Реконструкция котельной промышленного предприятия в мини-ТЭЦ 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 котельной установлено 6 паровых котлов типа ГМ-50-14-250 паропроизводительностью по 50 т/ч, давлением пара на выходе из котла 1,4 Мпа, температурой 2500С и 4 водогрейных котла теплопроизводительностью по 50 Гкал/ч.

Потребление пара согласно опросного листа выглядит следующим образом:

- технология 0,9Мпа, 2200С 1550 т/ч:

- отопление 25Гкал/ч;

- горячее водоснабжение 12 Гкал/ч;

- мазутное хозяйство, 0,6Мпа, 2150С 1 т/ч.

Тарифы на энергоносители

заявленная мощность, руб./квт 126; в месяц

электроэнергия, руб./кВт 0,692;

природный газ, руб. за 1000 Нм 3 500.

Предлагаемые технические решения.

В связи с тем обстоятельством, что существующие котлы типа ГМ-50-14-250 выработали свой ресурс, и требуется их замена, а также для осуществления возможности выработки электроэнергии на паре требуемом технологическому потребителю предлагается следующее техническое решение:

1. демонтировать три рядом стоящих котла ГМ-50 выработавших свой ресурс работы;

2. на освободившемся месте установить 3 новых блочных котла типа БЭМ-25-3,9-440 паропроизводительностью 25 т/ч на параметры пара 3,9 МПа, 4400С и одну противодавленческую турбину с регулирующим отбором пара типа ПР-6-3,4-/1,0/0,1-1 электрической мощностью 6 000 кВт.

Такое решение позволит покрывать как технологическую, так и отопительную нагрузку из отбора турбины и противодавления и тем самым вырабатывать электроэнергию на тепловом потреблении предприятия.

Отбор турбины позволяет выдавать пар с параметрами 1,0 МПа, 2980С в количестве до 50 т/ч при расходе на турбину 67,5 т/ч. Отборный пар будет потребляться технологическими потребителями, а также поступать на подогреватель высокого давления для подогрева питательной воды после атмосферного деаэратора с температуры 104 до 145 0С при работе котельной на мазуте.

Для резервирования турбины будет установлено РОУ 40/13, 440/3000С с подачей пара в существующий паровой коллектор от котлов ГМ-50.

Выхлопной пар из турбины давлением 0,120,15 МПа предлагается направить на собственные нужды котельной (подогрев исходной воды, деаэрация и т.п.) и подогреватели и деаэраторы горячего водоснабжения. Избытки пара в отопительный сезон можно также направлять в устанавливаемый теплообменник предварительного нагрева обратной сетевой воды.

Паровой газомазутный котел типа БЭМ-25/4,0-440 производства ОАО "Белэнергомаш" представляет из себя моноблочный, горизонтальный, 2-х барабанный, газоплотный с естественной циркуляцией. Котел комплектуется двумя последовательно включенными стальными экономайзерами.

Котел снабжен одной газомазутной горелкой типа ГМ-20х с диапазоном регулирования от 20 до 100% нагрузки.

Регулирование температуры перегретого пара возможно выполнить одним из двух способов:

- выпрыскивающим пароохладителем;

- частичным перепуском газов помимо пароперегревателя.

Выбор того или иного способа регулирования температуры пара будет решаться при заказе котлоагрегата.

Все элементы котла, работающие под давлением, рассчитаны на срок эксплуатации 200 000 часов.

Комплектность поставки котла БЭМ-25/3,9-440 ГМ со сводкой масс:

Номинальные технические характеристики турбины приведены в нижеследующей таблице.

Турбина представляет собой одноцилиндровый агрегат, разделенный камерой регулируемого отбора на часть высокого давления (ЧВД) и часть низкого давления (ЧНД).

На крышке корпуса переднего подшипника установлен блок регулирования турбины, а на крыше корпуса заднего подшипника установлен гидравлический валопроводный механизм, действующей от отдельного масляного насоса с электроприводом.

Парораспределение высокого давления - клапанное. Открытие и закрытие клапанов осуществляется от сервомотора системы регулирования командными органами, которого являются регулятор скорости и регулятор давления. пар котел горелка

Парораспределение части низкого давления осуществляется поворотной диафрагмой, исполнительным органом, которой является соответствующий сервомотор, а командным - регулятор давления промежуточного отбора.

