Технико-экономическое обоснование реконструкции Омской ТЭЦ-2

I = A·B/(h·(A+B))ё

где А, В - длина и ширина помещения в плане, м;

h - высота подвеса светильников над рабочей поверхностью, м;

Рассчитываем площадь и индекс помещения, в котором будут осуществляться работы. Длина этого помещения составляет 220 метров, ширина 39 метров, а высота подвеса светильников 21 метра. Подставив эти значения в формулу (2) получим индекс помещения равный 1,6 а площадь помещения равна 8580 квадратных метра.

В СНИП 23-05-95 выберем значение коэффициента. Так же выбираем коэффициент использования светового потока равным 50, исходя из того, что индекс помещения равен 1,6 коэффициенты отражения стен и потолка равны 50.

По формуле (1) определим, сколько необходимо ламп дневного света типа ДРР мощностью 250 Вт и создающие световой поток 18950 лм:

N = Eн·S·k·z/Ф·n = 300·8580·1,6·1,2/18950·0,45 = 579,5

Таким образом, результаты расчёта показали, что можно обойтись 579 лампами дневного света для освещения, данного помещения. Эти результаты показывают, что работа в помещении возможна, так как для его освещения используется 580 ламп данного типа.

4.6 Устройства, работающие под давлением

Требования к устройствам, работающим под давлением, определены в “Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением”. В турбинном цехе к таким относятся: трубопроводы пар и горячей воды.

Основной опасностью, связанной с эксплуатацией сосудов работающих под давлением, является их разгерметизации, что может привести к выбросу в рабочую зону обслуживающего персонала большого количества теплоты.

Причинами разгерметизации могут быть: нарушение режимов эксплуатации. Для предотвращения аварийных ситуаций трубопроводы пара и горячей воды периодически подвергаются опресовке, снабжены предохранительными клапанами, манометрами, термометрами, запорной арматурой. Светильник в цех располагают в ряд. Расчёт представлен ниже.

4.7 Организация рабочего места

Рабочее место оператора находится в помещении щита управления и основные операции по управлению оборудованием в цехе оператора производит воздействием на дистанционные органы управления.

Панели оперативного контура, на которых расположены приборы только для контроля ведения режима и обеспечения безаварийной работы котлов располагаются непосредственно перед местом оператора.

Остальные приборы, которые используются для анализа работы, регистрации показателей и которые не должны быть постоянно в поле зрения оператора, располагаются на панелях оперативного контура.

ключи управления включения и отключения двигателей, ключи дистанционного управления задвижками и вентилями, ключи управления средствами защиты, автоматики и блокировки находятся на пульте управления перед панелями оперативного контура.

Такое расположение средств контроля и управления позволяет машинисту правильным образом сосредоточить своё внимание и быстро среагировать на неполадки в системе оборудования.

На панели пульта управления так же выведена предупредительная сигнализация, срабатывающая при отключении или отклонении от нормального режима работы.

4.8 Противопожарные мероприятия и ЧС

Топливный газ, участвующие в технологическом процессе ТЭЦ малой мощности, обладает горючими свойствами, поэтому представляет опасность в пожарном отношении. Другими причинами возникновения пожаров в рабочем помещении цеха могут являться:

1. Перегрузка электродвигателей. Работа на не исправном оборудовании.

2. Зануление или защитное заземление находится в неисправном состоянии (отсутствует целостность соединения, коррозия в местах соединения и т.д.).

3. Применяются некалибровочные плавкие вставки для защиты электросетей.

4. Используются выключатели, штепсельные розетки для подвешивания одежды, плакатов и т.д.

5. Курение в неположенном месте.

6. Проведение огневых работ без оформления разрешения на эти работы.

7. Эксплуатация поврежденных проводов, кабелей, самовольное подключение к электрическим сетям.

8. Скопление мусора, производственных отходов на рабочих местах и в производственных помещениях участка.

