Способы и эффективность перевода котельных в малые тэц
Обновлено: 19.05.2024
Методики расчета энергетического и экономического эффектов от переключения тепловой нагрузки от котельных на ТЭЦ (на примере теплоснабжения Москвы)
Определение энергетического эффекта от переключений тепловой нагрузки от котельных на ТЭЦ в системе теплоснабжения. Расчет расхода условного топлива на ТЭЦ и на котельных. Расчет показателей топливоиспользования. Расходы на приобретение тепловой энергии.
Подобные документы
1. Разработка мероприятий по повышению эффективности энергетического хозяйства поселка МолочноеОписание системы теплоснабжения и тепловых сетей. Расчет расхода теплоносителя, скорости его движения и затрат на транспортировку. Расчет гидравлического режима тепловой сети. Разработка рекомендаций по повышению эффективности системы теплоснабжения.
дипломная работа, добавлен 10.04.2017
Существующие и перспективные схемы очистки воды в котельных малой мощности на примере Забайкальского края. Эффективность работы централизованного теплоснабжения. Надежность работы поверхностей нагрева котельных агрегатов и систем теплоснабжения.
статья, добавлен 20.04.2019
Тепловые схемы котельных с паровыми и водогрейными котлами. Тепловой и аэродинамический расчеты парового котла, тепловой баланс, определение расхода топлива. Расчет газового и воздушного тракта. Структурные схемы автоматического регулирования процессов.
дипломная работа, добавлен 27.03.2016
Анализ типологии и компоновки котельных. Тепловой расчет конструктивных характеристик котельного агрегата. Обзор потребностей для процесса горения, дымовых газов и их энтальпии. Проведение расчета топливного расхода. Описание тепловой схемы котельной.
курсовая работа, добавлен 30.07.2013
Определение тепловых нагрузок микрорайона города. Гидравлический расчет трубопроводов тепловых сетей, потери давления. Выбор оборудования для централизованного теплоснабжения реконструируемого участка, расчет изоляции. Смета на строительство теплосети.
дипломная работа, добавлен 22.03.2018
Расчет низшей теплоты сгорания топлива и подбор топочного устройства. Расчет теоретических и действительных объемов воздуха и продуктов сгорания. Тепловой баланс теплогенератора и расход топлива. Устройство и эксплуатация оборудования котельных.
курсовая работа, добавлен 18.10.2017
Централизованные системы теплоснабжения. Элементы котельных установок. Классификация котельных установок. Принципиальные схемы котельных установок. Устройство и принцип работы котлов. Топливо для котельных установок. Использование паросиловых установок.
курсовая работа, добавлен 04.01.2009
Повышение безотказности энергоблоков, сокращение аварийной недовыработки тепловой и электрической энергии. Оценка целесообразности резервирования энергетического оборудования промышленных предприятий. Рассмотрение вероятностей состояния энергоблока.
лекция, добавлен 22.09.2017
Принципы функционирования и основные недостатки открытой системы теплоснабжения. Анализ факторов, влияющих на расход тепловой энергии в закрытой системе теплоснабжения. Особенности зависимого и независимого способов присоединения систем теплоснабжения.
реферат, добавлен 02.03.2017
Эффективность централизованных систем теплоснабжения от тепловых электрических станций. Исследование рабочих процессов котельных установок. Элементы и классификация котельных установок. Принципиальные схемы котельных установок. Производство тепла.
ПЕРЕВОД ОТОПИТЕЛЬНЫХ И ПРОМЫШЛЕННЫХ КОТЕЛЬНЫХ В РЕЖИМ МИНИ-ТЭЦ, КАК СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ ИХ НАДЕЖНОСТИ
2. Чубайс А.Б. Энергетика: тормоз или локомотив развития экономики? – Мат. конф. «РАО ЕЭС России - открытая компания». – М, 2007.
3. Чубайс А.Б. Новая энергетическая политика. – Мат. конф. «РАО ЕЭС России - открытая компания». – М, 2005.
4. Основные положения Энергетической стратегии России на период до 2020 года // Прил. к обществ.-дел. журн. “Энергетическая политика”. - М.: ГУ ИЭС, 2001. - 120c.
5. Хрилёв Л.С. Основные направления и эффективность развития теплофикации // Теплоэнергетика, 1998. - № 4. - С.2-15.
6. Тумановский А.Г., Морозов О.В. Резервы энерго- и ресурсосбережения на малых ТЭС, в котельных и системах теплоснабжения. – М: ВТИ.
7. Пейсахович В. Роль малой энергетики в решении проблем энергетического обеспечения потребителей // Энергорынок. – 2005. - №5.
8. Боровков В.М., Зысин В.А. Основные направления развития мини-ТЭЦ на основе современных парогазовых технологий // Известия Академии наук. Энергетика, 2001. - №1. - С.100-105.