Турбина комплектуется системой маслоснабжения, предназначенной для обеспечения смазки и охлаждения подшипников турбины и генератора, для снабжение маслом гидродинамической системы регулирования и защиты турбины, а также сервопривода валоповоротного устройства.

Турбина снабжена системой регулирования обеспечивающей автоматическое регулирование:

- скорости вращения ротора;

- давление пара в промежуточном оборе;

- давления пара на выхлопе.

Система регулирования автономная: при изменении электрической нагрузки и частоты вращения регулятор скорости дает импульсы на регулирующие органы парораспределения так, что не нарушает заданного давления в оборе, и, наоборот, при изменении тепловой нагрузки регулятор давления дает импульс на регулирующие органы парораспределения, не нарушая установившейся частоты вращения.

Система регулирования турбин обладает высокой степенью быстродействия. Мгновенный сброс электрической нагрузки с генератора не вызывает срабатывания регулятора безопасности.

Турбина оснащается системой защиты предназначенной для остановки турбины при достижении какими-либо параметрами аварийных значений. Предусмотрены следующие защитные устройства:

- регулятор безопасности, обеспечивающий закрытие стопорного клапана при повышении частоты вращения ротора турбины до 55-56 об/сек (3300-3360 об/мин);

- дистанционный выключатель, останавливающий турбину по электрическому импульсу от реле давления масла в системе смазки;

- реле давления масла в системе регулирования турбины. Это же реле автоматически включат пусковой масляный насос;

- устройство защиты упорного подшипника при осевом сдвиге ротора сверх допустимого;

- ручной выключатель автоматического затвора.

Управление турбины может быть выполнено в двух вариантах: местное или дистанционное (по выбору Заказчика).

При местом управлении в непосредственной близости (не далее 15 метров) устанавливается местный щит управления, КИП, сигнализации и защиты.

При дистанционном управлении на групповом щите управления котельной устанавливается дистанционный щит управления, КИП, сигнализации и защиты, а рядом с турбиной местный щиток с приборами, необходимыми для пуска турбоустановки.

Питание электродвигателей системы дистанционного управления осуществляется от сети переменного тока напряжением 380/220в, за исключением электродвигателя аварийного масляного насоса, питание которого предусмотрено постоянным током напряжением 220 в.

Для предупреждения персонала обслуживающего турбоустановку об отклонениях каких-либо параметров от номинальных величин имеется аварийная, предусмотрительная и технологическая сигнализация, отражающая наиболее важные для электростанции параметры.

Для облегчения и ускорения монтажа турбина поставляется на металлической фундаментной раме, что гарантирует сохранение заводской центровки турбины.

Эксплуатационные характеристики:

- срок службы, лет 40;

- межремонтный период, лет 6.

Комплектность поставки турбины приведена в нижеследующей таблице:

В качестве генератора электроэнергии предлагается турбогенератор типа Т-6-2 УЗ мощностью 6000 кВт производства ОАО "Привод" г. Лысьва. Основные технические характеристики турбогенератора:

- электрическая мощность, кВт 6 000

- генераторное напряжение, В 6 300

- частота вращения, об/мин 3 000

- КПД, % 97,6

- масса, кг 20 000

Комплектно с турбогенератором поставляются системы возбуждения, воздухоохладители, аппаратура термконтроля, монтажные приспособления, фундаментная арматура, эксплуатационная документация.

Комплект поставки основного и вспомогательного оборудования и материалов включает в себя следующее:

- один турбоагрегат;

- три котлоагрегата в комплекте согласно вышеуказанной спецификации;

- три питательных насоса высокого давления;

- подогреватель высокого давления;

- редукционно-охладительная установка РОУ 40/13, 440/3000С;

- трубопроводы, арматура, КИП, кабельная продукция, газовоздуховоды в пределах котлов и до дымовой трубы.

Стоимостные показатели.

