Раздел - Энергоснабжение

Эффективность реконструкции пароводогрейной котельной в мини-ТЭЦ

За последние 8-10 лет появился ряд пуб­ликаций, посвященных опыту разработки и реализации проектов реконструкции коммуна­льных и производственных котельных, обору­дованных паровыми котлами серии ДКВР или ДЕ, в мини-ТЭЦ (МТЭЦ) за счет установки в них блочных паротурбогенераторов (ПТГ) с противодавлением.

При этом тепловая эффективность МТЭЦ оценивалась с помо­щью физического метода, тогда как с 1996 г. ее можно оценивать с использованием метода ОРГРЭС.

Рис. 9.17. Принципиальная тепловая схема МТЭЦ

На рисунке обозначено: 1 – паровые котлы; 2 – ПТГ; 3 – сепаратор непрерывной продувки; 4 – питательный деаэратор; 5 – питательные насоса; 6 – охладитель выпара; 7 – пароструйный подогреватель химочищенной воды; 8 — пароструйный насос-подогреватель конденсата; 9 – охладитель продувочной воды; 10 и 17 – ХВО; 11 – пароструйный подогреватель сырой воды; 12 – насосы сырой воды; 13 – редукционная установка; 14 – СП; 75 – конденсатоотводчики; 16 – ОК; 18 – подогреватель химочищенной воды; 19 – охладитель выпара; 20 – вакуумный деаэратор; 21 – подпиточные насосы; 22 – водоструйный эжектор; 23 – бак рабочей воды эжектора; 24 – насос рабочей воды эжектора; 25 – водогрейные котлы; 26 – сетевые насосы; 27 – фильтр-грязевик

Представляет интерес анализ удельных по­казателей тепловой эффективности МТЭЦ с паровыми и водогрейными котлами, получен­ных с помощью обоих методов в сочетании с укрупненной оценкой эффективности инвести­ций в МТЭЦ на основе методики. Этому посвящена данная глава, в основу которой положены материалы проекта реконструкции котельной СХПК "Овощной" (пос. Тоншалово Череповецкого р-на Вологодской обл.).

Таблица 9.6

*Указан рабочий диапазон изменения параметров.

**Температура насыщения пара при рассматриваемом давлении.

***Значение при работе на насыщенном паре с противодавлением 0,2 МПа.

Котельная СХПК "Овощной" состоит из паровой и водогрейной частей. Паровая часть пущена в эксплуатацию в 1973 г. и оборудо­вана тремя котлами ДКВР-10, водогрейная — в 1981 г. и оборудована тремя котлами КВГМ-20. Основное и резервное топливо котельной — природный газ с низшей теплотой сгорания 33,5 МДж/м3 (8000 ккал/м3). В каж­дой части котельной есть собственная химводоочистка (ХВО). В паровой части установле­на атмосферная деаэрационно-питательная установка, в водогрейной — подпиточная установка с вакуумным деаэратором. Имеется блочная установка сетевых подогревателей (СП) в комплекте с охладителями конденсата (ОК), включенная параллельно с водогрейны­ми котлами (ВК).

Расчетные тепловые нагрузки подключенных потребителей (СХПК "Овощной" и пос. Тоншалово) по горячей воде составляют: отопление и вентиляция – 60 МВт (51,6 Гкал/ч), горячее водоснабжение (ГВС) – 7,2 МВт (6,2 Гкал/ч), технология – 2 МВт (1,7 Гкал/ч). Отпуск теплоты осуществляется по температурному графику 150/70 °С. Система теплоснабжения – закрытая двухтрубная. Имеется незначите­льный отпуск пара на технологию (пропарку почвы в теплицах в октябре и ноябре от 7 до 27 сут с расходом 2,1 т/ч) .

В тепловой схеме паровой части котельной имеются следующие недоработки:

– отсутствует подогрев сырой воды перед ХВО и химочищенной воды перед питатель­ным деаэратором;

– в течение отопительного периода подпитка тепловых сетей осуществляется питательными насосами из питательного деаэратора, что приводит к перерасходу теплоты и электро­энергии;

– отсутствуют насосы рециркуляции ВК;

– регуляторы перелива РП-80 блока СП вы­шли из строя, что сопровождается неудовлет­ворительными условиями отвода конденсата в питательный деаэратор ввиду отсутствия конденсатного насоса.

Предлагаемые к установке пароструйные подогреватели (ПСП) типа "Фисоник" облада­ют энергосберегающими характеристиками, компактны и практически не требуют затрат на обслуживание. В частности, ПСП 8 по­сле ОК 16 выполняет функции насоса-подо­гревателя. При эксплуатации ПТГ редукцион­ная установка отключается, а включается в работу при его аварийной остановке или тех­ническом обслуживании. Схема автоматизации обеспечивает последовательно-параллельную работу блока СП и ВК, регулируя степень за­грузки ПТГ и блока СП по пару.

Расчеты тепловой схемы показали, что в отопительный период может быть обеспечена номинальная загрузка ПТГ типа ТГ 0,75/0,4 (Р13/2) или ТГ 1,25/0,4 (Р 13/2,5) производст­ва ОАО "Калужский турбинный завод" (табл. 9.7).

Результаты сопоставительного расчета уде­льных показателей тепловой эффективности МТЭЦ представлены в табл. 9.7. Там же приведены показатели для котельной до и после реконструкции (без установки ПТГ), рассчи­танные по методическим указаниям.

Таким образом, использование единой ме­тодики расчета [5…6] для любых ТЭЦ, вклю­чая МТЭЦ, ставит последние сопоставимые условия по удельным показателям на отпуск тепловой и электрической энергии. Следует иметь в виду, что эта методика была специа­льно разработана с целью обеспечения конку­рентоспособного отпуска теплоты от ТЭЦ РАО «ЕЭС России» по сравнению с собствен­ными котельными потребителей (табл. 9.8).

Таблица 9.8

Комбинированное производство теплоты и электроэнергии на МТЭЦ сопровождается за­метным ростом удельного расхода топлива на отпуск электроэнергии, что обусловлено низ­кими параметрами пара, используемого в ПТГ. Поэтому судить о целесообразности ре­конструкции котельной в МТЭЦ можно толь­ко по результатам оценки эффективности не­обходимых инвестиций.

В связи с тем что в водогрейной части рассматриваемой котельной имеется свободная площадка для установки ПТГ, необходимые инвестиции на ее реконструкцию в МТЭЦ составляют 10,43 млн р. при установке ТГ 0,75/0,4 (497 у. е/кВт) или 14,54 млн р. при установке ТГ 1,25/0,4 (415 у. е/кВт). Пред­варительная оценка показала, что значитель­ный расход воды на охлаждение ТГ 1,25/4 (30 м /ч) по сравнению с ТГ 0,75/0,4 (Юм/ч) повышает дисконтированный срок окупаемости МТЭЦ на 1 год (с 2,9 до 3,9 года). Поэтому после согласования с ОАО «Калужский турбинный завод» и Центром не­зависимой экологической экспертизы РАН (Санкт-Петербург) принято решение об испо­льзовании воды после системы охлаждения ПТГ для полива теплиц с предварительным накоплением в имеющемся резервуаре.

В расчетах приняты налоговое окружение и цены на энергоносители по состоянию на 1 января 2004 г. Налог на прибыль отнесен электроэнергии, продаваемой потребителям пос. Тоншалово (сверх 5300 МВт∙ч, необходимых на собственные нужды котельной). Резу­льтаты оценки эффективности инвестиций в МТЭЦ приведены в табл. 9.9.

Таблица 9.9

Данные табл. 9.9 подтверждают высокую эф­фективность реконструкции котельной СХПК "Овощной" в МТЭЦ.

При совпадении почти всех дисконтированных показателей по обоим вариантам.

ЧДД по варианту МТЭЦ с ТГ 1,25/0,4 на 30% выше, что свидетельствует о его предпочтительности.

По-видимому, количественные и качественные характеристи­ки эффективности МТЭЦ будут зависеть от специфических условий конкретного проекта. В частности, необходимость сооружения спе­циального машзала для ПТГ приведет к снижению эффективности инвестиций.

Таким образом, использование метода ОРГРЭС обеспечивает сопоставимость показателей тепловой эффективности МТЭЦ и ТЭЦ РАО ''ЕЭС России", а о целесообразно­сти реализации проекта реконструкции котель­ной в МТЭЦ можно судить по результатам оценки эффективности инвестиций.