9. Боровков В.М., Бородина О.А. Развитие малой энергетики как элемент стратегической программы и энергосберегающей политики России // Известия РАН. Энергетика. – 2006. - №5. – С.156-164 12. СНИП-II-35-76. «Котельные установки», 1976.
10. Усачев И.П., Матвеев А.В., Тарасенко К.С. (ООО «Электротехнический альянс») Применение турбин малой мощности при переходе к автономному энергоснабжению. – Екатеринбург, 2005.
12. Бородина О.А. Перспективные технологии для малой энергетики // Энергосбережение.– 2005. - Вып.76.- С.30-31.
13. Бородина О.А., Боровков В.М. Паровая винтовая машина мощностью 1000 кВт для использования в малой энергетике / Малые и средние ТЭЦ. Современные решения: Сб. трудов конференции. – М.: УМЦ «Голицыно», 2005. – 176 с. – С.135-148.
14. Компанеец В.В., Петрущенков В.А. Мини-ТЭЦ – реальный путь энергообеспечения.–СПб, 2005.
15. Бурый О.В., Дмитриева Т.Е, Калинина А.А. Топливноэнергетический комплекс Европейского Северо-Востока: методы, эффективность, направления развития. – Екатеринбург: УрО РАН, 2002. – 324с.
16. Новикова Т. В., Ерохина И. В., Хоршев А. А. (ИНЭИ РАН, Москва) Масштабы внедрения ПГУ и ГТУ в среднесрочной перспективе // Газотурбинные технологии, 2005. - №6.
Для цитирования:
Боровков В.М., Бородина О.А. ПЕРЕВОД ОТОПИТЕЛЬНЫХ И ПРОМЫШЛЕННЫХ КОТЕЛЬНЫХ В РЕЖИМ МИНИ-ТЭЦ, КАК СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ ИХ НАДЕЖНОСТИ. Надежность и безопасность энергетики. 2009;(2(5)):47-56.
Оценка эффективности перевода отопительных котельных на малые ТЭЦ на базе газопоршневых установок
В статье приведены результаты анализа мирового опыта применения когенерационных установок на базе газопоршневого двигателя, преимущества и недостатки малых ТЭЦ. Рассмотрены варианты перевода отопительных котельных на малые ТЭЦ и представлены зависимости наиболее влияющих факторов на энергоэффективность малых ТЭЦ графическом виде.
- 20+ million members
- 135+ million publications
- 700k+ research projects
Оценка эффективности перевода отопительных котельных на малые ТЭЦ на базе газопоршневых уст
Content available from Akmal Sadiev:
Оценка эффективности перевода отопительных котельных на малые ТЭЦ на базе газопоршневых установок.pdf
2019-1. Садиев А. ж-л Проблемы эн.рес.сбер..pdf
Content uploaded by Akmal Sadiev
Author content
All content in this area was uploaded by Akmal Sadiev on Apr 23, 2020
Content may be subject to copyright.
2019-1. Садиев А. ж-л Проблемы эн.рес
Content available from Akmal Sadiev:
Оценка эффективности перевода отопительных котельных на малые ТЭЦ на базе газопоршневых установок.pdf
2019-1. Садиев А. ж-л Проблемы эн.рес.сбер..pdf
Content uploaded by Akmal Sadiev
Author content
All content in this area was uploaded by Akmal Sadiev on Apr 23, 2020
Content may be subject to copyright.
Сведения об авторах:
Тохтахунов Касим Абдукадирович , 1963 г.р.
Ведущий специалист ООО «Энергоцент р Узбекистана»
тел.: +99897 775 8867
C адиев Акмал Аюбжонович , 1987 г.р.
Докторант ТашГТУ
тел.: +99890 902 9279
Оценка эффективности перевода отопительных котельных на
малые ТЭЦ на базе газопоршневых установок
Тохтахунов К. А. (ООО «Энергоцентр Узбекистана»)
Садиев А.А., (Ташкентский государственный технический университет)
В статье приведены результаты анализа мирового
опыта применения когенерационных установок на базе
газопоршневого двигателя, преимущества и недостатки
малых ТЭЦ. Рассмо тр ены варианты перевода отопительных
котельных н а малые ТЭЦ и представлены зависимости
наиболее влияющих факторов на энергоэффективность малых
ТЭЦ графическом виде .
Мақолада жаҳондаги мавжуд когенерацион
қурилмаларидан фойдаланишнинг таҳлили натижалари
келтирилган, кичик ИЭМ ларининг мавжуд афзаллик ва
камчиликлари келтирилган . Иссиклик манбаиларини кичик
ИЭМ ларига ўтказиш усуллари кўриб чиқилган ва бундаги
энергиясамарадорлигига таъсир этувчи омилларнинг
боғлиқликлари график кўринишида тақдим этилган.