Общий объем капитальных вложений в строительство на условиях "под ключ" по укрупненным показателям в текущих ценах ориентировочно составит ~ 120 млн.руб. Срок окупаемости капитальных вложений в реконструкцию котельной, определенный по общепринятой методике для аналогичных объектов промышленной теплоэнергетики, при указанной Заказчиком стоимости электрической энергии и топлива, составит 35 месяцев (Приложение 1).

В вышеуказанную стоимость не включено:

- затраты, связанные с выполнением технических условий энергосистемы;

- возможные затраты на реконструкцию химводоочистки для доведения качества питательной воды до норм ПТЭ для котлов с давлением 4,0 МПа.

Общая стоимость реализации проекта и по отдельным статьям расходов будет уточнена при разработке ТЭО, разрабатываемом по техническому заданию, утвержденному Заказчиком, в котором будут определены конкретные объемы строительства, с учетом местных условий.

Приложение 1.

Ориентировочный расчет срока окупаемости капвложений.

Среднегодовое потребление пара из отбора 1,0 МПа, 2980С с учетом ПВД, и мазутохозяйства составит, примерно, 28 т/ч при числе часов работы отбора 6120 часов из условия работы пять дней в неделю в трехсменном режиме и 4 т/ч в остальное время.

Продолжительность отопительного сезона 226 суток или 5424 час.

Среднегодовое время работы турбины примем 8400 часов.

Примем, условно, отопительный сезон 30 недель, неотопительный 22 недели из которых, в среднем, две недели турбина будет находится в ремонте. Таким образом число часов работы турбины в неотопительный сезон в выходные дни составит (22-2)224=960 часов.

Из условий максимальной выработки электроэнергии на тепловом потреблении согласно диаграмме режимов турбины распределение пара по отборам и выработка электрической мощности будет выглядеть следующим образом:

1. Годовая выработка электроэнергии турбиной

где 6000 и 2700 кВт - электрическая мощность, развиваемая турбиной;

8400 - среднегодовое время работы турбины.

2. Уменьшения платы за покупку электроэнергии при тарифе 0,692 р/квт·ч без НДС составит:

47,23х 0,692х 1,2=39,22 млн.руб.

3. Уменьшение платы за заявленную мощность при снижении в среднем за год на 5000 кВт при тарифе 126 руб. за кВт в месяц без НДС составит:

5000х 126х 12х 1,2=9,07 млн. руб.

4. Суммарное уменьшение затрат на покупку электроэнергии:

39,22+9,07=48,29 млн. руб.

5. Увеличение часового расхода газа по котельной на 1 кВт вырабатываемой электрической мощности составит:

где 8000 ккал/Нм 3 теплотворная способность газа;

0,95 - электромеханический КПД.

860 - перевод кВт в ккал/ч.

0,9 - КПД котла.

6. То же за год

47,23х 0,126=5,95 млн. Нм 3

7. Увеличение расходов на дополнительную покупку природного газа при тарифе 500 руб.без НДС за 1000 Нм 3 составит:

5,95х 0,5х 1,2=3,57 млн. руб.

8. Увеличение стоимости основных фондов ориентировочно составит 70 млн. руб. без НДС.

9. Учитывая, что ресурс работы турбины составляет 40 лет, а котла свыше 25 лет принимаем усредненную амортизацию в размере 3,5 %.

70х 0,035=2,45 млн. руб.

10. Прочие расходы принимаем 20% от амортизации:

2,45х 0,2=0,49 млн.руб.

11. Увеличение налога на основные фонды 2%

70х 0,02=1,4 млн.руб.

12. Годовое увеличение расходов на заработную плату из расчета 5 человек с окладами 5000 рублей и отчислений с ФОТ (40%)

5000х 5х 12х 1,4=0,42 млн.руб.

13. Годовые эксплуатационные затраты связанные с установкой турбин составят:

3,57+2,45+0,49+1,4+0,42=8,33 млн. руб.

14. Годовая экономия средств при реконструкции котельной в мини-ТЭЦ составит:

48,29-8,33=39,96 млн. руб.

15. Стоимость капвложениний в реконструкцию ориентировочного составит 120 млн. руб.

16. Срок окупаемости капвложений

17. Себестоимость производства электроэнергии

Размещено на Allbest.ru