Турбогенераторы в котельных. Надстройка котельных газотурбинными установками

⁰

Котельный агрегат (котельная установка) – комплекс устройств, предназначенных для получения пара или горячей воды повышенного давления за счет теплоты, выделяющейся при сжигании топлива.

Котельные установки могут быть либо основным элементом тепловой электрической станции, либо выполнять самостоятельные функции. Например, отопительные котельные установки служат для обеспечения отопления и горячего водоснабжения, промышленные - для технологического тепло- и пароснабжения и т. д. В зависимости от назначения котельная установка состоит из парового или водогрейного котла и соответствующего вспомогательного оборудования, обеспечивающего его работу.

Котельные агрегаты, использующие (утилизирующие) теплоту уходящих газов различных технологических процессов вместо теплоты горения топлива называются котлами-утилизаторами .

Теперь подробнее о составе котельной установки.

Для нормального функционирования котла требуется обеспечить подачу, подготовку и сжигание топлива, подготовку воды, подачу окислителя для горения, а также удалить образующиеся продукты сгорания, золу и шлак (при сжигании твердого топлива) и др. Вспомогательное оборудование, предназначенное для этих целей, включает:

ñ дутьевые вентиляторы и дымососы - для подачи воздуха в котел и удаления из него в атмосферу продуктов сгорания;

ñ бункера, питатели сырого топлива и пыли, углеразмольные мельницы - для обеспечения непрерывного транспорта и приготовления пылевидного топлива требуемого качества;

ñ золоулавливающее и золошлакоудаляющее оборудование - комплекс устройств для очистки дымовых газов от золовых частиц с целью охраны окружающей среды от загрязнения и для организованного отвода уловленной золы и шлака;

ñ устройства для профилактической очистки наружной поверхности труб котла от загрязнений;

ñ контрольно-измерительную аппаратуру;

ñ водоподготовительные установки - комплекс устройств для обеспечения обработки исходной (природной) воды до заданного качества.

Для удобства рассмотрения схемы котельной установки целесообразно представить ее в виде отдельных трактов соответствующего назначения: топливного, воздушного, газового, пароводяного и золошлакоудаляющего.

Технологическая схема котельной установки представлена на следующем слайде.

Топливо с угольного склада после дробления подается конвейером в бункер сырого угля 1, из которого направляется в систему пылеприготовления, имеющую углеразмольную мельницу 2. Пылевидное топливо с помощью вентилятора 3 транспортируется по трубам в воздушном потоке к горелкам 4 топки котла 5. К горелкам также подводится вторичный воздух дутьевым вентилятором 13 (через воздухоподогреватель 10). Вода для питания котла подается в его барабан 7 питательным насосом 12 из бака питательной воды 11, имеющего деаэрационное устройство. Перед подачей воды в барабан она подогревается в водяном экономайзере 9. Испарение воды происходит в трубной системе 6. Сухой насыщенный пар из барабана поступает в пароперегреватель 8, затем - к потребителю. Уходящие из котла газы очищаются от золы в золоулавливающем устройстве 15 и дымососом 16 выбрасываются в атмосферу через дымовую трубу 17.

Основными элементами парового котла являются поверхности нагрева - теплообменные поверхности, предназначенные для передачи теплоты от теплоносителя к рабочему телу (вода, пароводяная смесь, пар или воздух). Поступающая в котельную установку питательная вода недогрета до кипения. При прохождении по поверхностям нагрева котла она постепенно нагревается до состояния насыщения, полностью испаряется, а полученный пар перегревается до заданной температуры.

По происходящим процессам преобразования рабочего тела различают нагревательные , испарительные и пароперегревательные поверхности нагрева. Теплота от продуктов сгорания может передаваться излучением (радиацией) или конвекцией. В соответствии с этим различают поверхности нагрева:

ñ радиационные - получающие в основном теплоту от продуктов сгорания за счет их излучения;

ñ конвективные - с преимущественным получением теплоты конвекцией;

ñ радиационно-конвективные - получающие теплоту излучением и конвекцией примерно в равных количествах.

В качестве нагревательных поверхностей нагрева применяют экономайзеры - обогреваемые продуктами сгорания устройства, предназначенные для подогрева (или для подогрева и частичного парообразования) воды, поступившей в паровой котел. В соответствии с этим различают экономайзеры некипящего или кипящего типа. Экономайзеры располагают в зоне относительно невысоких температур в конвективной опускной шахте; они являются конвективными поверхностями нагрева.

Испарительные поверхности преимущественно располагают в топке, где развиваются наиболее высокие температуры, или в газоходе сразу за топочной камерой.

Это, как правило, радиационные или радиационно-конвективные (полурадиационные) поверхности нагрева - топочные экраны, фестоны, котельные пучки. Топочные экраны (или просто экраны) парового котла - это поверхности нагрева, состоящие из труб, расположенных в одной плоскости у стен топочной камеры и способствующих ограждению последних от воздействия высоких температур. Экраны могут устанавливать и внутри топки, подвергая двухстороннему облучению. В этом случае они называются двухсветными.

В прямоточных котлах докритического давления испарительные топочные экраны располагают в нижней части топки. Поэтому их называют нижней радиационной частью (НРЧ).

Котлоагрегаты можно подразделить на два основных класса: паровые и водогрейные.

Паровые, в свою очередь, по характеру движения воды, пароводяной смеси и пара подразделяются на:

барабанные с естественной циркуляцией;

барабанные с многократной принудительной циркуляцией;

прямоточные.

В барабанных котлах с естественной циркуляцией вследствие разности плотностей пароводяной смеси в подъемных трубах и жидкости в водоопускных трубах будет происходить движение пароводяной смеси вверх, а воды - вниз.

В зависимости от характеристики соответствующего тракта и его оборудования вводится соответствующая классификация паровых котлов.

По виду сжигаемого топлива различают паровые котлы для газообразного, жидкого и твердого топлива.

По особенностям газовоздушного тракта различают котлы с естественной тягой, с уравновешенной тягой и с наддувом.

Паровые котлы, в которых движение воздуха и продуктов сгорания обеспечивается напором, возникающим под действием разности плотностей атмосферного воздуха и газа в дымовой трубе, называются котлами с естественной тягой .

Если сопротивление газового тракта (так же как и воздушного) преодолевается работой дутьевых вентиляторов, то котлы работают с наддувом .

Котлы, в которых давление в топке и начале горизонтального газохода (перед поверхностью нагрева) поддерживается близким к атмосферному совместной работой дутьевых вентиляторов и дымососов, называют котлами с уравновешенной тягой . В этих котлах воздушный тракт находится под давлением и его сопротивление преодолевается с помощью дутьевого вентилятора, а газовый тракт находится под разрежением (сопротивление этого тракта преодолевается дымососом). Работа газового тракта под разрежением позволяет уменьшить выбросы из газоходов в котельное помещение высокотемпературных газов и золы.

В настоящее время стремятся все котлы, в том числе и с уравновешенной тягой, изготовлять в газоплотном исполнении.

По виду водопарового (пароводяного) тракта различают барабанные и прямоточные котлы. Во всех типах котлов по экономайзеру и пароперегревателю вода и пар проходят однократно. Различие определяется принципом работы испарительных поверхностей нагрева. В барабанных котлах пароводяная смесь в замкнутом контуре, включающем барабан, коллекторы и испарительные поверхности нагрева, проходит многократно, причем в котлах с принудительной циркуляцией перед входом воды в трубы испарительных поверхностей ставят дополнительный насос.

По фазовому состоянию выводимого из котла (топки) шлака различают котлы с твердым и жидким шлакоудалением . В котлах с твердым шлакоудалением (ТШУ) шлак из топки удаляется в твердом состоянии, а в котлах с жидким шлакоудалением (ЖМУ) шлак удаляется в расплавленном состоянии.