В соответствии с НПБ 105-03 помещения делятся на категории взрывопожаробезопасности:

Характеристика производственных помещений турбинного цеха по взрывоопасности и пожаробезопасности:

1) машзал - Г;

2) насосная станция оборотного водоснабжения - Д;

3) помещение оборудования вывода генератора - В4;

4) помещение оборудования возбуждения генератора - В4;

5) венткамера - Г;

6) щит управления - В4.

Согласно СНиП 2-2-80 теплоизоляция стен и перекрытий разделена на отсеки при помощи горизонтальных вертикальных противопожарных поясов шириной 500 мм из несгораемых изоляционных материалов (пенобетон). Для удаления продуктов горения при взрыве с целью снижения давления до величин, безопасных для прочности и устойчивости строительных конструкций используются легко сбрасываемые конструкции.

Помещение турбинного цеха оборудовано средствами пожаротушения (пожарный щит с противопожарным инвентарем: кошма, асбестовое полотно, лопата, конусообразные ведра, топор, багор). Для локализации и устранения возгорания используются порошковые огнетушители ОП - 5, ОП - 10. Применение порошковых огнетушителей обусловлено их универсальностью, хорошей огнетушащей способностью, безопасностью для здоровья человека. При тушении электрооборудования они предотвращают короткое замыкание и опасность поражения электрическим током.

Для извещения о пожаре применяются извещатели тепловые типа ДТЛ, каждый из которых контролирует 15 мІ. На входе в турбинный цех, операторскую и в коридорах здания установлены кнопки пожарной сигнализации. Созданы специальные места для курения. Во всех опасных точках цеха установлены соответствующие таблички и знаки, предупреждающие об опасности. В помещении пункта управления находятся аптечки первой медицинской помощи и противоожоговые комплекты.

Рабочий персонал проинструктирован о действиях в случае возникновения пожара и о возможных маршрутах эвакуации.

Для предотвращения взрывопожарной опасности в цехе предусмотрена вытяжная вентиляция.

5. Водоподготовка и водохимический режим

5.1 Основные положения

В практике теплоснабжения широкое распространение получили водяные системы открытого типа, имеющие обычно два вида тепловой нагрузки - отопление и горячее водоснабжение (рис.6.1).

Отличительной чертой открытых систем является то, что горячее водоснабжение абонентов осуществляется водой непосредственно из тепловой сети. Горячая вода поступает к потребителям с ТЭЦ или из районной котельной по линии I. Обратная вода возвращается на станцию или в котельную по линии II. Расход сетевой воды из подающей линии теплосети равен сумме расходов воды на отопление и горячее водоснабжение. Подача воды от абонентов в обратную линию соответствует разности количеств поданной воды и израсходованной на горячее водоснабжение. При отсутствии последнего (например, в ночное время) расход воды обеспечивает отопительную нагрузку.

Производительность подпиточного устройства в открытых системах рассчитывается на восполнение утечек из-за неплотности системы (1-2 % расхода циркулирующей воды) и на расход воды для горячего водоснабжения. В отдельных системах производительность подпиточной водоподготовительной установки может достигать 40-50 % расхода циркулирующей воды. Нагрев воды в открытой системе чаще всего составляет 70-150 °С.



Рис.6.1. Схема открытой двухтрубной водяной системы теплофикации:

I - прямая линия; II - обратная линия; 1 - подпиточный насос; 2 - регулятор подпитки; 3 - сетевой насос; 4 - теплофикационный подогреватель; 5 - воздушный кран; 6 - водоразборные краны; 7 - отопительные приборы; 8 - элеватор; 9 - регулятор расхода воды; 10 - обратный клапан; 11 - смеситель; 12 - регулятор температуры

В схемах водоподготовки для тепловых сетей этого типа противонакипная обработка должна применяться в сочетании с термической деаэрацией для предотвращения коррозии оборудования и сетей, а следовательно, и появления железоокисных отложений. В качестве исходной воды, поступающей на приготовление добавочной воды теплосети с непосредственным водоразбором, используется, как правило, водопроводная вода, соответствующая требованиям ГОСТ «Вода питьевая». Однако надежная и экономичная работа водонагревательного оборудования может быть гарантирована не при любом химическом составе воды, разрешаемом названным стандартом. С одной стороны, дополнительная обработка воды перед нагреванием должна обеспечить выполнение норм, зафиксированных в ПТЭ ЕЭС России (см. § 4.8.39; 4.8.40). С другой стороны, эта дополнительная обработка воды не должна ухудшить указанные далее органолептические и бактериологические ее показатели, а также показатели безвредности по СанПиН 2.1.4.559-96.