The article presents the results of the analysis of world
experience in the use of cogeneration units based on a gas piston
engine, the advantages and disadvantages of small CHP plant s. The
options for transferring heating boilers to small CHP plants are
considered and the dependencies of the most influencing factors on
the ener gy efficien cy of small CHP plants are presented in a
graphical form.
В связи с сокращением запасов ископаемого органического топлива
и, как следствие, с его постоянным у дорожанием с каждым годом вс е
более актуальной становится проблема сокращения потерь при
производстве, транспортировке и потреблении тепловой и электрической
Повышение энергоэффективности использования топливно -
энергетических ресурсов в жилищно - коммунальном хозяйстве на основе
развития распределенной и малой энергетики , внедрения
когенерационных установок на объектах теплоснабжения , является одной
из важнейших задач, определенных в Постановлении президента
Республики Узбекистан № ПП -2912 от 20.04.2017 г. «О программе
развития системы теплоснабжения на период 2018 - 2022 годы» [
Однако, широкое внедрение когенерационн ых установок на
объектах теплоснабжения требует новых, нетрадиционных подходов.
Следовательно, нео бходима тщательная технико - экономическая
проработка вариантов теплоэлектрогенерирующих у становок с
оптимальным использованием их возможностей в каждом к онкретном
Мировая практика свидетельствует, что в условиях эксплуатации
отопительных котельных мощностью в диапазоне до 10 МВт применение
газопоршневых установок (ГПУ) эффективнее всех других
технологий [
]. По сравнению с другими когенерационными
установками ГПУ имеет следующие преимущества : - КПД
когенерационных систем на базе ГПУ в основном превышает 90 %; -
возможность работы ГПУ на газе низкого давления п озволяет
использовать существующие системы газоснабжения котельных; -
широкий диапазон рабочих режимов – от 15–20 % до 110 % номинальной
мощности, с незначительным снижением КПД при понижении
электрической нагрузки в диапазоне регулирования; - стабильность КПД
газопоршневой установки при изменении параметров окружающей среды
(в отличие от ГТУ) ; - простота обслуживания (техобслуживание и ремонт
ГПУ проводится по месту установки ).
На рис. 1 показана диаграмма распределения потенциала получения
энергии от ГПУ в когенерационном цикле.
Как известно, важным фактором в определении мощности ГПУ
является величина присоединенной тепловой нагрузки в котельную. Если
теплоисточник имеет более высокую базовую нагрузку в течение года,
окупаемость установки достигается за более короткий срок [2] .
Показателем высокой базовой нагрузки ГПУ является коэффициент
использования установленной мощности (КИУМ) . Высокие значения
КИУМ достигаются при наиболее эффективном соотношении единичной
мощности и количества ГПУ.
Рис .1 Распределение потенциала получения энергии от ГПУ в
когенерационном цикле
Оценка эффективности использования ГПУ в отопительных
котельных проводится на основе технико - экономических расчетов при
различных соотношениях тепловой и электрической нагрузки малой ТЭЦ :
- ГПУ вырабатывает электрическую мощность, до статочную для
покрытия собственных нужд котельной;
- ГПУ вырабатывает электрическую мощность, достаточную для
обеспечения аварийного резерва мощности;
- ГПУ выбирает ся из условия покрытия базовой нагрузки системы
Определение соотношения электрической и тепловой нагрузки
позволит провести выбор единичной мощности и количества ГПУ. Если
выбор ГПУ выполнен с завышенной мощностью, то это приводит к
режиму циклической работы, потерям прибыли, преждевременному
износу и уменьшению надежности. В другом случае, когда выбор
установки выполнен с заниженной мощностью, то это может также
привести к потере прибыли. В любом случае перед установкой ГПУ
необходимо проанализировать энергетические на грузки и затем выбрать
Технико - экономические расчеты вариантов реконструкции
проведены на примере котельной ТЦ - 1 « Северо - Восточная» г. Ташкента
(далее котельная) .
Котельная предназначена для обеспечения тепловой энергией
жилых и общественных зданий Мирзо - Улугбекского района г . Ташкента
и имеет круглогодичную тепловую нагрузку горячего водоснабжения
населения, промышленных и общественных зданий, а также сезонную
нагрузку отопления.
Выбор мощности ГПУ при реконструкции котельной произведен с
учетом необходимости обеспечения электрической энергией на
собственные нужды кот ельной, на основе данн ых о расходах ТЭР в
предыдущие годы, главным образом для л етнего п ериода, вместе с
подробным анализом суточных графиков тепловых и электрических
нагрузок. При этом учтено возможное увеличение присоединенной
нагрузки в будущем. Базовая нагрузка системы ГВС по теплу составляет
34,0 Гкал/ч, п о электричеству – 15 00 кВт. Максимальная нагрузка
системы отопления и ГВС по теплу составляет 240,0 Гкал/ч, по
электричеству – 7850 кВт ( в отопительный сезон ). Годовой расход
электрической энергии на п роизводственные н ужды котельной
составляет не более 33500,0 тыс. кВт ч. Годовой отпуск тепла
потребителям составляет не более 97 5,0 тыс. Гкал.
