CC BY
89
УДК 658.26:681.5.015
ПЕРЕВОД ОТОПИТЕЛЬНЫХ КОТЕЛЬНЫХ В МИНИ-ТЭЦ
{ЧАСТЬ 2)
Кандидаты техн. наук СЕДНИН В. А., СЕДНИН А. В., инж. ШИМУКОВИЧ А. А.
Белорусский национальный технический университет
Технико-экономический анализ. В первой части статьи изложены общие принципы и подходы при переводе котельной в мини-ТЭЦ. Рассмотрим варианты реконструкции отопительной котельной на конкретном примере.
Котельная по ул. Староборисовский тракт, 48, г. Минска была спроектирована как производственно-отопительная. Она снабжала паром и горячей водой ряд промышленных предприятий, а также обеспечивала нагрузки отопления, вентиляции и горячего водоснабжения близлежащих жилых массивов. В настоящее время структура тепловых нагрузок значительно изменилась. Промышленные предприятия отказались от потребления пара от котельной, и она покрывает только нагрузку коммунально-бытового сектора.
На котельной в качестве основного оборудования установлены: два водогрейных котла КВГМ-50 ((¿^ = 50 Гкал/ч), один паровой котел ДКВр-10/13 {£) = 6 т/ч), один котел ДКВр-10/13, переведенный в пароводо-грейный режим (О, = 5 Гкал/ч), и один котел ДКВр-10/13, переведенный на водогрейный режим (О, = 10 Гкал/ч).
На основании анализа данных о режимах работы котельной за последние годы можно сделать вывод о загрузке основного оборудования:
• в отопительный период в работе находится один котлоагрегат КВГМ-50, максимальная производительность которого не превышает 45 Гкал/ч при самых низких температурах наружного воздуха;
• в летний период работают два ДКВР-10/13 в водогрейном режиме. Максимальная нагрузка котельной в межотопительный период не превышает 12,5 Гкал/ч;
• паровой котел ДКВР-10/13 функционирует круглый год с минимальной паропроизводительностью для покрытия собственных нужд (деаэрация и мазутное хозяйство).
Реконструкция котельной в мини-ТЭЦ рассматривалась с использованием газопоршневых установок как технически наиболее оптимальное решение. Установка газовых турбин требует проведения масштабной реконструкции, а применение паровой турбины лимитируется малым расходом свежего пара.
Технико-экономические расчеты проводились для четырех вариантов:
• вариант 1-е установкой ТЭГУ из условия обеспечения электроэнергией вспомогательного оборудования, необходимого для работы одного котла КВГМ-50 (электрическая мощность - 720 кВт);
• вариант 2-е установкой ТЭГУ, выбранной из условий покрытия базовой нагрузки горячего водоснабжения (рис. 1);
10 12 14 16 18 20 22 24 Часы суток, ч
Рис. 1. Выбор мощности ТЭГУ из условия покрытия базовой нагрузки горячего водоснабжения
• вариант 3-е установкой ТЭГУ, выбранной из условий максимального покрытия нагрузки горячего водоснабжения (рис. 2);
10 12 14 16 18 20 22 24 Часы суток, ч
Рис. 2. Выбор мощности ТЭГУ из условия максимального покрытия нагрузки горячего водоснабжения
• вариант 4 - существующая котельная.
Для варианта 1 в качестве теплоэлектрогенерирующей установки выбран ГПА электрической мощностью 770 кВт, для варианта 2 - ГПА электрической мощностью 2900 кВт, для варианта 3 - два ГПА электрической мощностью по 2900 кВт (суммарная электрическая мощность - 5800 кВт). Технические характеристики установок приведены в табл. 1.