5.2 Нормы органолептических показателей воды

Запах при 20 °С и подогревании воды до 60 °С, баллы,

не более 2

Привкус при 20 °С, баллы, не более 2

Мутность (по каолину), мг/дм3, не более 1,5 (2)

ЕМФ (единицы мутности по формазину) 2,6 (3,5)

Примечание. Величина, указанная в скобках может быть установлена по постановлению главного санитарного врача.

Нормы бактериологических показателей воды

Показатели	Единицы измерения	Нормативы
Термотолерантные колиформные бактерии	число бактерий в 100 мл	отсутствие
Общие колиформные бактерии	число бактерий в 100 мл	отсутствие
Общее микробное число	число образующих колоний бактерий в 1 мл	не более 50

Показатели ПДК (нормы) химического состава воды

Бериллий Ве2+, мг/дм3 0,0002

Молибден Мо2+, мг/дм3 0,25

Нитраты по N, мг/дм3 3,0

Мышьяк As3+; 5+, мг/дм3 0,05

Полиакриламид, мг/дм 2,0

Свинец Pb2+, мг/дм3 0,03

Селен Se6, мг/дм3, (суммарно) 0,01

Стронций Sr2+, мг/дм3 7

Фтор F-, мг/дм3 1,2-1,5

Литий Li, мг/дм3 0,03

Ванадий V, мг/дм3 0,1

Сурьма Sb, мг/дм3 0,05

Общая б радиоактивность, БК/дм3 0,1

Общая в радиоактивность, БК/дм3 1

В отдельных случаях по согласованию с органами санитарно-эпидемиологической службы цветность воды допускается до 35°. Специфические запахи и привкусы, появляющиеся при хлорировании (обеззараживании), не должны превышать 1 балла. Водородный показатель рН должен быть в пределах 6,5-8,5.

В целом весь водно-химический режим теплофикационной установки должен быть подчинен основной задаче - нагреть воду до температуры, требуемой температурным графиком (70-150, 70-180 или 70-200 °С), и транспортировать ее потребителю, не ухудшив органолептических и других санитарных показателей.

Основным отправным пунктом при выборе рациональной схемы водоподготовки в каждом конкретном случае должен быть химический состав исходной воды и нормативные показатели качества очищенной воды, подаваемой в теплосеть. Если для очистки воды данного состава до требуемых кондиций имеется возможность применить две или несколько разных схем, то окончательный выбор должны определить результаты технико-экономического сравнения их. Закон об охране окружающей среды выдвинул на первое место вопрос о защите водоемов от загрязненных стоков, поэтому важными показателями при оценке схем водоподготовки являются количество и состав сбрасываемых вод, возможность их сброса в открытые водоемы без очистки, а также способы очистки и стоимость их осуществления.

При выборе схемы водоподготовки необходимо учитывать тип теплофикационной сети, в частности способ присоединения системы горячего водоснабжения.

В практике эксплуатации открытых систем чаще всего используется двухтрубная система теплоснабжения. Схема подключения потребителей горячей воды к такой системе изображена на рис. 5.1, а общая схема потоков воды в открытой двухтрубной системе - на рис. 5.2. Поскольку разбор горячей воды потребителями для бытовых нужд в этом случае осуществляется непосредственно из тепловых сетей, количество добавляемой в теплосеть воды, определяющее требуемую производительность водоподготовительной установки, зависит в первую очередь от размеров водоразбора. Из практики эксплуатации действующих водоподготовительных установок такого типа известно, что их производительность колеблется от сотен до 10 тыс. т/ч.

