Отраслевая конференция 
«Теплоснабжение-2019»
РосТепло.ru - Информационная система по теплоснабжению
РосТепло.ру - всё о теплоснабжении в России
Теплообменные аппараты ТТАИ

Модернизация существующих производственных котельных в мини-ТЭЦ

Журнал «Новости теплоснабжения» № 4, 2005 г., www.ntsn.ru

Д.т.н. В.А. Мунц, д.т.н. Н.Ф. Филипповский, С.М. Степин, УГТУ-УПИ; к.т.н. С.Л. Сысков, к.т.н. Ю.Г.Лекомцева, ЗАО «Уралсевергаз», г. Екатеринбург

Ситуация, сложившаяся в котельной Ирбитского производственного участка ЗАО «Регионгаз-инвест», характерна для большинства производственно-отопительных котельных. В котельной, ранее принадлежавшей Ирбитскому мотозаводу, установлено 2 паровых котла ГМ-50-1,4-250, 2 водогрейных котла ПТВМ-50. При заполнении системы теплоснабжения (СТ) в пусковой период, а также при аварийных остановках водогрейного котла подогрев сетевой воды осуществляется паром в бойлере ПСВ-200-7-15.

Расчетная нагрузка на отопление составляет 40,26 Гкал/ч, с учетом тепловых потерь в сетях 42,75 Гкал/ч. Средняя нагрузка на горячее водоснабжение (ГВС) 2,4 Гкал/ч. Температурный график тепловой сети 105/70 ОC, при этом расход сетевой воды составляет около 1200 т/ч. Средний часовой расход пара составляет около 7 т/ч, в том числе на производство около 1,5 т/ч. Таким

образом, суммарная тепловая нагрузка составляет около 50 Гкал/ч. В настоящее время отопительная нагрузка покрывается за счет работы водогрейного котла ПТВМ-50, паровая нагрузка - за счет работы парового котла ГМ-50. Такая ситуация сложилась после снижения объема производства заводом в 90-х гг. прошлого века, когда резко уменьшилась потребность в технологическом паре. Работа парового котла ГМ-50 на предельно пониженных нагрузках (14% от номинала) приводит к следующим неприятностям:

возникает опасность опрокидывания циркуляции, для предотвращения которой приходится периодически переключать по 2 из 4-х работающих горелок;

неустойчивая работа горелок на предельно пониженных нагрузках обуславливает высокую вероятность хлопков в топке, что может привести в конечном итоге к разрушению обмуровки, и даже повреждению каркаса котла;

при пониженных нагрузках заметно снижается КПД котла из-за увеличения удельных потерь теплоты через обмуровку и увеличиваются удельные затраты электроэнергии на привод тягодутьевого и насосного оборудования.

Водогрейные котлы ПТВМ-50 работают в основном режиме, но в котельной не предусмотрены насосы рециркуляции. В осенне-весенний период в котлы подается обратная вода с температурой ниже температуры точки росы дымовых газов. Это ведет к интенсивной низкотемпературной коррозии котла. Совершенно очевидно, что необходима установка насосов рециркуляции, либо работа системы отопления при малых нагрузках обеспечивается не от водогрейного котла, а от бойлера.

При заполнении СТ в пусковой период, а также при аварийных остановках водогрейного котла подогрев сетевой воды осуществляется паром в бойлере ПСВ-200-7-15. Большую часть отопительного периода можно работать, эксплуатируя паровой котел с одним подогревателем ПСВ, а в наиболее холодное время использовать водогрейный котел ПТВМ-50. При полной загрузке парового котла ГМ-50 отопительная мощность сетевого подогревателя при температурном графике 105/70 ОC составит 23 Гкал/ч. ПСВ совместно с охладителем конденсата при одном работающем котле ГМ-50 в состоянии обеспечить отопление потребителей вплоть до температуры наружного воздуха -12 ОC. Это составляет около 4400 часов отопительного периода.

Еще более эффективной станет работа котельной, если установить в котельной турбину с противодавлением и регулируемым производственным отбором пара ПР-2,5-1,3/0,6/0,1 электрической мощностью 2,5 МВт (рис. 1).

Турбине требуется пар с температурой 300 ОC. Котел ГМ-50 по паспортным характеристикам может вырабатывать перегретый пар с температурой 250 ОC. Поэтому необходимо увеличить площадь поверхности пароперегревателя, что потребует затрат по 500 тыс. руб. на каждый котел.

Пар с давлением 6 атм. из отбора турбины направляется в существующий подогреватель сетевой воды ПСВ-200. Температура пара производственного отбора составляет 158 ОC, что позволяет подогреть сетевую воду до 120 ОC.

Пар после турбины с давлением 0,12 МПа поступает в дополнительно установленный сетевой подогреватель ПСВ-200-3-23, который включается по воде параллельно существующему подогревателю сетевой воды. При давлении насыщенного пара за турбиной 0,12 МПа его температура насыщения составляет 105 ОC. Смешением потоков сетевой воды подогреваемой в 2-х ПСВ и перепускаемой через байпас обеспечивается регулирование во всем диапазоне тепловых нагрузок по температурному графику 105/70 ОC.

Собственное электропотребление котельной обеспечивает загрузку турбины менее чем на половину ее мощности. Избытки электроэнергии могут быть направлены на мотозавод, который находится в непосредственной близости от котельной и имеет компрессорную станцию, работающую круглосуточно.