Таб.тща 1
Технические характеристики теплоэлектрогенерирующих установок*
Параметр ГПА 770 кВт ГПА 2900 кВт
Максимальная электрическая мощность, кВт 770 2900
Максимальная тепловая мощность, кВт 1032 3152
Потребляемая мощность топлива, кВт 2068 7226
КПД электрический, % 37,2 40,1
КПД тепловой, % 49,9 43,6
Расход газа при 100 % мощности, м3/ч 219 765
Расход газа при 75 % мощности, м3/ч 171 590
Расход газа при 50 % мощности, м3/ч 123 414
'Приведены средние значения для ГПА европейского производства.
Тепловая схема котельной после реконструкции приведена на рис. 3. ТЭГУ включается параллельно существующим котлам. Теплота, полученная во вторичном контуре, идет на подогрев сетевой воды, а теплота технологического контура используется для подогрева исходной воды перед хво.
Из тепловой сети В тепловую сеть
Рис. 3. Принципиальная схема мини-ТЭЦ: CHI, СН2 - летние и зимние сетевые насосы; PHI, РН2 - насосы рециркуляции котлов ДКВР и КВГМ; НВК - насос вторичного контура ГПД; TBK, ТТК - теплообменники вторичного и технологического контуров ГПД; ХВО -химводоочистка; НХВ - насос холодной воды; ПН - питательный насос; ПодпН - насос
подпитки теплосети
При проведении расчетов учитывалось, что ТЭГУ не будет работать круглосуточно. Это связано с большим временем пуска модернизированных котлов ДКВР 10/13 (№ 1, 2). Их остановка в ночной период может привести к ухудшению надежности работы системы теплоснабжения.
Рассмотрим факторы, от которых зависит эффективность предполагаемой реконструкции. Для этого проанализируем основные экономические показатели работы котельной до и после реконструкции (табл. 2).
Таблица 2
Расчет технико-экономических показателей
Параметр Котельная + ТЭГУ Котельная
Приток денег П^ = "13ТЭ год + ™Тэбгод ПЕ = ™Тэбгод
Отток денег Oe = »vSr0j + «гээЭГ0Др + Ообсл 1, [ 1 , п г^пагрП = ™Аод + ™ээЭгод
Доход предприятия By = Пу - Oy = ?иЭз Эгод + mT3Qion ~ -т R1 - шп Эпотр1 - Отэгу [ [¡VI '" .¡J [¡VI i 1!~!L [ 5у=п?-о°=ОТтэегод--mJ311 - m" ЭпотрП тгод '"ээгод
Разница доходов до и после реконструкции TT - R1 - ß," - тпрЭ + mn ЭпотрП +m R11 -m Rl - mn Эпотр1 - Итэгу д - nY Dy - тээ о>год -t- тээоТОД -t- ттптод ттптод тээоТ0д ^0бсл
Дисконтированный доход Д = (1 + ^)хЧ(т^ЭГ0Д + "гГэЭгоТ" + mTBToR ~ ттВ10Я ~ "ОТ1 - И„бэсглУ)
Чистый дисконтированный доход X чдд = ^]дд,. 1=0
В табл. 2 приняты следующие обозначения: я?.1'1' - тариф на продажу электроэнергии; Эгод - годовая продажа электроэнергии, определяется как разница между произведенной и потребленной электроэнергией; ттэ - тариф на продажу тепловой энергии; 0111Л - годовая выработка тепловой энергии; тт - тариф на покупку топлива; В'о;1 - годовое потребление топлива котельной после реконструкции; - то же без реконструкции;
тзз - тариф на покупку электроэнергии из энергосистемы; - годовое
потребление электроэнергии из сети котельной после реконструкции; Э°07п - то же без реконструкции; - затраты на обслуживание ТЭГУ
(в первый год включают в себя затраты на реконструкцию котельной, в последующие годы - затраты на обслуживание и ремонты ТЭГУ); т - номер года, для которого рассчитывается дисконтированный доход; р - норма дисконта.
Будем считать, что тариф на отпуск тепловой энергии останется неизменным до и после реконструкции. Срок окупаемости проекта наступает тогда, когда чистый дисконтированный доход (ЧДД) варианта реконструкции становится положительным. Таким образом, на величину ЧДД и, следовательно, на срок окупаемости проекта влияют тарифы на продажу электроэнергии, на покупку топлива и на покупку электроэнергии, капиталовложения в ТЭГУ.