Схема водоподготовки должна включать несколько стадий обработки воды: коагуляцию и осветление, обезжелезивание (при использовании артезианских вод), деаэрацию и противонакипную обработку.

Первая стадия очистки добавочной воды осуществляется на ТЭЦ только в случае необходимости доведения исходной воды до качества, соответствующего САНПиН 2.1.4.559-96 «Вода питьевая», главным образом по органолептическим показателям (цветности, мутности, запаху). При использовании артезианских вод необходимость в коагуляции и осветлении отпадает, а обязательной становится стадия обезжелезивания.

Деаэрация является обязательной стадией для установок, использующих воду поверхностных источников. Наиболее целесообразно применение термической деаэрации, позволяющей сочетать надежное устранение агрессивных газов с термическим обеззараживанием воды. Противонакипные мероприятия осуществляются теми или иными методами практически во всех схемах водоподготовки.



Рис. 6.2. Схема потоков воды в открытой двухтрубной системе теплоснабжения:

1 - подогреватель I ступени; 2 - подогреватель II ступени; 3 - термический деаэратор; 4 - бак деаэрированной воды; 5 - насосы; 6 - водогрейное оборудование; 7 - коллектор прямой магистрали; 8 - коллектор обратной магистрали; 9 - абоненты; I - добавочная вода

Любая схема подготовки добавочной воды, включающая все перечисленные стадии обработки или только некоторые из них, должна обеспечить получение воды, качество которой удовлетворяло бы нормам рационального водно-химического режима теплосети.

Итак, изложенные методы позволяют предупредить появление карбонатных отложений на поверхностях нагрева нормально эксплуатируемого водонагревательного оборудования.

5.3 Технология обработки воды комплексонами в системах теплоснабжения

В настоящее время созданы и начали широко внедряться в системах отопления, горячего и оборотного водоснабжения автономные автоматизированные дешевые установки (рис. 5.3) для обработки воды присадками типа «комплексоны», которые после добавления их в малых дозах (около 3-10 мг/дм3) в подпитывающую воду, не меняя жесткости воды, препятствуют накипеобразованию. Действие присадки основано на нарушениях центров кристаллообразования накипи. Разложившиеся при нагревании соли временной жесткости агрегатируются в виде пыли, остаются в воде и выпадают в осадок в зонах с низкой скоростью движения воды. При концентрации присадки, превышающей равновесное значение, начинается процесс отмывки системы водопользования. С этой целью целесообразно применение грязевиков с низкой скоростью движения воды.

При применении комплексонов нет необходимости в применении Na-катионитных ионообменных фильтров, устраняются потери воды на их промывку, отсутствует в сточных водах сброс хлоридов, что станет в ближайшее время актуальным.

Комплексоны в России применяются около 20 лет, в Дании и Германии - более 70 лет. Но широкое распространение этого способа было ограничено отсутствием надежных, автоматических дозирующих систем.

Комплексоны ИОМС-1 (ингибитор отложений минеральных солей) и другие относятся к фосфорсодержащим, с катионами металлов проявляют эффект ингибирования коррозии. Концентрация ИОМС-1 в системах открытого водоснабжения зависит от химического состава исходной воды. Данный ингибитор имел широкое распространение в теплоснабжении. Однако немецкая фирма БК Гиулинии Х предлагает использовать комплексный ингибитор накипеобразования нового поколения - Гилуфер-422, имеющий ряд преимуществ: высокотемпературный, отличные стабилизирующие и диспергирующие свойства, при его непрерывном дозировании медленно растворяются старые инкрустации.

Гилуфер подходит для обработки воды с общей жесткостью до
25 ммоль/дм3 и рН 6-10. Гилуфер-422 разрешен для использования в открытых и закрытых системах теплоснабжения, исследован и рекомендован ВТИ, практически применяется в России.