Паровые котлы характеризуются основными параметрами: номинальной паропроизводительностью, давлением, температурой пара (основного и промежуточного перегрева) и питательной воды.

Под номинальной паропроизводительностью понимают наибольшую нагрузку (т/ч или кг/с), которую стационарный котел должен обеспечивать в длительной эксплуатации при сжигании основного топлива (или при подводе номинального количества теплоты) при номинальных значениях температуры пара и питательной воды (с учетом допускаемых отклонений).

Номинальными давлением и температурой пара считают те, которые должны быть обеспечены непосредственно перед паропроводом к потребителю пара при номинальной производительности котла (для температуры - дополнительно при номинальном давлении и температуре питательной воды).

Номинальной температурой промежуточного перегрева пара называют температуру пара непосредственно за промежуточным пароперегревателем котла при номинальных значениях давления пара, температуры питательной воды, паропроизводительности, а также номинальных значениях остальных параметров пара промежуточного перегрева с учетом допускаемых отклонений. Номинальная температура питательной воды - это температура, которую необходимо обеспечить перед входом воды в экономайзер или в другой относящийся к котлу подогреватель питательной воды (при их отсутствии - перед входом в барабан котла) при номинальной паропроизводительности.

По параметрам рабочего тела различают котлы низкого (менее 1 МПа), среднего (1 -10 МПа), высокого (10- 22,5 МПа) и сверхкритического давления (более 22,5 МПа). Наиболее характерные особенности котла и основные параметры вводятся в его обозначение. В принятых по ГОСТ 3619-82 обозначениях указывается тип котла, паропроизводительность (т/ч) и давление (МПа), температура перегрева и промежуточного перегрева пара, вид сжигаемого топлива и системы шлакоудаления для твердого топлива и некоторые другие особенности.

Буквенные обозначения типа котла и вида сжигаемого топлива: Е - с естественной циркуляцией, Пр - с принудительной циркуляцией, П - прямоточный, Пп - прямоточный с промежуточным перегревом; Еп - барабанный с естественной циркуляцией и промежуточным перегревом; Г - газообразное топливо, М -мазут, Б - бурые угли, К-каменные угли, Т, Ж - соответственно с твердым и жидким шлакоудалением.

Например, котел барабанный с естественной циркуляцией производительностью 210 т/ч с давлением 13,8 МПа и температурой перегрева пара 565° С на каменном угле с твердым шлакоудалением обозначают: Е-210-13,8-565 КТ.

Еще подробней об особенностях и принципе работы барабанных и прямоточных котлов.

Барабанные котлы

Барабанные котлы нашли широкое применение на тепловых электростанциях и теплоэлектроцентралях. Наличие барабана, в котором зафиксирована граница раздела между паром и водой, является отличительной чертой этих котлов. Питательная вода после экономайзера (если его нет, то прямо после насоса / из питательного трубопровода) подается в барабан, где смешивается с котловой водой (водой, заполняющей барабан). Верхняя часть объема барабана заполнена паром и называется паровым объемом (пространством) барабана, нижняя, заполненная водой, называется водяным объемом, а поверхность раздела между ними - зеркалом испарения.

Смесь котловой и питательной воды по опускным необогреваемым трубам из барабана поступает в нижние распределительные коллектора, питающие испарительные поверхности (как правило, это топочные экраны). Вода, поднимаясь по трубам этих поверхностей, воспринимает теплоту от продуктов сгорания топлива (топочных газов), нагревается до температуры насыщения, а затем частично испаряется. Из обогреваемых труб полученная пароводяная смесь поступает в барабан, где происходит разделение пара и воды. Уровень воды (зеркало испарения) делит барабан на водный и паровой объемы. Из последнего пар по трубам, расположенным в верхней части барабана, направляется в пароперегреватель. Вода же, смешиваясь в водяном объеме с питательной водой, поступающей из экономайзера, вновь направляется в опускные трубы.

Прямоточные котлы

В прямоточных котлах отсутствует барабан. Питательная вода в них, как и в барабанных котлах, последовательно проходит экономайзер, испарительные и пароперегревательные поверхности. Движение рабочей среды по поверхностям нагрева однократное. Осуществляется оно за счет напора, создаваемого питательным насосом. Вода, поступающая в испарительную поверхность, на выходе из нее полностью превращается в пар. Это позволяет отказаться от тяжелого и громоздкого барабана.

Теперь поговорим о водогрейных котлах и их особенностях.

Подогрев воды на ТЭЦ для нужд отопления (теплоснабжения потребителей) производят в сетевых подогревателях паром из теплофикационных (регенеративных) отборов турбины. В то же время для покрытия пиковых тепловых нагрузок в отопительный период широко используются водогрейные и пароводогрейные котлы. Среди них наиболее широкое распространение получили газомазутные котлы типов КВГМ и ПТВМ.

Котлы типа КВГМ тепловой мощности 4; 6,5; 10; 20 и 30 Гкал/ч (4,8-35 МВт) имеют горизонтально расположенную топку и поверхности нагрева с прямоточным принудительным движением воды.

При увеличении тепловой мощности наиболее распространенными стали П-образные и башенные компоновки котлов, причем наряду с применением жидкого и газового топлива появились водогрейные котлы со слоевым сжиганием твердого топлива (типа КВ-ТС). Котлы типа ПТВМ теплопроизводительностью 30-180 Гкал/ч (35-210 МВт) выполняют с П-образной или башенной компоновкой. Газомазутные водогрейные котлы ПТВМ-ЗОМ предназначены для подогрева воды от 70 до 150° С, имеют П-образную компоновку.

В зависимости от температуры поступающей сетевой воды и ее расхода котел без переделки может работать по четырехходовой (в зимний период) или двухходовой (в летний период) схеме циркуляции воды. При четырехходовой схеме вода подается в один из нижних коллекторов фронтового экрана и проходит последовательно фронтовой экран, часть пакетов конвективной поверхности, боковые экраны (в два подпотока), оставшуюся часть пакетов конвективной поверхности и задний экран. Отвод горячей воды производят из нижнего коллектора заднего экрана.

Теперь рассмотрим принцип действия и устройство паровой турбины на примере турбины К-210-12,7 ПО ЛМЗ.

Типичная паровая турбина (К-210-12,7 ПО ЛМЗ) показана на рисунке (см. предыдущий слайд). Для того чтобы увидеть внутреннее устройство турбины, при ее изображении «вырезана» передняя верхняя четверть. Точно также показана лишь задняя часть кожуха 2. Турбина состоит из трех цилиндров (ЦВД, ЦСД и ЦНД), нижние половины корпусов которых обозначены соответственно 39, 24 и 18. Каждый из цилиндров состоит из статора, главным элементом которого являются неподвижный корпус, и вращающегося ротора. Отдельные роторы цилиндров (ротор ЦВД 47, ротор ЦСД 5 и ротор ЦНД 11) жестко соединяются муфтами 31 и 21. К полумуфте 12 присоединяется полумуфта ротора электрогенератора (не показан), а к нему - ротор возбудителя. Цепочка из собранных отдельных роторов цилиндров, генератора и возбудителя называется валопроводом . Его длина при большом числе цилиндров (а самое большое их число в современных турбинах - 5) может достигать 80 м.

Валопровод вращается во вкладышах 42, 29, 23, 20 и т.д. опорных подшипников скольжения на тонкой масляной пленке и не касается металлической части вкладышей подшипников. Как правило, каждый из роторов размещают на двух опорных подшипниках. Иногда между роторами ЦВД и ЦСД устанавливают только один общий для них опорный подшипник (см. позицию 29 на рис.). Расширяющийся в турбине пар заставляет вращаться каждый из роторов, возникающие на них мощности складываются и достигают на полумуфте 12 максимального значения.