Для определения оптимального соотношения единичной мощности
установки с его количеством в расчете рассмотрены 7 вариантов
величины электрической нагрузки, составляющие в доля х 20 ÷ 80 %
заявленной мощности .
На рис. 2 п оказаны графики зависимости КИУМ, количества
установок ( n , шт. ) , денежной экономии ( S , млн. сум) и срока окупаемости
(T , годы ) от единичной мощности установки ( N , кВт) и величины
электрической нагрузки (%).
Рис. 2 Графики зависимости КИУМ (а), количества установок (б),
денежной экономии (в) и срока окупаемости (г) от единичной
мощности установки и величины электрической нагрузки
Результаты технико - экономических расчетов, а также полученные
графики зависимости переменных показывают, что наименьший срок
окупаемости установки с наибольшими КИУМ и денежной экономии
достигается при величине установленной мощности ГПУ, равной 50%
заявленной электрической мощности котельной. В этом случае наибол ее
энергоэффективной ГПУ является мощность ю 1501 кВт в количестве
Таким образом, проведенные технико - экономические расчеты по
выбору ГПУ для отопительных котельных р еспублики показывают, что
при оптимальном соотношении единичной мощности и количества ГПУ
возможно достижение наименьшего срока окупаемости, который
составляет не более 4 лет.
Литература
. Постановление президента Республики Узбекистан № ПП -2912
от 20.04.2017 г. «О программе развития системы теплоснабжения на
период 2018 - 2022 годы».
. Седнин В.А., Седнин А.В., Шимукович А.А.Перевод
отопительных котельных в мини - ТЭЦ (Ч.1) // Вестник БНТУ. 2005. №4.
. Андреев С.Ю., Маляренко В.А., Темнохуд И.А. Когенерация в
муниципальной энергетике // Энергосбережение • энергетика •
энергоаудит. 2015. № 2 (133). С. 15 -24.
. Алексахина Л.И., Курочкин Д.С., Михеев Д.В. Анализ
Российского рынка когенерационных технологий на базе газопоршневых
установок // TransportbusinessinRussian. №6. 2013. С. 197 -201.
ResearchGate has not been able to resolve any citations for this publication.
Перевод отопительных котельных в мини-ТЭЦ (Ч.1) // Вестник БНТУ
- Jan 2005
- 72-77
- В А Седнин
- А В Седнин
- А А Шимукович
Седнин В.А., Седнин А.В., Шимукович А.А.Перевод отопительных котельных в мини-ТЭЦ (Ч.1) // Вестник БНТУ. 2005. №4. С.72-77.
Когенерация в муниципальной энергетике // Энергосбережение • энергетика • энергоаудит
- Jan 2015
- 15-24
- С Ю Андреев
- В А Маляренко
- И А Темнохуд
Андреев С.Ю., Маляренко В.А., Темнохуд И.А. Когенерация в муниципальной энергетике // Энергосбережение • энергетика • энергоаудит. 2015. № 2 (133). С. 15-24.
Анализ Российского рынка когенерационных технологий на базе газопоршневых установок // TransportbusinessinRussian
- Л И Алексахина
- Д С Курочкин
- Д В Михеев
Алексахина Л.И., Курочкин Д.С., Михеев Д.В. Анализ Российского рынка когенерационных технологий на базе газопоршневых установок // TransportbusinessinRussian. №6. 2013. С. 197-201.
Advertisement
Recommendations
Разработка комплекса научно-технических решений для диверсификации топливного баланса энергетики республики на среднесрочную и долгосрочную перспективу
Проект направлен на научно обоснованную выработку научно- технических решений для диверсификации топливного баланса энергетики республики с целью обеспечения энергетической безопасности и бережного использования ограниченных энерго- и водных ресурсов и повышения экспортного потенциала электроэнергии на среднесрочную и долгосрочную перспективу. . [more]
Перевод котельной в режим мини-ТЭЦ
В настоящее время в котельной предприятия установлено 4 паровых котла Шухова - Берлина и 1 паровой котел БГ-35. Паровые котлы Шухова-Берлина вырабатывают пар с давлением 1,2 МПа (12 кгс/см 2 ) в количестве 20 т/ч каждый. Этот пар затем подается на технологические нужды и отопление. Котел БГ-35 вырабатывает 35 т/ч пара и работает в моноблоке с турбогенератором ТГ-1,5. Котлы Шухова-Берлина морально и физически давно устарели. Поэтому Заказчик хочет их заменить на более современные котлы. Заказчик также хочет обеспечить себя электроэнергией от собственного источника. С целью увеличения к.п.д. всей котельной и перевода котельной в режим мини-ТЭЦ предлагается к новым котлам дополнительно установить турбогенераторы, которые будут вырабатывать электроэнергию.
