без НДС):

- заявленная мощность - руб. за кВт в месяц211

- электроэнергия - руб./кВтч0,71

- 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 194С (см. табл.1) идет на покрытие (см. табл.2.):

технологической нагрузки 1- 12 т/ч, 1,2 МПа, 187С;

технологической нагрузки 2- 15 т/ч, 0,3 МПа, 135С;

отопительной нагрузки- 18 т/ч, 0,3 МПа, 135С

(поскольку отопительная нагрузка меняется от сезона к сезону, определяется средняя нагрузка за отопительный сезон: 18 т/ч = 180,43 = 7,7 т/ч, где tcp = - 4,70С - средняя температура за отопительный сезон; tp = - 35 0С- расчетная температура отопления; 18 0С - температура в помещении);

горячего водоснабжения- 1 т/ч, 0,3 МПа, 135С;

собственных нужд- 0,5 т/ч, 0,3 МПа, 135С.

Таким образом, можно выделить группу потребителей пара с параметрами 0,3 МПа и 135С 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 187С на технологическую нагрузку 1, а пар с параметрами 0,3 МПа и 135С 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.кВтч 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 3 - Номинальные технические характеристики турбины

* - 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. паровой котел температурный турбина

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:

10005184 + 500(8400-5184) = 5,18 + 1,61 = 6,79 млн. кВтч

где1000 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. кВтч

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

6,591,1 = 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: 0,90,93 = 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:

26,40,04 = 1,06 млн. руб.

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

1,060,2 = 0,21 млн. руб.

9. Увеличение налога на основные фонды 2%:

26,40,02 = 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%)

60005121,36 = 0,49 млн. руб.

11. Прочие затраты принимаем в размере 30%:

0,3(1,06 + 0,21 + 0,49) = 0,53 млн. руб.

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 = 3,58 млн. руб.

14. После выплаты налога на прибыль в размере 24%, чистая прибыль составит:3,58(1-0,24) = 2,72 млн. руб.

15. Поток денежных средств (экономия +амортизация)

2,72+ 1,06 = 3,78 млн. руб.

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

17. Простой срок окупаемости капвложений с момента ввода в эксплуатацию 8,7116 года: лет или 105 месяцев

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

19. Себестоимость выработки собственной электроэнергии: 3,66/6,59 = 56 коп/кВтч

Размещено на Allbest.ru