К каждому из роторов приложено осевое усилие. Они суммируются, и их результирующая осевая сила передается с гребня 30 на упорные сегменты, установленные в корпусе упорного подшипника.

Каждый из роторов помещают в корпус цилиндра (см., например, поз. 24). При больших давлениях (а в современных турбинах оно может достигать 30 МПа) корпус цилиндра (обычно ЦВД) выполняют двухстенным (из внутреннего 35 и внешнего 46 корпусов). Это уменьшает разность давлений на каждый из корпусов, позволяет сделать его стенки более тонкими, облегчает затяжку фланцевых соединений и позволяет турбине при необходимости быстро изменять свою мощность.

Все корпуса в обязательном порядке имеют горизонтальные разъемы 13, необходимые для установки роторов внутри цилиндров при монтаже, а также для легкого доступа внутрь цилиндров при ревизиях и ремонтах. При монтаже турбины все плоскости разъемов нижних половин корпусов устанавливают специальным образом (для простоты можно считать, что все плоскости разъема совмещают в одной горизонтальной плоскости). При последующем монтаже ось валопровода помещают в эту плоскость разъема, что обеспечивает центровку - ось валопровода будет точно совпадать с осью кольцевых расточек корпусов. Этим будут исключены задевания ротора о статор, которые могут привести к тяжелой аварии.

Пар внутри турбины имеет высокую температуру, а ротор вращается во вкладышах на масляной пленке, температура масла которой как по соображениям пожаробезопасности, так и необходимости иметь определенные смазочные свойства, не должна превышать 100 °С (а температура подаваемого и отводимого масла должна быть еще ниже). Поэтому вкладыши подшипников выносят из корпусов цилиндров и размещают их в специальных строениях - опорах (см. поз. 45, 28, 7 на рис.). Таким образом, вращающиеся концы каждого из роторов соответствующего цилиндра необходимо вывести из невращающегося статора, причем так, чтобы с одной стороны исключить какие-либо (даже малейшие) задевания ротора о статор, а с другой - не допустить значительную утечку пара из цилиндра в зазор между ротором и статором, так как это снижает мощность и экономичность турбины. Поэтому каждый из цилиндров снабжают концевыми уплотнениями (см. поз. 40, 32, 19) специальной конструкции.

Турбина устанавливается в главном корпусе ТЭС на верхней фундаментной плите 36. В плите выполняются прямоугольные окна по числу цилиндров, в которых размещаются нижние части корпусов цилиндров, а также осуществляется вывод трубопроводов, питающих регенеративные подогреватели, паропроводы свежего и вторично перегретого пара, переходный патрубок к конденсатору.

После изготовления турбина проходит контрольную сборку и опробование на заводе-изготовителе. После этого ее разбирают на более-менее крупные блоки, доводят до хорошего товарного вида, консервируют, упаковывают в деревянные ящики и отправляют для монтажа на ТЭС.

При работе турбины пар из котла по одному или нескольким паропроводам (это зависит от мощности турбины) поступает сначала к главной паровой задвижке, затем к стопорному (одному или нескольким) и, наконец, к регулирующим клапанам (чаще всего - 4). От регулирующих клапанов (на рис. не показаны) пар по перепускным трубам 1 (на рис. их четыре: две из них присоединены к крышке 46 внешнего корпуса ЦВД, а две других подводят пар в нижние половины корпуса) подается в паровпускную камеру 33 внутреннего корпуса ЦВД. Из этой полости пар попадает в проточную часть турбины и, расширяясь, движется к выходной камере ЦВД 38. В этой камере в нижней половине корпуса ЦВД имеются два выходных патрубка 37. К ним приварены паропроводы, направляющие пар в котел для промежуточного перегрева.

Вторично перегретый пар по трубопроводам поступает через стопорный клапан (не показан на рис.) к регулирующим клапанам 4, а из них - в паровпускную полость ЦСД 26. Далее пар расширяется в проточной части ЦСД и поступает в его выходной патрубок 22, а из него - в две перепускные трубы 6, которые подают пар в паровпускную камеру ЦНД 9. В отличие от однопоточных ЦВД и ЦСД, ЦНД почти всегда выполняют двухпоточными: попав в камеру 9, пар расходится на два одинаковых потока и, пройдя их, поступает в выходные патрубки ЦНД 14. Из них пар направляется вниз в конденсатор. Перед передней опорой 41 располагается блок регулирования и управления турбиной 44. Его механизм управления 43 позволяет пускать, нагружать, разгружать и останавливать турбину.

Транспортные паровые турбины чаще всего используются для привода гребных винтов крупных судов.

Стационарные паровые турбины - это турбины, сохраняющие при эксплуатации неизменным свое местоположение.

В свою очередь стационарные паровые турбины можно классифицировать по ряду признаков.

Похожая информация.

К.т.н. В.А. Шакиров, ФГБОУ ВПО «Братский государственный университет»;
А.М. Шакиров, инженер, г. Братск

В промышленных и отопительных котельных, где производится выработка пара высоких параметров, а затем снижение его параметров путем дросселирования в редукционных установках (РУ), существуют значительные резервы повышения энергоэффективности теплоисточников.

Действенным энергосберегающим мероприятием для котельных может быть замена РУ редуцирующими турбогенераторами (ТГ), что повышает эффективность использования топлива в котельной, позволяет создавать автономный источник электроэнергии, благодаря чему повышается надежность котельной, которая становится менее зависимой от аварий во внешней системе электроснабжения. Кроме того, обеспечивается выработка электроэнергии в месте ее потребления, вследствие чего исключаются расходы на транспортировку и приобретение электроэнергии.

Одним из таких энергосберегающих проектов является реконструкция действующей котельной 45-го квартала города Братска Иркутской области.

Изначально котельная обеспечивала паром высоких параметров (1,4 МПа, 225 О С) технологические процессы завода «Сибтепломаш». Для этого в котельной были установлены три паровых котла КЕ-50-14-225, работающие на угольном топливе. Также в котельной установлены два водогрейных котла КВР-35-150 и водогрейный котел КВТС-30. После закрытия части цехов пар высоких параметров стали направлять через РУ в общий коллектор с давлением 0,3-0,5 МПа для использования в деаэраторах и пароводяных подогревателях.

В настоящее время котельная обеспечивает отопление и ГВС жилого района города. В летнее время в работе находятся только паровые котлы, и ГВС осуществляется от пароводяных подогревателей. Расход пара в отопительный период составляет до 40 т/ч, в летнее время - до 30 т/ч. Для выравнивания тепловой нагрузки установлены четыре бака-аккумулятора вместимостью по 700 м 3 .

В результате реконструкции котельной в 2012 г. была установлена турбина с противодавлением, что позволило осуществлять редуцирование пара и получать электроэнергию (мощность - 500 кВт) в круглогодичном режиме без существенных затрат топлива. На рис. 1 представлен фрагмент принципиальной тепловой схемы котельной.

Рис. 1. Фрагмент принципиальной тепловой схемы котельной:
1 - котлоагрегат; 2 - редуцирующее устройство; 3 - дренаж; 4 - турбина; 5 - генератор; 6 - подогреватель сетевой воды; 7 - пар на химводоочистку; 8 - деаэратор; 9 - топливоподача.