Рис. 6.3. Функциональная схема установки химводоподготовки "КОМПЛЕКСОН-6"

На рисунке обозначено: 1 - счетчик-водомер с дозировочным устройством и адаптером; 2 - блок автоматики; 3 - насос-дозатор; 4 - фильтр; 5 - подпиточная вода тепловой сети; 6 - раствор комплексона; 7 - расходная емкость.

Экологическим фондом «Вода Евразии» разработан антинакипин СК-110, обеспечивающий безнакипную работу водогрейных котлов при температуре нагрева до 120 єС и карбонатном индексе до 10 (моль/дм3)2. Антинакипин СК-110 представляет собой композицию органических фосфонатов, полимеров и специальных добавок, нетоксичен, не агрессивен, удобен и безопасен в работе, поставляется в виде жидкости. Реагент предупреждает образование накипи на поверхностях нагрева водогрейных котлов и бойлеров, а также обеспечивает снижение загрязненности поверхностей стенок трубопроводов и оборудования в системах теплоснабжения. Антинакипин СК-110 успешно прошел проверку в промышленных условиях.

Гидро-ИКС (HIDRO-X), изобретенный 70 лет назад, широко применяется для предотвращения коррозии и накипи в закрытых системах теплоснабжения, водогрейных и паровых котлах низкого давления.

При проектировании и эксплуатации комплексонной водоподготовки необходимо учитывать:

- химический состав исходной обрабатываемой воды с целью стабильности и для определения точности дозировки комплексона;

- деаэрационную обработку теплоносителя в системе теплоснабжения;

- вывод создавшегося гидроксилаппатита [Са(Са3(РО4)2]ОН2 и других примесей в виде тончайшей взвеси (шлама) из систем теплоснабжения через грязевик на обратных трубопроводах системы теплоснабжения или других устройств.

При невыполнении указанных требований, все это отрицательно отразится на работоспособности системы теплоснабжения.

6. Экономическая часть

6.1 Расчет стоимости проекта

Высокоэффективное потребление и переработка энергоресурсов, а также энергосберегающие технологии в настоящее время являются важнейшими аспектами дальнейшего развития экономики. Природный газ является высококачественным энергетическим топливом, поэтому использование его только на выработку тепла крайне неэффективно. В связи с этим одно из направлений по энергосбережению является комбинированная выработка тепла и электроэнергии.

Сведения о предприятии

Омская ТЭЦ-2 филиал АО «ТГК-11» СП «ТЭЦ-2».

Котельное оборудование на ТЭЦ-2 вводилось в эксплуатацию в период с 1941 по 1967 год. Средняя наработка котлов составляет 230 000 часов. Подробные данные представлены в таблице 1.

Таблица 1

Основные характеристики производственных мощностей ТЭЦ-2

№	Марка КА	Год ввода в эксплуатацию	Наработка часов на 1.06.03 года	Паропроизводительность (проект)	Паропроизводительность (факт)
1	НЗЛ - 650	1941	250 895	70	65
2	НЗЛ - 650	1941	248 924	70	65
3	Бабкок - Верке	1941	256 828	75	70
4	ФТ - 60\ 34	1943	267 447	75	70
5	Бабкок - Вилькокс	1949	251 434	90	85
6	Бабкок - Вилькокс	1952	242 499	90	85
7	ТП - 130	1958	234 106	130	110
8	БКЗ - 75 - 39ФБ	1966	138 861	75	75
9	БКЗ - 75 - 39ФБ	1967	144 808	75	75

В результате эффективной ремонтной политики, проводимой высококвалифицированным персоналом станции, общее состояние котлоагрегатов, бойлерных, питательной, подпиточной, водоподготовительной установок удовлетворительное.

Однако в связи с продолжительным сроком службы в настоящее время паровые котлы переведены на пониженные параметры пара 1,3 Мпа, 250°С.

Котлы рассчитаны на сжигание газа и Кузнецкого угля. В связи с этим в состав технологических объектов входит пылеприготовительное оборудование, дутьевые вентиляторы, дымососы, деаэраторы, топливоподача, золоотвал.