1. Исходные данные
Исходные данные взятые из опросного листа:
- существующая паропроизводительность котельной, т/ч 115
- давление пара на выходе из котлов, МПа 1,2–1,4
- температура перегретого пара на выходе из котлов, 0 С 350
- давление пара, поступающего на технологию, МПа 1,3
- давление пара, поступающего на отопление, МПа 0,3
- температура пара, поступающего на технологию, С 300
- температура пара, поступающего на отопление, С 130
- продолжительность отопительного периода, час 3648
- стоимость электроэнергии, руб/квт.ч 0,792
- стоимость теплоты от имеющегося источника тепло
вой энергии, руб/Гкал 131,2-
- стоимость газообразного топлива, руб/тыс.м 3 600
-требуемая электрическая мощность, МВт 3-6
- требуемая тепловая мощность котельной, Гкал/ч 10-60
- основное топливо-газ, резервное – мазут
- общий расход тепла на отопление, вентиляцию, ГВС, Гкал/ч 4,5
- расход пара на технологию зимой/летом, т/ч 31/20
2. Предлагаемые технические решения
Исходя из требований Заказчика к количеству и температуре вырабатываемого пара и количеству вырабатываемой электроэнергии (режиму работы котельной, как мини-ТЭЦ), предлагается к установке:
1. Основное котельное оборудование:
- паровой котел ДЕ – 25-24-380 ГМ – 3 шт.
- водяной экономайзер ЭБ1-808И – 3 шт.
- горелка – ГМП-16 – 3 шт.
- дымосос ДН-13 пр.-1500 – 3 шт.
- вентилятор дутьевой ВДН-12,5- 1000 – 3 шт.
- газоходы, воздуховоды, трубопроводы обвязки котлов с арматурой, газопроводы и мазутопроводы, щиты КИПиА с первичными датчиками и кабельной продукцией, электросиловая часть с кабельной продукцией и щитами и др.
2. Основное турбинное оборудование:
- - конденсационная турбина с регулируемыми отборами П-6-1,2/0,5 – 1 шт.
- - электрогенератор Т-6-2У3 - 1 шт.
- - трубопроводы и арматура обвязки турбин.
- - электросиловая продукция ( кабели и т.д.) обвязки электрогенераторов и др.
Выбор вышеуказанного оборудования обоснован следующим образом. Заказчику необходимо на технологию получать пар Р=13 кгс/см 2 и
t = 300-350 0 С в количестве 31т/ч-зимой и 20 т/ч-летом, а на отопление зимой нужен пар Р= 3 кгс/см 2 и t= 130 0 C в количестве 10-15 т/ч (4,5 Гкал/ч). Такую температуру пара ( 300-350 0 С) выдают котлы Е-50-40-440, Е-75-40-440 и ДЕ-25-24-380. В то же время Заказчик хочет получать электроэнергию в количестве 6 МВт. Поэтому к установке предлагается турбина конденсационная на 6 МВт с регулируемыми отборами. Т.е. зимой на отопление используется пар D= 10-15 т/ч, Р= 3-4 кгс/см 2 из отбора турбины, а летом турбина работает только в конденсационном режиме. Расход пара на турбину при таких отборах равен
40-45 т/ч. Итого общий максимальный расход пара зимой равен 45 + 31 = 76 т/ч. Поэтому к установке может быть предложен 1 котел Е-75-40-440 ( производительность 75-80 т/ч) или 3 котла ДЕ-25-24-380 (производительность общая 75-80 т/ч). Ориентировочная стоимость котла Е-75- 40- 440 в комплекте со вспомогательным оборудованием и системой КИПиА составляет 23 млн. рублей. Стоимость монтажа котла и обмуровочных работ с материалами составляют ориентировочно 11 млн.рублей. Итого 34 млн.рублей (без НДС).
Ориентировочная стоимость 3-х котлов ДЕ-25-24-380 в комплекте со вспомогательным оборудованием и системой КИПиА составляет 16,5 млн.рублей. Стоимость монтажа 3-х котлов и обмуровочных работ с материалами составляет ориентировочно 8,5 млн.рублей. Итого 25 млн.рублей (без НДС).
Исходя из вышеизложенного, экономически выгоднее установить 3 котла ДЕ-25-24-380.
Технические характеристики котла следующие:
- -паропроизводительность, т/ч –25
- -давление пара, кгс/см 2 - 24
- -температура перегретого пара, 0 С – 380
- - к.п.д. котла, газ/мазут % - 92,3/ 89,4
- - расход газа на котел, нм 3 /ч – 2260
- - расход мазута на котел, кг/ч - 1940
- -габариты котла ( длина х ширина х высота), мм- 10195 х 5750 х 6095
- -горелка – ГМП-16
- -давление газа перед горелкой, КПа (мм.в.ст.)- 25 (2500)
В стандартной компоновке котел комплектуется чугунным водяным экономайзером марки ЭБ1-808И, вентилятором ВДН-12,5-1500, дымососом ДН-13пр-1500, системой автоматики на базе щитов МЗТА.