Выполнен монтаж блочной турбогенераторной установки с противодавлением типа Кубань-0,5 (ТГ-0,5/0,4 Р12/4,5) (рис. 2). Она предназначена для выработки электроэнергии и рассчитана на продолжительное время эксплуатации параллельно с энергосистемой, длительную автономную работу и параллельную работу с однотипными генераторами на локальную сеть, а также для обеспечения паром технологических нужд. Основные технические параметры ТГ и их допустимые изменения приведены в таблице. Турбина Кубань-0,5 укомплектована синхронным генератором типа СГ-500-4УЗ с бесщеточной системой возбуждения.

Рис. 2. Турбогенераторная установка с противодавлением типа Кубань-0,5 в котельной 45-го квартала г. Братска Иркутской области.

Таблица. Параметры работы турбогенераторной установки ТГ-0,5/0,4 Р12/4,5.

В условиях действующей котельной выбор места установки турбогенератора представляет определенную трудность в здании, заполненном оборудованием. Необходимо было минимизировать длину паропроводов свежего и отработавшего пара, коммуникаций водопровода, дренажа и канализации, установить электротехнические устройства и пункт управления, соорудить фундамент.

Выбор места осуществляла специальная комиссия с участием представителя проектной организации. Было решено установить турбогенератор вместо ранее демонтированного котла КВТС-30 № 4. Такое решение определили близость к паропроводам, главному щиту управления котельной и относительная простота транспортировки турбины до места монтажа. Транспортировать турбогенератор по зданию котельной было практически невозможно, поэтому его через разобранное остекление фасада котельной перенесли с помощью крана на отметку 4,8 м и затем по уложенным двутавровым балкам установили на фундамент.

Фундаменты котлоагрегата № 4 представляли собой десять железобетонных колонн сечением 200x200 мм, опирающихся на свайное поле, а в верхней части объединенных зольником (бункером). По заключению проектной организации, подтвержденной экспертами, фундаменты не соответствовали требованиям прочности по динамическим нагрузкам. Кроме того, на бункер продолжительное время оказывались температурные и химически агрессивные воздействия, вследствие чего он потерял прочность. Поэтому в проекте предусмотрели установку турбины на новой железобетонной плите, опирающейся на три поперечных пилона. Недостатком этого решения стало то, что в котельном цехе существует некоторая запыленность. Планируемый перевод котельной на сжигание природного газа должен устранить этот недостаток.

Рис. 3. Тепловая схема турбогенератора ТГ-0,5/0,4Р12/4,5:

1 - стопорный клапан; 2 - парораспределение;
3 - турбина; 4 - эжектор системы отсоса;
5 - ротор генератора; 6 - редуктор;
7 - маслоохладитель; 8 - редуцирующее устройство.

На рис. 3 приведена тепловая схема турбогенератора. Свежий пар давлением 1,3 МПа и температурой выше 191 О С поступает в турбину 3 через стопорный клапан быстрозапорного клапана 1 и парораспределение 2, обеспечивающие пуск и останов турбогенератора при заданных параметрах. Проходя через проточную часть турбины, пар приводит во вращение ее ротор и ротор генератора 5, связанный с ним через редуктор 6 с помощью зубчатых муфт.

Для поддержания постоянного давления пара за турбогенератором в схеме предусмотрен автоматический регулирующий клапан, который при изменении электрической нагрузки или останове ТГ перепускает часть пара в обход турбины через РУ. Отработавший пар давлением 0,25 - 0,3 МПа из турбины поступает на производственные нужды. Для защиты выхлопной части турбины от превышения давления служит предохранительный клапан, настроенный на начальное открытие при P=0,65 МПа.

Система смазки подшипников турбины и редуктора, зубчатого колеса редуктора в номинальном режиме обеспечивается маслом от насоса-регулятора, а в режимах пуска и останова - от пускового масляного насоса. Для снабжения маслом редуктора и подшипников турбины на время выбега ротора при аварийном останове ТГ установлен аварийный маслобак вместимостью 0,2 м 3 . При останове ТГ и отказе пускового масляного насоса масло самотеком (за счет расположения аварийного маслобака на высоте более 2 м относительно оси ТГ) поступает на смазку подшипников. Время опорожнения аварийного маслобака составляет около 10 мин, т.е. за этот промежуток необходимо остановить вращение ротора, отключив генератор от сети и прекратив доступ пара в корпус турбины.

Отсос паровоздушной смеси из уплотнения турбины, стопорного клапана и парораспределения турбины осуществляется эжектором системы отсоса, в охладителях которого пар полностью конденсируется, а воздух удаляется в помещение. Рабочий пар на эжектор поступает из линии свежего пара через запорный вентиль.

Дренажи от паропровода свежего пара и продувка стопорного клапана направляются в систему дренажей и продувок паросиловой установки. Для охлаждения масла используется техническая вода. Маслоохладитель и охладители эжектора подключены по охлаждающей воде параллельно. Слив ее выведен в канал гидрозолоудаления.

Подключение генератора было осуществлено к шинам 0,4 кВ ТП-61 10/0,4 кВ собственных нужд, т.к. ранее к ячейке 0,4 кВ подключалась нагрузка котлоагрегата № 4, к тому времени демонтированного. Технические условия электросетевой компании предусматривали отключение соответствующих вводов 10 кВ на центральном распределительном пункте котельной при исчезновении напряжения на питающих фидерах и изменении направления мощности. С учетом изложенного была принята система параллельной работы генератора с энергосистемой без выдачи мощности в сеть. Проектом предусмотрены и смонтированы, проверены и испытаны в необходимом объеме оборудование, устройства защиты и автоматики, контрольно-измерительные приборы и сигнализация (рис. 4), провода и кабели, средства защиты, в том числе счетчики передаваемой активной и реактивной энергии. К трансформаторам напряжения, трансформаторам тока вводных ячеек 10 кВ подключены реле направления мощности. К трансформаторам тока ячейки генератора подключили защиту: токовую отсечку, максимальную токовую защиту, защиту от перегрузки.

Рис. 4. Смонтированная дополнительно система контроля параметров и управления работой турбогенераторной установки.

Схема управления генератором предусматривает возможность ручного регулирования мощности и автоматического поддержания работы генератора в заданных пределах перетока мощности от шин питающей котельную подстанции «Заводская» в сторону распределительного устройства 10 кВ котельной.

До ввода в эксплуатацию турбогенератора, работающего параллельно с сетью электросетевой компании, были разработаны и согласованы режимы малой электростанции. Количество вырабатываемой электроэнергии в летнее время достаточно для автономной работы котельной. Однако изолированная работа турбогенератора может рассматриваться только в аварийном режиме, т.к. изменение противодавления пара на выходе из турбины приводит к снижению качества вырабатываемой генератором электроэнергии.

Перед запуском турбогенератора были проведены наладочные испытания, предусмотренные правилами технической эксплуатации. При запуске турбины в автономном режиме обнаружились колебания напряжения, частоты и нагрузки генератора в зависимости от изменения противодавления. Но при параллельной работе с энергосистемой обеспечивается поддержание постоянного напряжения и частоты в электросети. На рис. 5 представлены графики зависимости электрической мощности турбогенератора от расхода и параметров пара.

Рис. 5. Графики зависимости электрической мощности турбогенераторной установки от расхода пара при давлении P 0 =1,4 МПа (а) и 1,3 МПа (б).

Для выхода турбогенератора на номинальную мощность было снижено давление в коллекторе до 0,25 МПа. При дальнейшем снижении ухудшались показатели качества питательной и подпиточной воды по содержанию кислорода вследствие ухудшения работы деаэраторов. Тем не менее, при расходе пара 16 т/ч и противодавлении 0,25-0,3 МПа ТГ выдавал проектные 450500 кВт электрической мощности. Расход пара через редуцирующие устройства соответственно снижался.