Снижение импорта топлива в страну определяется как
Л й - Ас ^ТЭГУ г,кпТЭГУ дТЭГУ
где Н;г) - удельный расход топлива на выработку электроэнергии в энергосистеме Республики Беларусь, т у. т./(МВт-ч); Ьд - то же на отпуск теплоты от котельной, т у. т./Гкал; Э,1,^1 У - годовая выработка электроэнергии
ТЭГУ „ТЭГУ
ТЭГУ, МВт-ч; <2Г0Д - годовой отпуск теплоты от ТЭГУ; Вгод - годовой
расход топлива на ТЭГУ, т у. т.
Значения основных параметров, которые принимались для технико-экономических расчетов, приведены в табл. 3.
За базовую величину сравниваемых вариантов принимался одинаковый среднегодовой отпуск теплоты от котельной О..,,, = 142,6 тыс. Гкал/год. Годовое потребление электроэнергии оборудованием котельной принималось равным Эк = 3608,6 тыс. кВт-ч/год.
Годовые затраты на обслуживание ТЭГУ (замена масла, фильтров и пр.) принимались равными 5 % в год; затраты на капитальный ремонт установки после 40000 ч эксплуатации - 20 %; затраты на вспомогательное оборудование - 25 % стоимости установки. Затраты на строительно-монтажные и пусконаладочные работы принимались равными 10 %; затраты на проектные работы - 5 % стоимости ТЭГУ и вспомогательного оборудования.
Таблица 3
Основные данные для технико-экономического расчета
Показатель Варианты 1, 2, 3 Вариант 4
Стоимость топлива, $/1000 м3 56,39 56,39
Тариф на электроэнергию (покупка), $/(кВт-ч) 0,071 0,071
Тариф на электроэнергию (продажа), $/(кВт-ч) 0,029 0,029
Тариф на тепловую энергию, $/Гкал 13,3 13,3
Продолжительность отопительного сезона, сут. 202 202
Продолжительность межотопительного сезона, сут. 143 143
Число часов работы ГПД:
в отопительный сезон, ч/сут. 24 0
в межотопительный сезон, ч/сут. 18 0
Продолжительность расчетного периода, принимаемая равной среднему сроку службы внедряемого оборудования, лет 10 10
Длительность шага в течение расчетного периода, лет 1 1
Реальная процентная ставка ($), % 4,76 4,76
Расчеты эффективности реконструкции котельной проводились на основании концепции потока реальных денег [1], результаты приведены в табл. 4.
Таблица 4
Результаты расчета эффективности проекта
Показатель Обозначение Значение
Вариант 1 Вариант 2 Вариант 3
Капитальные затраты, тыс. $ к = Коб + КТр + + Кво + 5смр + 863 2332 4665
• оборудование, тыс. $ Коб 499 1350 2700
• НДС, таможенные пошлины, транспорт (сумм. 30 %), тыс. $ Ктр 149 405 810
• вспомогательное оборудование, тыс. $ КВ0 124 337 675
• СМР и ПНР, тыс. $ с ^смр 49 135 270
• проектные работы, тыс. $ 38 104 209
Чистый дисконтированный доход, тыс. $ ЧДД 595 1238 1892
Срок окупаемости, лет т 1 ок 5,6 6,2 6,8
Индекс доходности ид 1,44 1,40 1,35
Внутренняя норма доходности ВИД 0,17 0,15 0,12
Экономия топлива в энергосистеме, ту. т. АВ 1058,5 3648,9 17082,2
Как видно из результатов расчетов, при существующих условиях работы, с точки зрения предприятия, наименьший срок окупаемости будет у установки мощностью 770 кВт. Также у этого варианта наибольшие индекс доходности и внутренняя норма доходности. Однако чистый дисконтированный доход будет наибольшим в варианте 3. С точки зрения системной экономии топлива, оптимальным будет вариант 3.