Ном. (макс. ) мощность, кВт 6000(6600)
Частота вращения ротора, об/мин 3000
Параметры свежего пара,
номинал (рабочий диапазон):
абсолютное давление, МПа 1,2 (1,1-1,4)
температура, °С 270 (260-280)
Ном. абс. давление пара за турбиной:
при ном. отборах, кПа 6,0
при конденсационном режиме, кПа 7,0
Температура регенеративного
подогрева питательной воды, °С -
Регулируемый производственный отбор,
номинал (рабочий диапазон):
абсолютное давление, МПа 0,5 (0,4-0,6)
температура, °С 192 (175-208)
расход, т/ч 20 (0-30)
Ном. расход пара на турбину:
при работе с номинальными отборами, т/ч 49,2
при конденсационном режиме, т/ч 34,3
Ном. удельный расход теплоты
при конденсационном режиме, ккал/кВтч 3865,0
Тип конденсатора: КП-540/2
поверхность охлаждения, м 2 540
гидравлическое сопротивление по воде, МПа 0,04
ном. (макс.) температура охлаждающей воды, °С 20(33)
Ном. расход охлаждающей воды
на конденсатор и маслоохладители, м 3 /ч 2060
Масляная система:
емкость масляного бака, м 3 3,6
поверхность охлаждения маслоохладителей, м 2 18х2
масса турбины, т 39,5****
масса конденсатора, т 14,1
масса поставляемого оборудования, т 72,0
высота фундамента турбины, м 5,5
высота крюка крана над полом
машинного зала, м 4,5
В комплект поставки турбины производства ОАО « Калужский турбинный завод» входят также конденсатор, маслоохладитель с маслобаком, а также трубопроводы обвязки турбины по пару, конденсату, маслу.
В комплект поставки электрогенератора производства ЗАО « Привод» г.Лысьва входят система возбуждения ( станция управления, силовой трансформатор, возбудитель), аппаратура теплового контроля, ЗИП, приспособления для монтажа и обслуживания.
Для охлаждения конденсаторов и маслоохладителей требуется водонасосная станция производительностью 2100м 3 /ч. При отсутствии у Заказчика такой станции, ее строительство необходимо предусмотреть.
Место установки турбины и генератора (в существующей котельной или во вновь построенном помещении) определяется при выполнении ТЭО.
3. Ориентировочные этапы и сроки реализации
3.1 Разработка проекта:
-ТЭО (проект)- 3-4 месяца
-рабочая документация –3-4 месяца
3.2 Заказ и поставка оборудования и материалов –12-13 месяцев
3.3 Строительно-монтажные и пусконаладочные работы –9-10 месяцев
Сроки и продолжительность работ на каждый этап указана от на-
чала действия договора на каждый этап при условии стабильного финансирования. Общую продолжительность работ можно сократить совмещением отдельных этапов.
4. Стоимостные показатели
Общая стоимость основного оборудования (паровые котлы со вспомогательным оборудованием, турбина с генератором, трубопроводы, кабельная продукция и др.) составит ориентировочно 55000000 (пятьдесят пять миллионов) рублей (без НДС и транспортных расходов).
Стоимость проектных работ (проект и рабочая документация)
3600000 (три миллиона шестьсот тысяч) рублей (без НДС).
Стоимость строительно-монтажных и пуско-наладочных работ по основному технологическому оборудованию составит 17000000 (семнадцать миллионов) рублей (без НДС).
Общий объем капитальных вложений в реконструкцию котельной завода по укрупненным показателям в текущих ценах на февраль 2002 г.ориентировочно составит 75600000 (семьдесят пять миллионов шестьсот тысяч) рублей
Реконструкция котельной промышленного предприятия в мини-ТЭЦ при помощи паровой турбины. Вариант 3
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 SEQ Таблица \* ARABIC 1. Паровые котлы
Произво-дительность
т/ч
Разрешенное давление
кг/см 2 (изб)
Разрешенная температура
°С
ввода в эксплуатацию
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 SEQ Таблица \* ARABIC 2. Потребители пара
Давление
кг/см 2 (изб)
Давление
кг/см 2 (изб)
Продолжительность отопительного сезона согласно СниП 23-01-99 – 216 дней (5184 часов).
Температурный график системы отопления – 95/70 0 С.
Расчетная нагрузка отопления 16,5 Гкал/ч.
Схема горячего водоснабжения – закрытая.
Основное топливо – природный газ теплотворной способностью 7950 ккал/нм 3 . Резервное топливо – мазут.
