CC BY
70Н.Н. Храмцова, В.А. Сопрунов ВОЗМОЖНОСТЬ РЕКОНСТРУКЦИИ КОТЕЛЬНОЙ В МИНИ-ТЭЦ
This paper presents the way in reconstruction of the boiler into mini-CHP. Considered the possible installation of electricity generating equipment to meet their own needs of electric power boiler.
Мини-ТЭЦ - это электростанции с комбинированным производством электрической и тепловой энергии. Диапазон электрической мощности мини-ТЭЦ достаточно широк: от 100 кВт до 50 МВт. Использование в практических целях отработавшего тепла силовых агрегатов электростанций является отличительной особенностью мини-ТЭЦ и носит название когенерация (теплофикация). Создание мини-ТЭЦ в здании котельных с устаревшим оборудованием позволит увеличить экономичность производства тепловой энергии и производить электроэнергию на собственные нужды и отапливаемый район.
В данной статье рассмотрены возможности модернизации котельной в мини-ТЭЦ на примере одной из котельных г. Благовещенска, принципиальная схема которой показана на рис. 1.
1 - паровой котел Е1/9;
2 - котел водогрейный ТВГ-1,5;
3 - распределительный коллектор пара;
4 - насос питательный паровой;
5 - насосы питательные ПН 1,6/16-2 шт; ВК 1/16-1 шт;
6 - насос подпиточный К 45/30;
Рис. 1. Принципиальная схема котельной:
7 - насос сетевой Д 320-50;
8 - подогреватель пароводяной;
9 - конденсатный бак;
10 - ХВО (натрий-катионитовый фильтр);
11 - бак запаса воды.
В настоящее время установленная мощность котельной 4,75 Гкал/ч. Основное топливо -мазут марки М100. Общая площадь территории котельной 2072 м2, из них 434 м2 находится под зданиями и постройками, плотность застройки 21%. Строительный объем котельной 2639 м3. На котельной установлено 5 водогрейных котлов ТВГ-1,5 и 1 паровой Е1/9. Пар котла Е1/9 идет на технологические нужды - подогрев мазута. Годовая выработка тепла - 13697 Гкал, годовой отпуск тепла - 11349 Гкал, годовой расход топлива - 2877,6 т.у.т., годовое потребление электроэнергии -281,96 тыс. кВт-ч, КПД котельной - 65%. Система теплоснабжения от котельной: закрытая, двухтрубная. Теплоноситель - горячая вода, тепловой график - 95/70. Давление в подающем трубопроводе 5 кгс/см2, в обратном - 3,8 кгс/см2.
В соответствии с Восточной программой Газпрома Благовещенск будет подключен к газопроводу к 2014 г., поэтому рассмотрим модернизацию котельной с учетом перевода ее работы с мазута на природный газ.
Малая стоимость газа в сочетании с удобствами его транспорта и отсутствием необходимости складского хранения обеспечивает высокий экономический эффект замены им других видов топлива.
Так как основным топливом в котельной станет газ, то надобность в котле Е1/9 отсутствует, пар этого котла идет на подогрев мазута. За счет уменьшения расходов на собственные нужды уменьшится и себестоимость тепловой энергии. Водогрейные котлы, установленные в котельной, -ТВГ-1,5, газомазутные, и для перевода на газ потребуется только замена мазутных форсунок на газовые. После проведения теплового расчета водогрейного котла ТВГ-1,5 можно утверждать, что котел будет работать на газе с заданной нагрузкой, произойдет повышение КПД за счет более полного сгорания топлива. Расход топлива в номинальном режиме на один котел составит Вр=0,045853 м3/с.
Один из способов модернизации котельной в мини-ТЭЦ состоит в установке паровой турбины малой мощности. Максимальная мощность турбины определяется следующими параметрами:
1) тепловая нагрузка при экономически эффективном режиме работы турбины (для обеспечения быстрой окупаемости число часов работы турбины в году принимаем равным 3000);
2) параметры пара котлов, выпускаемых на данный расход пара.
Для определения тепловой нагрузки для паровой турбины необходимо построить график тепловых нагрузок по продолжительности для данной котельной. График представлен на рис. 2.
Рис.2. График тепловых нагрузок по продолжительности.
Паровая турбина будет работать в базовой части графика с тепловой нагрузкой, равной 2 Гкал/ч, и включится в работу при температуре наружного воздуха -8°С. В период пиковой нагрузки необходимо дополнительно включать в работу водогрейные котлы. Так как минимальная степень влажности при работе в турбине 85%, то конечные параметры пара T=125°C, P=0,225 МПа. Для обеспечения данной тепловой мощности расход пара составит:
В =-^-кг / с,
0*2 - ЮПсп.