В заключение следует отметить, что при установке турбогенератора в здании действующей котельной необходимо особенно тщательно подходить к выбору для него места. Следует учитывать существующее давление в коллекторе за редуцирующими устройствами и возможность его снижения при обеспечении оптимальной работы турбогенератора. Реконструкция обусловливает повышение требований к квалификации персонала котельной, что положительно отражается на производительности труда. Появляется дополнительная возможность регулирования процесса производства тепловой и электрической энергии.

Ответ на запрос редакции «НТ» об эксплуатации турбогенератора ТГ 0,5/0,4 Р13/4,5

С момента ввода в эксплуатацию турбогенераторной установки с противодавлением типа Кубань-0,5 (ТГ-0,5/0,4 Р13/4,5) по настоящее время серьезных отказов в работе систем не наблюдалось, однако с некоторыми проблемами персоналу котельной все-таки пришлось столкнуться.

Первым серьезным препятствием стало отсутствие в комплекте поставки турбины шкафов управления, генераторного ввода, возбуждения. Специалистами компании была привлечена к работе организация из Санкт-Петербурга, осуществляющая производство подобной электротехнической продукции. Турбогенератор был укомплектован современными шкафами генераторного ввода (ШГВ), возбудительного устройства (ШВУ) с AVR, также была произведена доукомплектация установки системами КИПиА.

Немаловажной стала проблема подготовки персонала для эксплуатации и обслуживания ТГ Учебные центры города не готовят кадры по профессии машинистов турбин. Было принято решение провести обучение персонала собственными силами. Специалистами предприятия, имеющими богатый опыт эксплуатации турбин Калужского завода, была составлена и согласована с надзорными органами программа обучения профессии машинистов турбины. Были изготовлены учебные пособия в виде цветных плакатов увеличенного размера, отпечатанных в типографии. Обучение и аттестацию прошли старшие машинисты и начальники смен котельной, которыми и осуществлялся пуск турбогенератора после монтажа.

После нескольких месяцев работы возникли недопустимые шумы в подшипниках качения генератора. Подшипники пришлось заменить. Этот дефект легко объясним, если учесть, что агрегат с 1995 до 2012 г. находился на консервации под открытым небом, а затем транспортировался на грузовом автотранспорте на расстояние около 7000 км.

В неотопительный период, из-за отсутствия паровой нагрузки на нужды деаэрации, агрегат возможно загрузить всего на 50% номинальной мощности, но это связано скорее с особенностями технологического процесса, чем с непосредственно работой ТГ

В остальном замечаний по работе турбогенератора не имеется. Штатные защиты работают безупречно.

За 2013 г. было выработано около 2500 тыс. кВтч электроэнергии. Достигнут положительный экономический эффект, с учетом средств, привлеченных для реализации проекта и условий работы оборудования срок окупаемости составит 4 года.

Учитывая положительный опыт внедрения, рассматривается возможность установки второго турбогенератора, который сможет обеспечивать покрытие еще минимум 20% собственных нужд в электроэнергии в отопительный период.

Главный инженер ООО «Братская электрическая компания»
А.А. Рыбников

Многие предприятия в настоящее время озабочены проблемой энергосбережения на производстве. Описанная в этой статье технология укажет, как повысить КПД паровой котельной с внедрением высокоэффективного энергосберегающего мероприятия.

Как уже не раз отмечалось экспертами нашей компании, надстройка производственных и отопительных паровых котельных энергосберегающими турбинами является высокоперспективной энергосберегающей технологией, которая позволяет перейти на режим работы с выработкой электрической и тепловой энергии.

Пример использования

Известно, что большое количеством котлов, эксплуатирующихся на котельных, часть энергетического потенциала не используют. Если на Вашем предприятии установлен котел производства БИКЗ или другой, Viessman, Wartsila, Ferroli и т.п. (главное, чтобы котел был паровой), который, к примеру, работает с параметрами свежего пара на выходе 13 атм. и расходом 10 т/час, а для технологии требуется давление пара 4 атм., то устанавливается редукционная установка (РУ), которая снижает давление с 13 атм. до 4 атм. При этом бесполезно теряется потенциальная энергия пара. Если вместо РУ установить энергосберегающую турбину, то будет получен источник электроэнергии мощностью около 250 кВт. Стоимость такой электроэнергии в 3-7 раза меньше, чем у энергосистемы.

Возможен также вариант надстройки котельной паротурбинной установкой в том случае, когда после РУ только часть энергии пара расходуется на технологию, а часть – на отопление потребителей, или вся энергия пара используется на отопление и ГВС. Пар при этом не меняет свое качество и может использоваться в пищевых, химических и иных технологиях.

Что делать если летом пар не нужен?

У профессиональных энергетиков сразу же возникает вопрос: «Куда девать пар после турбины, когда нет нужды в отоплении?».

ООО «Ютрон-паровые турбины» (группа компаний Турбопар) предлагает свое решение этой проблемы и представляет на рынке уникальную разработку – энергосберегающую паровую турбину.

Энергосберегающая турбина Р-0,25-1,3/0,2.

Режимы работы энергосберегающей турбины

Схема подключения ТГУ (взамен РУ) в существующей паровой котельной промышленного предприятия с возможностью непрерывной выработки электроэнергии при уменьшении или отсутствии тепловой нагрузки.

Рассмотрим основные режимы работы турбогенераторной установки (ТГУ) в котельной на примере схемы, представленной на рисунке.

Зимой, когда потребителей необходимо обеспечивать тепловой нагрузкой на отопление и ГВС, ничего нового выдумывать и изобретать не приходится, поэтому турбоустановка работает по обычной схеме. Пар после турбины 7 поступает в сетевой подогреватель 10, где вода нагревается и затем отпускается потребителям. Сконденсировавшийся пар насосом 11 подается в деаэратор 12 и далее направляется обратно в котел.

Летом на некоторых промышленных предприятиях может полностью отсутствовать тепловая нагрузка. В этом случае пар после турбины направляется в пароводяной теплообменник 16, выступающий в роли конденсатора. Отработанный конденсат при помощи конденсатного насоса также отправляется в деаэратор, а после него в котел. Избыточная тепловая энергия пара в теплообменнике передается циркуляционной (охлаждающей) воде, которая с помощью циркуляционного насоса 15 подается в градирню 17.

Самым сложным оказался переходный, осенне-весенний период, когда потребителей необходимо обеспечивать тепловой нагрузкой на отопление и ГВС, но в меньшем объеме, чем зимой. Как и в первом режиме, пар после турбины поступает в сетевой подогреватель 10, в котором производится нагрев воды. Часть горячей (сетевой) воды, проходящей через трехходовой регулирующий клапан 18, отбирается на водоводяной теплообменник 14 с целью утилизации избыточной теплоты сетевой воды в градирне 17. Остальная вода, как и в зимний период с помощью сетевого насоса направляется к потребителю.

В том случае, если на промышленном предприятии потребность в ГВС сохраняется круглогодично, возможна работа ТГУ в переходном режиме (снижена тепловая нагрузка) не только весной и осенью, но и летом. Следовательно, общая схема, удовлетворяющая требованиям всех режимов работы, может быть упрощена – исключен пароводяной теплообменник 16, ранее предназначенный для работы в летнем режиме без тепловой нагрузки.

Необходимость предложенных схем обусловлена тем, что в настоящее время на промышленных предприятиях существует потребность в снижении затрат на энергоресурсы, в частности за счет замещения максимального количества электроэнергии, получаемой из энергосистемы, более дешевой электроэнергией, вырабатываемой собственными энергоисточниками. Преимущество рассматриваемых схем состоит в том, что даже при снижении или отключении тепловой нагрузки, остается возможность непрерывной выработки электроэнергии для нужд предприятия.