Годовое потребление электроэнергии комбинатом
Тарифы на энергоносители (без НДС):
- заявленная мощность – руб. за кВт в месяц 211
- электроэнергия – руб./кВт×ч 0,71
- электроэнергия с учетом заявленной мощности: 1,10
- природный газ – руб./нм 3 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/см 2 = 1,0 МПа и температурой 194°С (см. табл.1) идет на покрытие (см. табл.2.):
· – 12 т/ч, 1,2 МПа, 187°С;
· – 15 т/ч, 0,3 МПа, 135°С;
· – 18 т/ч, 0,3 МПа, 135°С
(поскольку отопительная нагрузка меняется от сезона к сезону, определяется средняя нагрузка за отопительный сезон: 18 т/ч× ×0,43 = 7,7 т/ч, где t cp = - 4,7 0 С – средняя температура за отопительный сезон; t p = - 35 0 С – расчетная температура отопления; 18 0 С – температура в помещении);
· – 1 т/ч, 0,3 МПа, 135°С;
· – 0,5 т/ч, 0,3 МПа, 135°С.
Таким образом, можно выделить группу потребителей пара с параметрами 0,3 МПа и 135°С 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 187°С на технологическую нагрузку 1, а пар с параметрами 0,3 МПа и 135°С 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.кВт×ч 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/см 2 .
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 SEQ Таблица \* ARABIC 3. Номинальные технические характеристики турбины
Номинальная мощность, кВт
Частота вращения ротора, об/мин
Параметры 3-фазного электрического тока:
Ном. параметры свежего пара (рабочий диапазон):
-абсолютное давление, МПа
-температура, 0 С
Номинальное абсолютное давление пара за турбиной (рабочий диапазон), кПа
Номинальный расход пара, т/ч
Номинальная температура охлаждающей воды/воздуха (рабочий диапазон), 0 С
Расход охлаждающей воды на теплообменники, м 3 /ч
Автономная масляная система:
-емкость масляного бака, м 3
-масса турбогенератора, т
-масса поставляемого оборудования, т
* – с заводом имеется договоренность на изготовление турбоагрегата с турбогенератором на напряжение 6300 В.
Эксплуатационные характеристики турбоустановки:
– срок службы, лет
– межремонтный период, лет
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.
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:
1000×5184 + 500×(8400-5184) = 5,18 + 1,61 = 6,79 млн. кВт×ч
где 1000 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:
3. Уменьшение ежегодной платы на покупку электроэнергии с учетом заявленной мощности при тарифе 1,1 руб./кВт·ч без НДС составит:
6,59×1,1 = 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./нм 3 :
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:
26,4×0,04 = =фонды*амортизация/100 1,06
8. Расходы на ремонтно-техническое обслуживание оборудования принимаем в размере 20% от амортизации:
1,06×0,2 = 0,21 млн. руб.
9. Увеличение налога на основные фонды 2%:
26,4×0,02 = 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%)
6000×5×12×1,36 = =рабочие*зарплата*(1+НОТ/100)*12/1000000 0,49
11. Прочие затраты принимаем в размере 30%:
0,3×(1,06 + 0,21 + 0,49) = =ПП/100*(Отчисления+Ремонт+Персонал) 0,53
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:
14. После выплаты налога на прибыль в размере 24%, чистая прибыль составит:
15. Поток денежных средств (экономия +амортизация)
2,72+ 1,06 = =ЧП+Отчисления 3,78
16. Стоимость капвложений в реконструкцию ориентировочно составит 32,93 млн. руб. (без НДС)
17. Простой срок окупаемости капвложений с момента ввода в эксплуатацию =Капвложения/(ЧП+Отчисления) 8,7116 года:
Реконструкция промышленно-отопительной котельной по переводу ее в режим работы мини-ТЭЦ
Знакомство с этапами расчета количества и параметров пара, требуемого для покрытия всех видов нагрузок в конце отопительного периода. Анализ основных особенностей реконструкции промышленно-отопительной котельной по переводу ее в режим работы мини-ТЭЦ.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | реферат |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 18.05.2015 |
| Размер файла | 54,7 K |
Соглашение об использовании материалов сайта
Просим использовать работы, опубликованные на сайте, исключительно в личных целях. Публикация материалов на других сайтах запрещена.
Данная работа (и все другие) доступна для скачивания совершенно бесплатно. Мысленно можете поблагодарить ее автора и коллектив сайта.
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Подобные документы
Расчет турбогенераторов для котельнойРасчет количества и параметров пара, требуемого для покрытия всех видов нагрузок в конце отопительного периода. Потребление тепла на собственные нужды. Турбинное оборудование, выпускаемое Калужским турбинным заводом. Определение срока окупаемости.
курсовая работа [124,1 K], добавлен 24.02.2014
Определение мощности трансформатора, его типа и количества для установки в помещении отопительной котельной. Расчет электрических и силовых нагрузок, токов короткого замыкания. Выбор кабелей питающих и распределительных линий, схемы электроснабжения.