где Q т - тепловая нагрузка, кВт; /1 - энтальпия воды перед котлом, кДж/кг; /2 - энтальпия пара на
выходе из турбины, кДж/кг; 7]сп - КПД сетевого подогревателя, %;
2327,778
В =-кг / с
(2682,27 - 419,17) • 0,96
В результате расчетов была спроектирована паровая турбина мощностью 354 кВт. На рис. 3 представлен процесс расширения пара в турбине.
Рис. 3. Процесс расширения пара в турбине.
Турбина имеет двухвенечную регулирующую ступень, семь нерегулируемых ступеней. Давление пара на входе в турбину 14 кгс/см2 и температура 225°С. Диаметр регулирующей ступени -0,3 м. Номинальная частота ротора - 5300 об/мин. На рис. 4 показан продольный разрез спроектированной турбины.
Для работы турбины в котельной необходимо установить паровой котел ДЕ-4-14ГМ. Паропроизводительность котла - 4 т/ч. Параметры пара на выходе из пароперегревателя: температура 225°С и давление 14 кгс/см2. На рис. 5 представлена схема котельной с установленной паровой турбиной. Пар от турбины будет использован в сетевом подогревателе. Для утилизации тепла выбран сетевой подогреватель 1111 1-35-2-2.
Ро=1,4 МПа
Рис. 4. Продольный разрез спроектированной турбины.
1 - паровой котел ДЕ 4-14ГМ;
2 - котел водогрейный ТВГ-1,5;
3 - распределительный коллектор пара;
4 - насос конденсатный;
5 - насос питательный;
6 - насос подпиточный К 45/30;
7 - насос сетевой;
8 - подогреватель пароводяной;
9 - турбина Р 0,35-1,4;
10 - бак запаса воды;
11 - дэаэратор.
Для сравнения экономических показателей при проектировании мини-ТЭЦ необходимо выяснить возможность работы с газотурбинными (ГТУ) и газопоршневыми установками. Сравнения будут производится при примерно равной электрической мощности.
Микротурбинные генераторы в настоящее время получают все большее распространение благодаря их надежности, высокому ресурсу, низкой стоимости эксплуатации, низкой эмиссии отработанных газов, очень высокому электрическому (более 32%) и общему (более 75%) КПД. В
качестве ГТУ были выбраны четыре установки МТГ100.
Технические решения,
примененные в данной модели ГТУ:
высокоэффективная радиально-осевая турбина;
газодинамические подшипники; теплообменник с высокой степенью регенерации (0.9);
высокооборотный
электрогенератор;
малотоксичная камера сгорания. На рис. 6 представлена схема газотурбинной установки. Атмосферный воздух через воздухозаборник попадает в компрессор 7. Внутри компрессора воздух сжимается, за счет чего нагревается до температуры ~200°С. Из компрессора он попадает в рекуператор 4, где дополнительно нагревается до температуры ~500°С. Использование рекуператора позволяет значительно повысить эффективность установки. Далее: нагретый и сжатый воздух из рекуператора смешивается с газообразным топливом высокого давления 1, после чего полученная однородная смесь попадает в камеру сгорания 2. Выхлопные газы с температурой ~900°С покидают камеру сгорания и, расширяясь, вращают колесо турбины 3. На одном валу с колесом турбины также расположены колесо компрессора 7 и высокоскоростной генератор 8. Из турбины охлажденные до температуры 600-700°С газы попадают в рекуператор 4, в котором и подогревают воздух на выходе из компрессора. Покидая рекуператор, газы имеют температуру 300°С. На выходе из рекуператора стоит заслонка, направляющая газ либо в байпасный газоход, либо в котел-утилизатор 5. В котле-утилизаторе сетевая вода 6 нагревается газами до нужной температуры. Высокочастотное напряжение с выхода генератора 8 подвергается двойному преобразованию в блоке силовой электроники 9: сначала в постоянное, а после - в переменное 400 В с частотой 50 Гц.
Микротурбинная установка представляет высокотехнологичное надежное изделие. В случае необходимости отдельные агрегаты могут быть с легкостью заменены. Конструкция выполнена в виде блок-контейнера размером 2660x800x1970 мм. Блок снабжен терминалом управления, силовым выходом, интерфейсом IEEE 802.3u (Fast Ethernet) для управления по сети, а также штуцером для подачи топлива.
Камера сгорания выносного типа, одногорелочная, двухтопливная. Основное топливо: природный или искусственный газ, резервное - жидкое: дизельное или керосин. Конструкция камеры
Рис. 6. Принципиальная схема ГТУ.
сгорания двухзонного типа с горелочным устройством предварительного смесеобразования и регулируемым расходом первичного воздуха. Такая особенность обеспечивает высокие показатели работы камеры сгорания на режимах работы газотурбинной установки от холостого хода до номинальной нагрузки.