6.2 Потенциал рынка

Географические границы рынка сбыта тепловой энергии ТЭЦ-2 в настоящее время могут быть определены по месторасположению теплотрасс от теплоисточника ТЭЦ-2 во втором тепловом районе (см. Приложение 1):

восточный луч, головным диаметром 2ДУ 600 мм, проходит по территории 8 и части 6 квартала Ленинского округа и 3, 5, 6 квартала Октябрьского округа;

западный луч, головным диаметром 2ДУ700 мм, проходит по территории 1-4, 7 и части 6 кварталов Ленинского округа; теплотрасса на ТПК (теплично-парниковый комбинат ЗАО “Тепличное”), головным диаметром 2ДУ 800 мм, проходит по территории 9 квартала Ленинского округа; паропровод на ОАО "Завод транспортного машиностроения" проходит по территории Ленинского округа. Таким образом, потребители тепловой энергии ТЭЦ-2 сосредоточены на территории Ленинского и Октябрьского административных округов г. Омска. ЗАО “Тепличное” и ОАО “Завод транспортного машиностроения” являются крупными промышленными потребителями тепловой энергии ТЭЦ-2.

По результатам проведенного сегментирования можно выделить 7 основных групп потребителей тепловой энергии: промышленность (промышленные и приравненные к ним потребители), строительство, транспорт и связь, сельское хозяйство, население, бюджетные организации, прочие.

Емкость рынка сбыта ТЭЦ-2 определялась на основе данных о существующих (проектных) тепловых нагрузках Омской ТЭЦ-2 для четырех характерных режимов потребления:

максимального - зимнего, при температуре наружного воздуха наиболее холодного воздуха минус 37° С (I);

режима при средней температуре наружного воздуха наиболее холодного месяца минус 19,2° С (II);

среднеотопительного, при температуре наружного воздуха минус 9,5° С (III);

летнего (IV).

В таблицах 7.1 и 7.2 представлены данные о максимальных и летних тепловых нагрузках ТЭЦ-2.

Таблица 1.1

Максимальные тепловые нагрузки ТЭЦ-2 (режим I)

Теплотрасса	Qмах всего, Гкал/ч	в том числе:
		промышленность	строительство	транспорт и связь	сельское хозяйство	Население	бюджетные организации	прочие
Восточный луч	75,84	4,095	4,171	4,474	-	43,08	12,89	7,13
Западный луч	197,18	1,775	0,059	17,726	-	131,72	20,70	25,2
Луч на ТПК	106,18	-	-	-	91,85	9,34	3,82	1,17
Итого нагрузка в горячей воде	379,2	5,870	4,230	22,200	91,850	184,14	37,410	33,500
Паропровод на ЗТМ	131	131	-	-	-	-	-	-
Всего	510,2	136,87	4,23	22,20	91,85	184,14	37,41	33,50

С точки зрения приближенности к ТЭЦ-2 и наличия действующих тепловых сетей АО «ТГК-11» СП «ТЭЦ-2», текущая максимальная присоединенная нагрузка потребителей ТЭЦ-2 в перспективе может быть увеличена за счет дополнительной нагрузки жилых микрорайонов им. Свердлова и ДУП "Сибком": в отопительные период -- на 19 и 51 Гкал/ч соответственно, в летний период -- на 8,4 и 29,4 Гкал/ч соответственно (за счет высвобождающейся мощности ЗАО "Тепличное" и др. потребителей).

Таким образом, потенциальный объем сбыта ТЭЦ-2 может составить: для зимнего периода 515,6 Гкал/ч, для летнего периода -- 182,546 Гкал/ч.

Особенность

Установленная мощность котельной составляет 416 Гкал/ч. Установленое основное оборудование: 9 паровых котлов общей паропроизводительностью 700 т/ч.