Срок окупаемости

В таблице представлен ориентировочный расчет срока окупаемости капиталовложений на примере установки паровой турбины Р-0,25-1,3/0,2 противодавленческого типа мощностью 250 кВт. Энергосберегающая турбина выполнена одноцилиндровой, однопоточной, одноступенчатой. Турбины данной конструкции могут работать как на насыщенном паре, так и на перегретом.

Из таблицы видно, что благодаря низкой себестоимости вырабатываемой ТГУ электроэнергии срок окупаемости составляет 2,5 года. При работе по обычной схеме (без системы удаления избыточного тепла), во время отсутствия тепловой нагрузки или при ее значительном уменьшении придется останавливать паровую турбину, что в свою очередь приведет к снижению годовой выработки электроэнергии, а значит и к увеличению срока окупаемости. Например, если турбина будет работать в отопительный период (с октября по апрель) время работы в году составит около 5 тыс. ч., а срок окупаемости увеличится практически вдвое – до 4,7 лет.

Немаловажным преимуществом внедрения предприятиями собственных источников электроэнергии малой мощности заключается еще и в том, что они не требуют крупных инвестиций, отличаются малым сроком строительства, позволяют обеспечивать собственные нужды предприятия в электроэнергии без дополнительных затрат на организацию выхода в энергосистему (отсутствуют излишки вырабатываемой электроэнергии), дают возможность исключить затраты на подключение дополнительной электрической мощности от энергосистемы.

Энергосберегающая турбина, может быть установлена и во вновь вводимых котельных предприятий лесной, бумажной, пищевой, текстильной, химической, фармацевтической, строительной и других отраслей промышленности, а так же для обеспечения электроэнергией небольших поселков и коттеджных застроек и в ЖКХ.

Щапов Д. Г. , ГК «Турбопар»

Недвижимость Турции - не только дом на курорте Турции, но и выгодный объект инвестиций. Вас ждут как виллы Кемера, так и элитная недвижимость Стамбула.

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Реконструкция существующей котельной в мини-ТЭЦ с установкой турбины П-25-3,4/0,6

Настоящее технико-коммерческое предложение выполнено на основании опросного листа, заполненного Заказчиком.

Данное ТКП выполнено для оценки возможности выработки собственной электроэнергии на тепловом потреблении.

1. Краткое описание существующего положения

На заводе имеется собственная котельная на которой установлено следующее основное оборудование:

Паровые котлы

Тип ко т ла	Произво-дительность т/ч	Разрешенное да в ление кг/см 2 (изб)	Разрешенная температура С	ввода в эксплу а тацию	Примечание

Водогрейные котлы

Количество пара поступающего к потребителям приводится в нижеследующей таблице.

потребителя	Отопительный сезон	Неотопительный сезон	Режим потреб-ления*
	Кол-во пара т/ч	Давле-ние кг/см 2	Темпе-ратура, С	Кол-во пара т/ч	Давле-ние кг/см 2	Темпе-ратура, С
Технология вакуумирования							2-3 плавки в сутки
Технология травилки							круглосуточно
Технология прочие							круглосуточно
Отопление							круглосуточно
Вентиляция							круглосуточно
Горячее водоснабжение							круглосуточно
Мазутное хозяйство							круглосуточно
Собственные нужды							круглосуточно

Расчетная суммарная нагрузка отопления, вентиляции составляет 91,0 Гкал/ч,а среднечасовая нагрузка горячего водоснабжения примерно 8,5 Гкал/ч.

Продолжительность отопительного сезона - 180суток (4320 часов).

Температурный график - 130/70 0 С

Основное топливо - природный газ теплотворностью 7950 ккал/нм 3 , резервное - топочный мазут теплотворной способностью 9650 ккал/кг.

Максимальная потребляемая мощность предприятием 100 МВт. Годовое потребление электроэнергии примерно 460 млн.кВт*ч.

Тарифы на энергоносители:

Заявленная мощность - руб. за квт в месяц 166,0

Электроэнергия - руб./кВтч 0,741

Природный газ - руб./нм 3 0,718

2. Предлагаемые технические решения

Из вышеприведенной таблицы тепловых потребителей следует, что на предприятии имеется круглогодичное потребление пара давлением 5 кгс/см 2 (изб.) равное примерно 52 т/ч в отопительный сезон и 10 т/ч в остальное время. Кроме этого в отопительный сезон расчетная нагрузка отопления и вентиляции равна 22 Гкал/ч, что в средне-зимнем режиме соответствует примерно 10 Гкал/ч или 17 т/ч пара.Таким образом, на предприятии имеются тепловые потребители на расход пара порядка 35+17=52 т/ч, что позволит выработать электроэнергию на тепловом потреблении пара.

Учитывая то обстоятельство, что завод потребляет в максимальном режиме до 100 МВт электрической мощности, а также располагаемый потенциал пара 36 кгс/см 2 , 450 о С существующей котельной предлагается установить конденсационную турбину с регулируемым отбором пара давлением 5 кгс/см 2 (изб.) электрической мощностью 25000 кВт. При работе в отопительный сезон расход пара из отбора турбины будет составлять примерно 50 т/ч при развиваемой электрической мощности 18000 кВт и расходе пара на турбину 110 т/ч. В неотопительный сезон расход пара из отбора турбины будет примерно 10 т/ч при развиваемой электрической мощности 24000 кВт и расходе пара на турбину 110 т/ч. Годовая выработка электроэнергии при среднегодовом времени работы турбины 8400 часов составит 175 млн.кВт*ч.

Для охлаждения конденсатора турбины, маслоохладителей системы смазки, воздухоохладителей генератора предлагается выполнить систему циркуляционного водоснабжения с установкой 2-х секционной вентиляторной градирни производительностью 5000 м 3 /ч и двух циркуляционных насосов.

Номинальные технические характеристики турбоустановки:

Турбины конденсационные с регулируемыми отборами

Показатели	П-25-3,4/0,6
Ном. (мак.) мощность, кВт
Частота вращения ротора, об/мин
Параметры свежего пара,
номинал (рабочий диапазон):
абсолютное давление, МПа
температура, 0 С
Ном. абс. давление пара за турбиной:
при ном. отборах, кПа
при конденсационном режиме, кПа
Температура регенеративного подогрева питательной воды, 0 С
Регулируемый производственный отбор,
номинал (рабочий диапазон):
абсолютное давление, МПа
температура, 0 С
расход, т/ч
Ном. расход пара на турбину:
при работе с ном. отборами, т/ч
при конденсационном режиме, т/ч
Ном. удельный расход теплоты
при конденсационном режиме, ккал/кВт
Тип конденсатора:
поверхность охлаждения, м 2
гидравл. сопротивление по воде, МПа	не более 0,06
ном. (макс) температура охл. воды, 0 С
Ном. расход охл. воды на конденсатор
и маслоохладители, м 3 /ч
Поверхность нагрева подогревателей, м 2:
низкого давления
высокого давления
Масляная система:
емкость масляного бака, м 3
поверхность охлаждения маслоохладителей, м 2
Монтажные характеристики:
масса турбины, т
масса конденсатора, т
масса поставляемого оборудования, т
высота фундамента турбины, м
высота крюка крана над полом
машинного зала, м	не менее 4,5

Турбоустановку предполагается установить в отдельно стоящем здании машзала размерами 18 х 18 метров и высотой по низу ферм 16 метров. Для выполнения ремонтных работ в машзале устанавливается мостовой кран грузоподъемностью 32 т, а также будет предусмотрен автомобильный въезд на ремонтную площадку.

За пределами здания на расстоянии не менее 5 метров от границы стены устанавливается подземная емкость для аварийного слива турбинного масла.

Турбина оснащается местным пультом управления, с которого осуществляется пуск турбоустановки. Контроль за работой турбоустановки осуществляется с группового щита управления котельной, куда будут вынесены все необходимые ключи управления, приборы, а также сигнализация о неисправностях работы.