В наиболее холодный период целесообразно использовать 2 паровых котла ГМ-50. Один из них должен работать на турбину, а другой на редукционную установку (РУ). В качестве такой установки можно использовать уже имеющуюся редукционно-охладительную установку РОУ-30-13/1,2. Паропроизводительности одного котла ГМ-50 будет достаточно до температуры наружного воздуха не ниже -10 ОC. Часть сетевой воды, не проходящей через 1-й и 2-й сетевые подогреватели, необходимо пропускать через байпас.

В летнем режиме использовать турбину возможно с мощностью 670 кВт (минимально возможная величина), но при этом необходимо найти потребителя на 2,66 т пара в час.

Необходимо отметить, что электрическая мощность турбины может изменяться при одной и той же отопительной нагрузке, в зависимости от величины производственного отбора. На основании расчетов, а также номограммы зависимости мощности турбины от величины производственного отбора построена зависимость (рис. 2) электрической мощности, вырабатываемой турбиной, от тепловой нагрузки. Верхняя кривая представляет собой зависимость мощности от тепловой нагрузки при минимальном расходе пара в производственный отбор, а нижняя - при максимальном.

Таким образом, регулируя подачу пара в производственный отбор, можно регулировать мощность турбины в зависимости от изменения электрической нагрузки. Так, например, при необходимой тепловой нагрузке на отопление 15 Гкал/ч вырабатываемая турбиной электрическая мощность может колебаться от 1200 до 2500 кВт. Выработка электроэнергии зависит от тепловой нагрузки турбины в течение отопительного периода. Расчетное число часов работы оборудования составляет 5500 ч/год, при этом общая выработка электрической энергии за отопительный период составит около Э=13500 тыс. кВт*ч. При стоимости одного кВт*ч 1,1 руб. (без НДС) ежегодный доход от эксплуатации турбины составит около 15 млн руб.

Суммарные капитальные затраты складываются из затрат на покупку и монтаж турбины -Зтурб=16 млн руб. и затрат на увеличение площади пароперегревателей котлов ГМ-50 -Зпп=1 млн руб.

Для производства электроэнергии потребуется дополнительный расход газа. Учитывая потери энергии в паровом котле, турбине, генераторе, ориентировочно примем КПД преобразования тепловой энергии в электрическую в данной схеме на уровне h = 75%. Тогда дополнительный расход газа составит: = 13500.3600/(0,75.35,6)=1,8 млн м3, где Э - годовая выработка энергии, тыс. кВт*ч; - низшая рабочая теплота сгорания природного газа, 35,6 МДж/м3. При стоимости газа 1 руб./м3, эксплуатационные затраты за счет прироста потребления природного газа в связи с использованием турбины составят Згаз=1,8 млн руб.

При определении эксплуатационных затрат необходимо учитывать затраты на обслуживающий персонал. Каждую смену дополнительно будет необходимо 2 чел., что увеличит численность персонала на 8 чел. При средней заработной плате 5 тыс. руб. ежегодные затраты на заработную плату с учетом отчислений увеличатся на 600 тыс. руб. в год. Таким образом, суммарные эксплуатационные затраты возрастут на 2,4 млн руб.

При этих условиях дисконтный срок окупаемости с учетом налогообложения и возникновения дополнительных амортизационных отчислений и налогов при ставке дисконта 10% составит 2,6 года с учетом полугодового периода освоения или около 2,1 лет с начала эксплуатации.

Выводы

1. Установка паровой противодавленческой турбины с дополнительным сетевым подогревателем обеспечивает работу паровых котлов с нагрузкой, близкой к номинальной, что значительно улучшает условия эксплуатации установленного оборудования.

2. За счет выработки и продажи электрической энергии увеличивается ежегодный доход котельной на 15 млн руб.

3. Срок окупаемости, рассчитанный с учетом реальной возможной загрузки турбины в течение отопительного сезона, в 2 года вполне приемлем для инвестиций в энергетическое оборудование.

Мунц В.А., Филипповский Н.Ф., Степин С.М., Сысков С.Л., Лекомцева Ю.Г., Модернизация существующих производственных котельных в мини-ТЭЦ

Источник: Журнал «Новости теплоснабжения» , www.rosteplo.ru/nt/56

Оставить комментарий

Тематические закладки (теги)

Тематические закладки - служат для сортировки и поиска материалов сайта по темам, которые задают пользователи сайта.

Похожие статьи:

Подбор теплообменника!

Теплообменник ТТАИ для ГВС, отопления, промпроизводств. Эффективней пластинчатого!

+7(495)741-20-28, info@ntsn.ru

СИСТЕМА 
ДОБРОВОЛЬНОЙ ЭКСПЕРТИЗЫ 
СХЕМ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ 
И ИНВЕСТИЦИОННЫХ ПРОГРАММ 
ТЕПЛОСНАБЖАЮЩИХ ОРГАНИЗАЦИЙ
Программы Auditor
Авторские права на размещенные материалы принадлежат авторам
Возрастная категория Интернет-сайта "18+"
© РосТепло.ru - Информационная система по теплоснабжению, 2003-2019
О проекте | Карта портала | Реклама на РосТепло.ru |
Top.Mail.Ru

Отраслевая конференция «Теплоснабжение-2019»

Москва, 22-24 октября 2019 г.
Примите участие!

Подробнее