Особенность технологии Омской ТЭЦ-2:

Омская ТЭЦ-2 в настоящее время производит только тепловую энергию, без выработки электроэнергии. Тепловая энергия производится паровыми и котлами. Часть тепловой энергии используется для собственных нужд. Электрическая энергия для собственных нужд ТЭЦ-2 поступает из энергосистемы.

Целесообразность

Энергосберегающая технология комбинированного производства тепловой и электрической энергии при использовании энергии сжигаемого природного газа для производства электроэнергии с использованием устанавливаемого оборудования позволит полностью отказаться от потребления электрической энергии, получаемой в настоящее время от «ТГК-11»», и обеспечить собственные нужды (30-35 млн.кВтч.), что значительно повысит надежность теплоснабжения Левобережья, снизит себестоимость производства теплоэнергии, уменьшит выбросы вредных веществ в атмосферу, а также даст возможность выдавать электроэнергию в сеть для ее последующей реализации.

Основные преимущества:

Возможность монтажа в капитальных сооружениях и на открытых площадках

Мобильность

Быстрый срок реализации - монтаж осуществляется за 1 год и 8 месяцев.

Окупаемость - срок окупаемости 2,9 года с момента ввода в эксплуатацию

Себестоимость производимой электроэнергии 0,26 руб/кВт, что ниже, чем стоимость электроэнергии, поставляемой «ТГК-11» (в настоящее время электроэнергия, потребляемая Омской ТЭЦ-2, входит в собственные нужды «ТГК-11»).

Наличие отечественной производственной базы для изготовления и ремонта

Автоматизированный режим работы

Снижение выбросов вредных веществ в атмосферу

Срок эксплуатации основного оборудования 40 лет.

Финансовое резюме

Капитальные вложения 177,2 млн.руб (без НДС).

Срок ввода в эксплуатацию 1 год и 8 месяцев.

Себестоимость электроэнергии 0,26 руб/кВт.

Себестоимость теплоэнергии 99,43 руб/Гкал.

Характеристика состояния

Производство и отпуск тепловой и электрической энергии

Подключенная тепловая нагрузка в горячей воде составляет 399,3 Гкал/ч. Фактически максимум нагрузок зафиксирован 320 Гкал/ч.



Структура поступления и потребления энергоресурсов

Омская ТЭЦ-2 потребляет следующие основные виды энергоресурсов:

Топливо - основное: природный газ; резервное: уголь.

Тепловую энергию в виде пара и горячей воды для собственных нужд

Электрическую энергию от энергоисточников «ТГК-11».

Топливо предприятие получает от внешних источников.

Тепловую энергию в виде пара и горячей воды отпускает на сторону, часть тепла идет на собственные нужды.

Краткое описание проекта

Преимущества установки ПГУ на ТЭЦ-2:

- Наличие выделенных лимитов газа;

- Наличие круглогодичных тепловых нагрузок;

- Рынок сбыта электроэнергии, т.к. Омская энергосистема является энергодефицитной.

- Наличие теплофикационной нагрузки.

Выработка продукта

При работе ПГУ годовая выработка электроэнергии составит 220,027 млн.кВтч. Учитывая, что годовое потребление на производственные нужды ТЭЦ-2 составляет 32-35 млн.кВтч, выдача электроэнергии в сеть составит 185 млн.кВтч.

Удельный расход топлива на выработку электро- и теплоэнергии:

6.3 Производственная программа

220,027 млн.кВтч

244,618 тыс.Гкал

Расход условного топлива 63998,9*1,14=72959 тут. Удельный расход топлива на выработку эл.энергии составляет 204 г/кВтч, на тепло 114,7 кг/Гкал.

При принятии удельного расхода топлива на тепло 164,6 кг/Гкал (по 2008 году) удельный расход топлива на электроэнергию составит (72959-164,6*244,618)/220,027=148,6 г/кВтч. Экономия топлива по «ТГК-11» с учетом удельного расхода топлива по АК 360 г/кВтч составит: (360-148,6)*220,027=46,514 тыс.тут

6.4 Инвестиционные издержки

Строительство ПГУ ориентировочно потребует капитальные вложения в размере 7,56 млн.$ (177,7 млн.руб) без НДС. При наличии финансовых средств срок ввода в эксплуатацию с начала строительства 20 месяцев.