Анализируя зависимость срока окупаемости проекта от тарифа на продажу электроэнергии (рис. 4), видно, что вариант 1 является наименее чувствительным к цене на электроэнергию в энергосистеме. Основную роль в определении эффективности играет разница тарифов на покупку и продажу электроэнергии в систему. При одинаковой цене (взаимозачет) наиболее выгодным уже становится вариант с электрической мощностью 5800 кВт.
\ \
\ \ *
\ • \ .
\ \ V \ -в --в фиант 1 фиант 2 .
\*г- - - - в фиант 3
Ч \\
1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5 5,5 6 6,5 7
Тариф на продажу электроэнергии, цент/(кВт ■ ч)
Рис. 4. Зависимость срока окупаемости проекта реконструкции от тарифа на продажу электроэнергии
1
ч ч // —у / \ • „ — - --- / \
\ ч. 7 -у 5 ' \ Ч
--- ---
О 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24
Время, ч
Рис. 5. Тренд мощности котельной при средней температуре наружного воздуха +2 °С: 1 - производительность котельной; 2,3- тепловая мощность ГПА (варианты 2,3); 4, 5 - требуемая тепловая мощность котлов для вариантов 2,3; 6 - нижняя граница устойчивой работы котла КВГМ-50
При окончательном выборе варианта следует учитывать режимы работы оборудования. На рис. 5 приведен тренд мощности котельной в отопительный сезон для средней температуры наружного воздуха в течение суток +2 °С. Нижняя граница мощности, при которой устойчиво работает котел КВГМ-50, составляет 20 Гкал/ч. Таким образом, в отопительном се-
зоне существуют периоды, когда необходимо принудительно снижать мощность ТЭГУ. Это приведет к ухудшению экономических показателей проекта.
ВЫВОДЫ
1. Результаты сопоставления вариантов показывают, что при фиксированной стоимости энергетического оборудования и топлива основным фактором, влияющим на выбор мощности ТЭГУ, является разница между тарифами энергосистемы на покупку и продажу электроэнергии.
2. Выбор варианта реконструкции должен производиться индивидуально для каждого объекта с обязательным анализом почасовых тепловых нагрузок и режимов работы оборудования.
3. В существующей ситуации на энергетическом рынке Республики Беларусь наиболее выгодными для предприятий теплоснабжения являются варианты с применением установок с тепловой мощностью, соответствующей базовой нагрузке системы ГВС, либо с электрической мощностью, покрывающей собственные нужды котельной.
4. Снижения себестоимости отпускаемой тепловой энергии следует ожидать только после достижения срока окупаемости проекта установки когенерационной мощности на котельной.
Л И Т Е Р А Т У Р А
1. С о к о л о в Е. Я. Теплофикация и тепловые сети. - М.: Изд-во МЭИ, 1999. - 472 с.
Представлена кафедрой промышленной
теплоэнергетики и теплотехники Поступила 8.08.2005
УДК 621.43+ 532.525
ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ ЖИДКИХ ПЛОСКИХ ЭКРАНОВ С ГАЗОВЫМ ПОТОКОМ, ОГРАНИЧЕННЫМ СТЕНКАМИ КАНАЛА
Канд. техн. наук, доц. АКСЕНТЬЕВ С. Т., ГЛОТОВ С. В.
Севастопольский национальный технический университет, Севастопольский военно-морской институт им. П. С. Нахимова
В последние годы специалисты различных областей народного хозяйства уделяют большое внимание разработке камер сгорания с импульсным режимом работы. Одной из серьезных проблем в этих устройствах является эффективная организация процесса горения на струйных стабилизаторах.
В настоящее время накоплен богатый экспериментальный и теоретический материал [1] по изучению взаимодействия одиночных или системы одиночных жидких струй с до- и сверхзвуковыми потоками газа в каналах