дипломная работа [1,9 M], добавлен 15.02.2017
Составление принципиальной схемы производственно-отопительной котельной промышленного предприятия. Расчет тепловых нагрузок внешних потребителей и собственных нужд котельной. Расчет расхода топлива и мощности электродвигателей оборудования котельной.
курсовая работа [169,5 K], добавлен 26.03.2011
Разработка проекта по реконструкции производственно-отопительной котельной завода РКК "Энергия", которая использует в качестве топлива местный добываемый уголь. Расчет тепловой схемы и оборудования котельной, разработка блочной системы подогревателей.
дипломная работа [213,8 K], добавлен 07.09.2010
Расчёт тепловых нагрузок производственных и коммунально-бытовых потребителей тепла населенного пункта. Тепловая схема производственно-отопительной котельной, составление ее теплового баланса. Подбор вспомогательного оборудования, компоновка котельной.
курсовая работа [1,1 M], добавлен 08.03.2015
Расчет тепловых нагрузок отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. Расчет температурного графика. Расчет расходов сетевой воды. Гидравлический и тепловой расчет паропровода. Расчет тепловой схемы котельной. Выбор теплообменного оборудования.
дипломная работа [255,0 K], добавлен 04.10.2008
Расчет тепловых нагрузок. Определение паропроизводительности котельной. Конструктивный тепловой расчет сетевого горизонтального пароводяного подогревателя. Годовое производство пара котельной. Схема движения теплоносителей в пароводяном теплообменнике.
Реконструкция промышленно-отопительной котельной по переводу ее в режим работы мини-ТЭЦ
Знакомство с этапами расчета количества и параметров пара, требуемого для покрытия всех видов нагрузок в конце отопительного периода. Анализ основных особенностей реконструкции промышленно-отопительной котельной по переводу ее в режим работы мини-ТЭЦ.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | реферат |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 18.05.2015 |
| Размер файла | 54,7 K |
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Реконструкция промышленно-отопительной котельной по переводу ее в режим работы мини-ТЭЦ
Для отопления жилого района используется промышленная котельная, с паровыми котлами, производящими насыщенный пар давления 1,4 МПа. Часть пара используется круглогодично на промышленные нужды, остальной пар для теплоснабжения и горячего водоснабжения (ГВС) жилого района. Система отопления закрытая. Вода для ГВС приготавливается в котельной, баки-аккумуляторы ГВС отсутствуют. Температурный график системы теплоснабжения 95-70 °С.
В котельной предлагается установить турбогенераторы для дополнительной выработки электрической энергии.
Считается, что турбогенераторы устанавливать экономически выгодно, если они работают непрерывно как минимум весь отопительный период. Нужно выбрать оптимальное количество и типы турбогенераторов и рассчитать срок окупаемости проекта. Изменение эксплуатационных затрат не учитывать.
В графической части работы представить схемы потоков пара в котельной после перевода её в режим работы мини-ТЭЦ для каждого из вариантов в отопительный и неотопительный период. На схемах указать значения расхода и давления паровых потоков.
1. Расчет количества и параметров пара, требуемого для покрытия всех видов нагрузок в конце отопительного периода
отопительный котельная промышленный
Количество и параметры технологического пара берутся из исходных данных.
Расход и давление технологического пара составляют Dp = 8 т/ч, Рп = 0,4 МПа.
1. Часовую нагрузку отопления рассчитываем по формуле:
Где: Qo max - расчетная нагрузка отопления, Гкал/час; (Дано)
ti - температура внутри помещений; (Дано)
tк - температура наружного воздуха в конце отопительного периода; (Дано)
t0 - расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления ,°С. (Дано)
2. Средняя часовая нагрузка по ГВС в отопительный период рассчитывается по формуле
Где: Qhn - суточное нормативное потребление тепла на ГВС, Гкал. (Дано)
3. Максимальную часовую нагрузку по ГВС можно рассчитать по формуле
4. Если учесть потери тепла в сетях в количестве 10%, то часовые нагрузки на отопление и ГВС станут
Далее требуется рассчитать количество пара, обеспечивающего тепловые нагрузки в конце отопительного сезона.
Энтальпия насыщенного пара при 0,1 Мпа кДж/кг, энтальпия конденсата при 0,1 Мпа - кДж/кг.
Тогда одна тонна пара обеспечит тепловую нагрузку на отопление и ГВС k=0,539 Гкал/т.
Для обеспечения тепловой нагрузки на отопление в конце отопительного периода потребуется
Для обеспечения тепловой нагрузки на ГВС в отопительный период потребуется
Потребление тепла на собственные нужды возьмем как 2,4% от тепловой нагрузки
Таким образом, для обеспечения тепловой нагрузки в конце отопительного периода потребуется:
Читайте также: