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






Рекомендуемый контент




Copyright © 2010-2019 housea.ru. Контакты: info@housea.ru При использовании материалов веб-сайта Домашнее Радио, гиперссылка на источник обязательна.