Вредные выбросы оксидов азота и окиси углерода не превышают допустимые нормы: 40 мг/м3 при 15 % кислорода, полнота сгорания топлива при этих условиях не ниже 99.5%.
Таблица 1
Технические характеристики ГТУ
Характеристика Единицы Значение
Номинальная электрическая мощность кВт 100
Тепловая мощность котла-утилизатора кВт 172
КПД электрический % > 32
КПД полный % > 75
Частота Гц 50
Ресурс работы без капитального ремонта час > 40 000
Количество запусков > 5 000
Рис. 7. Принципиальная схема котельной с установленной ГТУ:
1 - рекуператор; 6 - насос подпиточный К 45/30;
2 - котел водогрейный ТВГ-1,5; 7 - насос сетевой Д 320-50;
3 - компрессор; 8 - подогреватель газоводяной;
4 - камера сгорания; 9 - бак запаса воды.
5 - газовая турбина;
Еще один из возможных вариантов реконструкции котельной - внедрение газопоршневых установок (далее ГПУ). На данную тепловую мощность подбираем установку А1 11200.
Таблица 2
Технические характеристики ГПУ
Параметры Значение
Номинальная мощность (длительная), кВт/кВА 200/250
Максимальная часовая мощность, кВт/кВА 220/275
Номинальная частота, Гц 50
Частота вращения вала двигателя, мин-1 1500
Минимальное давление газа, атм. 0,03
Удельный расход топлива при номинальной мощности, м3/ч 70
Ресурс до капитального ремонта, м.ч. 16 000
Рис. 8. Принципиальная схема котельной с установленной ГПУ:
1 - рекуператор; 4 - насос подпиточный К 45/30;
2 - котел водогрейный ТВГ-1,5; 5 - насос сетевой Д 320-50;
3 - ГПУ АГП-200; 6 - утилизатор тепла.
При оценке экономичности вариантов модернизации котельной была определена себестоимость тепловой и электрической энергии. В расчетах использовалась себестоимость тепловой энергии до реконструкции (1461 руб. за 1 Гкал тепловой энергии). При внедрении паровой турбины себестоимость для электрической энергии составила 0,98 руб/кВтч для тепловой - 1074,41 руб/Гкал. Срок окупаемости мини-ТЭЦ составил 2,39 года. При внедрении газотурбинной установки себестоимость для электрической энергии 1,19 руб/кВтч, для тепловой энергии 968,68 руб/Гкал. Срок окупаемости мини-ТЭЦ составил 1,58 года. При установке ГПУ себестоимость для электрической энергии составила 0,81 руб/кВтч, для тепловой энергии - 956,2 руб/Гкал. Срок окупаемости мини-ТЭЦ - 0,59 года.
В расчетах капиталовложений в основное и вспомогательное оборудование были использованы цены 2009 г. В издержках на производство электрической и тепловой энергии учтены затраты на топливо, амортизационные отчисления, заработная плата персонала, налоги в ПФР,
ФОМС, ФСС, на эксплуатацию и ремонты и прочие издержки, также амортизационные отчисления и затраты на ремонт и эксплуатацию основных фондов. Суммарные издержки были пропорционально распределены между производством электрической и тепловой энергии, определив издержки на производство отдельно каждого вида энергии. Для расчета прибыли от продажи электрической энергии использовались тарифы Благовещенской ТЭЦ за 2009 г.
Таким образом, реконструкция котельной - перевод с дорогостоящего мазута на природный газ и установка электрогенерирующего оборудования - позволит сократить затраты на покупку электрической энергии на собственные нужды, увеличить общий КПД котельной за счет когенерации, снизить себестоимость производимой энергии. Газ не содержит серы и твердых элементов, поэтому после модернизации выброс оксида серы и золовых частиц снизится до нуля.
1. Дипломный проект студента 545 группы В. А. Сопрунова на тему: «Реконструкция котельной по улице Чайковского, 195 г. Благовещенска Амурской области», руководитель - ст. преп. Н.Н. Храмцова. - 2010.
2. Кудряшов А.Н., Фролов А.Г., Сушко С.Н., Стенников В.А. Тепловой расчет паровой турбины. Учебное
пособие для студентов теплоэнергетических специальностей. - Иркутск, 2006.
5. Роддатис К.Ф. Полтарацкий А.Н. Справочник по котельным установкам малой производительности / под
ред. К.Ф. Роддатиса. - М: Энергатомиздат, 1989.
6. Строительные нормы и правила. Строительная климатология. СНиП 23-01-99.
7. Тепловые и атомные электростанции: Справочник/ под общ. ред. чл.-корр. РАН Т 343 А.В. Клименко и проф. В.М. Зорина. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Изд-во МЭИ, 2003.
8. И-Б диаграмма воды и водяного пара.