Заключение

Реализация данного проекта отвечает основным положениям «Энергетической стратегии России на период до 2020 года», целью которой является максимально эффективное использование природных топливно-энергетических ресурсов, выработка тепловой и электрической энергии на ТЭЦ, использующих в качестве топлива природный газ, должна осуществляться по наиболее выгодному циклу, которым является цикл ПГУ.

Энергосберегающая технология комбинированного производства тепловой и электрической энергии при использовании энергии сжигаемого природного газа для производства электроэнергии с использованием ПГУ позволит полностью отказаться от потребления электрической энергии, получаемой в настоящее время от АК «Омскэнерго», и обеспечить собственные нужды (30-35 млн.кВтч.), что значительно повысит надежность теплоснабжения Левобережья, снизит себестоимость производства теплоэнергии, уменьшит выбросы вредных веществ в атмосферу, а также даст возможность выдавать электроэнергию в сеть для ее последующей реализации.

Основные преимущества:

Возможность монтажа в капитальных сооружениях и на открытых площадках;

Мобильность;

Быстрый срок реализации - создание комплекса осуществляется за 1 год и 8 месяцев;

Окупаемость - срок окупаемости 2,9 года с момента ввода в эксплуатацию;

Себестоимость производимой электроэнергии 0,26 руб/кВт, что ниже, чем стоимость электроэнергии, поставляемой АК «Омскэнерго» (в настоящее время электроэнергия, потребляемая Омской ТЭЦ-2, входит в собственные нужды АК «Омскэнерго»);

Наличие отечественной производственной базы для изготовления и ремонта;

Автоматизированный режим работы;

Снижение выбросов вредных веществ в атмосферу;

Срок эксплуатации 40 лет.

Библиографический список

1. Турбины тепловых и атомных электрических станций: Т.86. Учебник для вузов. - 2-е изд., перераб. и доп./А.Г. Костюк, В.В. Фролов, А.Е. Булкин, А.Д. Трухний; Под ред. А.Г. Костюка, В.В. Фролова. М.: Изд-во МЭИ, 2001.

2. Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. ц. 163. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций: Учебное пособие для вузов/Под ред. С.В. Цанева. М.: Изд-во МЭИ, 2002.

3. Расчет показателей тепловых схем и элементов газотурбинных и парогазовых установок электростанций/С.В. Цанев, В.Д. Буров, С.Н. Дорофеев и др. М.: Изд-во МЭИ, 2000.

4. Соколов Е.Я., Мартынов В.А. Методы расчета основных энергетических показателей паротурбинных, газотурбинных и парогазовых теплофикационных установок: Учеб. пособие. М.: Изд-во МЭИ, 1996, 102 с.

5. Абрамов В.И., Чижов В.В. Основы проектирования и расчета стационарных ГТУ. М.: МЭИ, 1988.

6. Ривкин С.Л. Термические свойства воздуха и продуктов сгорания топлива: Справочник. М.: Энергоатомиздат, 1984.

7. Александров А.А., Григорьев Б.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара: Справочник ГСССД Р-776-98. М.: Изд-во МЭИ, 1999.

8. Стационарные газотурбинные установки: Справочник/Под ред. А.В. Арсеньева, В.Г. Тырышкина. Л.: Машиностроение, 1989.

9. Тепловой расчет котлов (нормативный метод). 2-е изд. СПб.: Изд-во НПО ЦКТАИ, 1998.

10. Аэродинамический расчет котельных установок (нормативный метод), энергия, 1977.

11. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. М.: Энергоатомиздат, 1987.

12. Горюнов И.Т., Цанев С.В., Буров В.Д. Энергетические показатели высокоманевренных парогазовых теплоэлектроцентралей с дожиганием топлива//электрические станции. 1997. №2. С. 12-15.

Размещено на Allbest.ru