Энергосберегающие технологии. Бесплатная электроэнергия в паровой котельной
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.
Рис. Энергосберегающая турбина Р-0, 25-1, 3/0, 2
Режимы работы энергосберегающей турбины.
Рис. 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.
Исходные данные |
||
Устанавливаемая мощность установки, кВт |
N уст= |
250 |
Время работы в году, ч |
h= |
8 400 |
Цена 1 кВт * ч эл. энергии при покупке от энергосистемы, $ |
Ц ээ= |
0, 07 |
Капвложения |
||
Стоимость основного оборудования + НДС, $ |
К осн.обор= |
300 000 |
Стоимость пусконаладочных работ, $ |
К пуск.раб.= |
17 000 |
Стоимость вспомогательного оборудования, $ |
К вспом.обор.= |
15 000 |
Стоимость проектных работ, $ |
К проект.= |
16 000 |
Стоимость строительно-монтажных работ, $ |
К смр= |
20 000 |
Суммарные капвложения, $ |
К сум= |
368 000 |
Расчет |
||
Годовая выработка электроэнергии, кВт * ч |
Э год= |
2 100 000 |
Стоимость реализованной электроэнергии, $ |
П год= |
147 000 |
Издержки на техническое обслуживание, $ |
И то= |
1 470 |
Амортизационные издержки, $ |
И ам= |
14 720 |
Годовые затраты на топливо, $ |
И топл= |
13 519, 13 |
Постоянные годовые издержки, $ |
И пст= |
22 963, 2 |
Общие издержки, $ |
И общ= |
37 952, 33 |
Балансовая прибыль, $ |
П бал= |
109 047, 67 |
Себестоимость вырабатываемой электроэнергии, $ |
0, 018 |
|
Срок окупаемости по балансовой прибыли, лет |
3, 37 |
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.
Где заказать.
Турбины изготавливаются российским производителем ООО «Ютрон-паровые турбины». ООО «Ютрон-паровые турбины» входит в ГК Турбопар и выполняет следующие виды деятельности:
Производство энергосберегающего оборудования;
Проектные услуги;
Пусконаладочные и строительно-монтажные работы;
Источник: www . turbopar . ru
Размещено компанией ООО “Ютрон-паровые турбины” ГК ТУРБОПАР, РФ [10.03.2010]
комментарии (0)
Нет комметариев
Чтобы оставить комментарий к статье, необходимо авторизоваться на портале или зарегистрироваться.