Для турбины не требуется постоянной обслуживающий персонал находящийся рядом с установкой.

Выдачу генераторного напряжения предполагается выполнить посредством установки повышающего трансформатора 35/6 кВ и далее кабелем 35 кВ до секции 35 кВ с установкой вводного выключателя. Синхронизация генератора с энергосистемой предусматривается на генераторном выключателе, устанавливаемом в электротехническом помещении здания машзала.

Для безаварийного останова турбоагрегата при полной потери питающего напряжения (аварийный масляный насос, оперативный ток и т.п.) предусмотрено строительство помещения аккумуляторной.

В случае аварийного останова турбины или останова в плановый ремонт подача пара в коллектор 5 кгс/см 2 будет осуществляться от существующих РОУ также, как и это было до установки турбины.

Турбина комплектуется синхронным генератором типа Т-25-2У3 производства АО «Привод» г.Лысьва, с системой возбуждения СВБД. Напряжение на клеммах генератора 6,3 кВ. Генератор имеет воздушное охлаждение по замкнутому циклу с установкой двух газоохладителей. Расход охлаждающей воды 250 м 3 /ч.

Срок службы турбоагрегата до списания - 25 лет.

Период между капитальными ремонтами - 5 лет.

3. Ориентировочные этапы и сроки реализации проекта

2.1. Разработка рабочего проекта 5 - 6 месяца

2.2. Заказ, изготовление и поставка оборудования и материалов 10 - 12 месяцев.

2.3. Строительно-монтажные и пуско-наладочные работы со сдачей объекта Заказчику - 16 - 18 месяцев.

Для сокращения сроков реализации проекта необходимо будет выполнить заказ основного оборудования (турбоустановок) сразу после согласования основных технических решений.

Сроки и продолжительность работ указаны от начала действия договора (общий срок до 18 месяцев) и при условии стабильного финансирования.

4. Стоимостные показатели

реконструкция котельная турбоустановка пар

Общая стоимость основного и вспомогательного оборудования при установки П-25-3,4/0,6 (турбогенератор, трубопроводы, запорная арматура, электротехническое оборудование, кабельная продукция и др.) составит ориентировочно 93 млн.руб (без НДС).

Стоимость проектных работ 9,0 млн.руб.

Общий объем капитальных вложений в строительство по укрупненным показателям в текущих ценах ориентировочно составит (без НДС) 198,0 млн.руб. Указанные затраты будут уточнены после получения всех необходимых исходных данных и при наличии технического задания, утвержденного Заказчиком.

Простой срок окупаемости капитальных вложений с момента ввода объекта в эк с плуатацию , определенный по общепринятой методике для аналогичных объектов промышленной теплоэнергетики, при указанной Заказчиком стоимости электрической энергии и топлива, составит ориентировочно 24 месяца. (Приложение 1).

Анализ проекта с учетом прогнозных тарифов на электроэнергию и топливо, инфляцию при определении заработной платы, а также изменения стоимости денег во времени выполнен в Приложении 2. Срок окупаемости капвложений с момента начала финансиров а ния составил 2 года 11 месяцев.

При отсутствии собственных средств на реконструкцию, для примера, выполнен расчет погашения кредита в размере 120 млн. рублей с процентной ставкой 20% годовых. Срок возврата кредита при этом составил 2 года 3 месяца.

Из-за отсутствия на данной стадии технических условий на параллельную работу с энергосистемой, в данном предложении не учтены возможные дополнительные затраты по выполнению требований энергосистемы.

Приложение №1

Ориентировочный расчет срока окупаемости капвложений.

1. Годовая выработка электроэнергии турбиной

где 24000 и 18000 кВт - электрическая мощность, развиваемая турбиной по сезонам при расходе пара на турбину 110 т/ч и расходе пара из отбора соответственно 10 и 50 т/ч;

8400 - среднегодовое время работы турбины.

2. Годовой расход электроэнергии на собственные нужды (циркуляционные, конденсатные насосы + увеличение расхода питательными насосами) составит:

зимой 450 кВт х 4320 = 1,94 млн.кВт*ч

летом 750 кВт х (8400 - 4320) = 3,06 млн.кВт*ч

всего за год 1,94 + 3,06 = 5,0 млн.кВт*ч`

2. Уменьшение потребления электроэнергии от энергосистемы:

175,68 - 5 = 170,68 млн. кВт*ч

3. Уменьшения платы за покупку электроэнергии при тарифе 0,741 руб./квт·ч без НДС составит:

170,68 х 0,741 = 126,47 млн.руб.

4. Уменьшение платы за заявленную мощность при снижении в среднем за год на 18000 кВт при тарифе 166 руб. за кВт в месяц без НДС составит:

18000 х 166 х 12 = 35,86 млн. руб.

5. Суммарное годовое уменьшение затрат на покупку электроэнергии:

126,47 + 35,86 = 162,33 млн. руб.

6. Увеличение часового расхода тепла на выработку электроэнергии определим как разность между расходом тепла на турбину и расходом тепла из отбора турбины:

110 х 10 3 х 792 - 50 х 10 3 х 696 = 52,32 х 10 6 ккал/ч

110 х 10 3 х 792 - 10 х 10 3 х 696 = 80,16 х 10 6 ккал/ч

где 792 и 696 ккал/кг теплосодержание пара на выходе из котла и из отбора турбины соответственно;

Увеличение годового расхода тепла на выработку электроэнергии будет равно:

52,32 х 10 6 х 4320 + 80,16 х 10 6 (8400 - 4320) = 553 х 10 9 ккал

7. Увеличение годового расхода топлива на выработку электроэнергии при теплотворной способности природного газа равной 7950 ккал/ч будет равно:

Где 0,9 - КПД котла.

8. Увеличение расходов на дополнительное потребление природного газа при тарифе 0,718 рубля за н м 3 составит:

9. Увеличение стоимости основных фондов ориентировочно составит 180 млн. руб.

10. Учитывая, что ресурс работы турбоагрегата составляет 25 лет принимаем амортизацию в размере4,0 %.

180х 0,04 = 7,2 млн. руб.

11. Прочие расходы принимаем 10% от амортизации:

7,2 х 0,1 = 0,72 млн.руб.

12. Увеличение налога на основные фонды 2%

180 х 0,02 = 3,6 млн.руб.

13. Годовое увеличение расходов на заработную плату из расчета 12 человек с окладами 5000 рублей и отчислений с ФОТ (34%)

5000 х12 х 12 х 1,36 = 0,98 млн.руб.

14. Годовые эксплуатационные затраты связанные с установкой турбины составят:

55,5+7,2+0,72+3,6+0,98 = 68,0 млн. руб.

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

162,33 - 68,0 = 94,33 млн. руб.

16. Поток денежных средств (экономия +амортизация)

94,33 + 7,2 = 101,53 млн.руб.

17. Стоимость капвложений в реконструкцию ориентировочного составит 198 млн. руб. без НДС)

18. Простой срок окупаемости капвложений с момента ввода в эксплуатацию:

19. То же с момента начала финансирования :

1,94 + 1,5= 3,44 года

20. Себестоимость производства потребляемой электроэнергии:

Размещено на Allbest.ru

Подобные документы

Расчет тепловых нагрузок отопления вентиляции и ГВС. Сезонная тепловая нагрузка. Расчет круглогодичной нагрузки. Расчет температур сетевой воды. Расчет расходов сетевой воды. Расчет тепловой схемы котельной. Построение тепловой схемы котельной.

дипломная работа , добавлен 03.10.2008

Расчет принципиальной тепловой схемы отопительно-производственной котельной с закрытой (без водоразбора) системой горячего водоснабжения для г. Семипалатинск. Основное оборудование и оценка экономичности котельной. Определение высоты дымовой трубы.

контрольная работа , добавлен 24.06.2012

Проект тепловой схемы котельной. Определение падения давления и снижение температуры в паропроводе. Расчет суммарной паропроизводительности и количества котлоагрегатов. Выбор дымососа, его технические характеристики. Расчет Na-катионитовых фильтров.

контрольная работа , добавлен 20.05.2015

Расчёт отопления, вентиляции и горячего водоснабжения школы на 90 учащихся. Определение потерь теплоты через наружные ограждения гаража. Построение годового графика тепловой нагрузки. Подбор нагревательных приборов систем центрального отопления школы.

курсовая работа , добавлен 10.03.2013

Описание котельной: тепловые нагрузки, технологическое решение по установке генерирующих мощностей. Основные технические характеристики газовой турбины и котла-утилизатора. Принципиальная тепловая схема. Баланс энергии компрессора. Выбор токопроводов.

дипломная работа , добавлен 14.03.2013

Краткая характеристика ОАО "САРЭКС". Реконструкция теплоснабжения. Определение тепловых нагрузок всех потребителей. Расчет схемы тепловой сети и тепловой схемы котельной. Выбор соответствующего оборудования. Окупаемость затрат на сооружение котельной.

дипломная работа , добавлен 01.01.2009

Эксплуатация систем газоснабжения. Техническая характеристика аппарата для отопления и горячего водоснабжения АОГВ-10В. Размещение и монтаж аппарата. Определение часового и годового расхода природного газа аппаратом для отопления и горячего водоснабжения.

дипломная работа , добавлен 09.01.2009

Реконструкция газоотводящего тракта водогрейного котла ПТВМ-50, расположенного на котельной ЖМР-16. Установка конденсационных теплоутилизаторов и теплового насоса в газоотводящем тракте; использование уходящих продуктов сгорания, снижение расхода топлива.

дипломная работа , добавлен 24.07.2013

Расчет тепловой нагрузки и выбор технологического оборудования котельной. Тепловой расчет котла ПК-39-II M (1050 т/ч) при сжигании смеси углей. Расчет тяги и дутья. Обоснование и выбор аппаратуры учета, контроля, регулирования и диспетчеризации котельной.

дипломная работа , добавлен 13.10.2017

Проектирование новой газовой котельной и наружного газопровода до инкубатория. Определение плотности и теплоты сгорания природного газа. Выбор основного и вспомогательного оборудования. Автоматизация котлов. Расчет потребности котельной в тепле и топливе.

В последнее время все большее внимание уделяется применению в энергетике газовых турбин малой и средней мощности. Одно из направлений их использования - это переоборудование котельных в мини-ТЭЦ.

В рамках федеральной целевой программы по энергосбережению создание мини-ТЭЦ рассматривается кк эффективное решение проблем электро- и теплоснабжения в масштабе небольших регионов, городов, поселков, промышленных предприятий и т.п.

Совместная работа газотурбинных установок с водогрейными и паровыми котлами в котельных позволяет обеспечить надежное электроснабжение собственных нужд, что в свою очередь повышает надежность теплоснабжения потребителей, а так же снизить удельные расходы топлива на единицу получаемой тепловой и электрической энергии.

При широкомасштабной реконструкции котельных с размещением в них газотурбинных установок (ГТУ) их суммарная установленная электрическая мощность только в котельных единичной теплопроизводительностью более 50 ГКал/ч в европейской части России (включая Урал) к 2010 г. может достичь 10 - 15 млн кВт .

Первая ГТУ-ТЭЦ в России, построенная в 1978 г. в г. Якутск, эксплуатируется и в настоящее время. На ней установлены 6 газотурбинных агрегатов производства НПО «Турбоатом». Тепло выхлопных газов утилизируется в газовых подогревателях сетевой воды (ГПСВ). Суммарная электрическая мощность станции составляет 230 МВт, а максимальная тепловая нагрузка, отпускаемая потребителям, превышает 300 Гкал/ч .

Схемные решения установки ГТУ

Модернизация котельной может производиться двумя способами:

1. установка отдельных модулей ГТУ с газовыми подогревателями сетевой воды;

2. надстройка действующих водогрейных или паровых котлов газотурбинными установками.

В первом случае тепловая мощность котельной увеличивается, что целесообразно только при возрастании требуемой тепловой нагрузки. При постоянной работе ГТУ существующая часть котельной должна быть переведена в пиковый режим работы.

Во втором случае необходимо согласование характеристик ГТУ и котлов (расход выхлопных газов ГТУ, расход дымовых газов через котлы, производительность дымососов), при этом котлы реконструируются в котлы-утилизаторы (КУ).

Для котельных характерны три схемы включения ГТУ. Первая (рис. 1а) - это установка газовой турбины таким образом, чтобы выхлопные газы в полном объеме направлялись в горелки котла. При этом для сжигания топлива в котле достаточно воздуха оставшегося в выхлопных газах. При нехватке окислителя возможно дополнительное подключение дутьевого вентилятора. Вторая схема (рис. 1б) используется когда расход выхлопных газов через ГТУ превышает допустимый расход газа через котел. В этом случае выхлопные газы из турбины направляются в ГПСВ и после него разделяются на две части, одна из которых направляется в горелки котла, а другая - выбрасываться в дымовую трубу. Третья схема (рис. 1в) отличается от второй только тем, что выхлопные газы разделяются на две части сразу же после турбины и только потом направляются в ГПСВ и котел, стоящие в схеме параллельно.

В том случае, когда не требуется увеличение тепловой мощности котельной следует использовать первую схему включения ГТУ, не требующую дополнительных капитальных вложений на сооружение ГПСВ.

Особенности мини-ТЭЦ

Мини-ТЭЦ на основе газотурбогенераторов имеют следующие свойства:

Отсутствует непосредственная связь с котлом;

Необходимо применение утилизационного контура;

Высокий уровень шума;

Требуется дополнительное помещение.

Возникают так же проблемы с продажей электрической энергии в электросеть, и с лимитами потребления природного газа, т.к. внедрение ТГУ при сохранении тепловой нагрузки требует дополнительного топлива.

Экономическая эффективность применения ГТУ

Если сравнивать стоимость электроэнергии вырабатываемой на ГТУ (без учета утилизационного теплового контура), то она на 30% и более превышает стоимость электроэнергии, получаемой из централизованного источника .

Газовые турбины имеют небольшой КПД (0,22-0,37%), поэтому они должны использоваться только с утилизационными контурами.

Окупаемость модернизации котельной зависит от количества отпускаемой электроэнергии, от тарифов на электроэнергию, капитальных затрат, затрат на эксплуатацию и от числа часов с работы на больших тепловых нагрузках.

Наибольшая эффективность использования ГТУ обеспечивается при длительной работе с максимальной электрической нагрузкой.

Из результатов проведенных расчетов следует, что выработка электрической энергии по отношению к тепловой составляет: 250-500 кВт/Гкал в режиме минимальной тепловой нагрузки ГТУ и 100-200 кВт/Гкал - при максимальной..

Выводы

1. При реконструкции действующих котельных необходимо использовать схемы, предусматривающие установку за ГТУ котлов-утилизаторов (водогрейных или паровых).

2. Следует учитывать, что дополнительное производство электрической энергии требует увеличение лимитов на поставку природного газа.

3. Наибольшая экономическая эффективность использования ГТУ обеспечивается при длительной работе при максимальной электрической нагрузке.

Для того чтобы добавить описание энергосберегающей технологии в Каталог, заполните опросник и вышлите его на c пометкой «в Каталог» .