ИНСТИТУТ ГЕОТЕХНИЧЕСКОЙ МЕХАНИКИ
НАЦИОНАЛЬНОЙ АКАДЕМИИ НАУК УКРАИНЫ


АВТОНОМНЫЙ ИСТОЧНИК ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
НА БАЗЕ КОТЕЛЬНОЙ ОАО "ДНЕПРОШИНА"

(КРАТКОЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ)

1. Обоснование необходимости создания объекта и его назначение.

1.1. ОАО "Днепрошина" является крупным потребителем тепловой и электрической энергии (тепловая - в виде технологического пара и горячей воды от собственных котельных, электроэнергия - из единой энергосистемы). При этом начальные параметры вырабатываемого пара превышают необходимые для производства, а электроэнергия покупается из единой энергосистемы по высоким для предприятия ценам.
1.2. Установка собственных турбоагрегатов на базе действующей котельной частично или полностью решает задачу автономности энергообеспечения данного предприятия. Предпочтительной является схема с противодавленческими турбинами в диапазоне единичных мощностей до 12 МВт.
1.3. Установка в котельной турбин с противодавлением позволит значительно снизить удельный расход топлива и получить себестоимость производимой электроэнергии в 2 - 3 раза ниже действующих тарифов.
1.4. Установка турбин с противодавлением позволит разгрузить крупные ГРЭС и не ухудшит экологическую обстановку в регионе.

2. Тепломеханическая часть.

2.1. Существующее положение.
2.1.1. На паровой котельной ОАО "Днепрошина" для покрытия производственных нагрузок установлены четыре паровых котла типа БКЗ-75-3,9 ГМА с единичной производительностью 75 т/ч, давлением 4,0 МПа и температурой пара 440 °С.
2.1.2. На новой паровой котельной для покрытия собственных нужд установлены два паровых котла типа ДЕ-25-14 ГМ Бийского котельного завода с единичной паропроизводительностью 25 т/ч, давлением пара 1,4 МПа и температурой пара 225 °С.
2.1.3. Покрытие потребностей в паре осуществляется путем дросселирования через редукционно-охладительные установки:
- 2хРОУ 3,9/1,6 производительностью 60 т/ч каждая;
- 2хРОУ 3,9/1,0 производительностью 60 т/ч каждая;
Кроме того имеются редукционные установки для собственных нужд:
- РОУ 1,6/0,6 производительностью 30 т/ч каждая;
- РОУ 1,4/0,6 производительностью 30 т/ч каждая;
- РОУ 1,0/0,6 производительностью 30 т/ч каждая.
Выдача технологического пара путем дросселирования ведет к потере части потенциальной энергии пара.
На выработку каждой Гкал тратится 19,8 кВт·ч электроэнергии, закупаемой в энергосистеме, что приводит к ухудшению технико-экономических показателей по котельной.

2.2. Основные технические решения.
2.2.1. В состав автономного источника электроэнергии предлагается включить две противодавленческие турбины Калужского турбинного завода. Данные по турбинам приведены в таблице 2.1.
Таблица 2.1.
Наименование параметра Ед. изм. Турбина ст. № 1
Р-6-3,4/1,0-1		 Турбина ст. № 2
ПР-6-3,4/1,5/0,5-1
Номинальная мощность МВт 6,0 6,0
Частота вращения ротора об/мин 3000,0 3000,0
Номинальные параметры свежего пара:
- давление
- температура


МПа
°С


3,4
435


3,4
435
Номинальный расход пара т/ч 83,7 60,6
Номинальный расход пара с отбором т/ч - 79,8
Давление пара за турбиной МПа 1,0 0,5
Температура пара за турбиной °С 293 238
Регулируемый отбор:
- давление
- температура		 т/ч
МПа
°С		 -
-
-		 35,0
1,45
339

2.2.2 Расчетные тепловые нагрузки.
Максимальная часовая потребность в паре ОАО "Днепрошина" составляет:
- по пару давлением 1,6 МПа и температурой 315 °С - 85 т/ч;
- по пару давлением 1,0 МПа и температурой 250 °С - 85 т/ч.
Собственные нужды паровой котельной - 52 т/ч.
Режим загрузки - круглогодичный, на производственные нужды.
2.2.3. Годовой расход условного топлива до создания автономного источника энергоснабжения при расчетных тепловых нагрузках должен составлять 173,8·106 кг.
Годовой расход условного топлива после создания автономного источника энергоснабжения при расчетных тепловых нагрузках должен составлять 188,58·106 кг. Расход условного топлива на выработку электроэнергии составит 14,72·106 кг, что составляет 8,46 % от годового расхода условного топлива.
2.2.4. Коэффициент полезного действия по отпущенной тепловой энергии - 74 %, по отпущенной электроэнергии - 74 %.
2.3. Тепловая схема.
От существующих котлов 4хБКЗ-75-3,9 ГМА пар с давлением 4,0 МПа и температурой 440 °С направляется в существующий главный паровой коллектор, разделенный секционными задвижками. В каждую часть коллектора выполняются врезки от двух котлов БКЗ-75-3,9 ГМА. От главного парового коллектора пар по существующим паропроводам направляется на РОУ и по вновь проектируемым паропроводам на паровые противодавленческие турбины. В одну часть коллектора подключается турбина Р-6-3,4/1,0-1 ст. №1, в другую - турбина ПР-6-3,4/1,5/0,5-1 ст. №2.
В существующий коллектор выдачи пара на производство с давлением 1,0 МПа и температурой 250°С врезается трубопровод противодавления турбины Р-6-3,4/1,5/0,5-1 ст. №2. В существующий коллектор выдачи пара для собственных нужд с давлением 0,6 МПа и температурой 170 °С врезается трубопровод противодавления турбины ПР-6-3,4/1,5/0,5-1 ст. №2.
Пределы регулирования противодавления по турбине ПР-6-3,4/1,5/0,5-1 ст. № 2 от 0,4 до 0,7 МПа обеспечивают нормальную работу турбины и коллектора пара с давлением 0,6 МПа. С установкой двух противодавленческих турбин часть существующих РОУ и резервные паровые котлы ДЕ - 25 - 14 ГМ выводятся в резерв. Оставшаяся в работе РОУ 3,9/1,6 может быть замещена работой резервных парповых котлов ДЕ-25-14 ГМ, при этом недогрузка котлов БКЗ-75-3,9 ГМА может привести к небольшому снижению их КПД.

3. Электротехническая часть.

Генераторы паровых турбин в соответствии с электрической схемой подключаются к РУ-6 кВ парокотельной, расположенному в 25 м от турбинного отделения. В помещении РУ-6 кВ парокотельной устанавливаются дополнительно четыре ячейки с выключателями типа ВМП-10к на ток 1000 А. Конденсаторные установки мощностью 450 кВАр переносятся из РУ-6 кВ парокотельной в помещение РУ-6 кВ насосной завода КГШ и подключаются параллельно существующим с изменением установок релейных защит в шкафах РУ-6 кВ, к которым они были подключены.
Подключение генераторов предусматривается кабельными линиями. Линии связи между РУ-6 кВ парокотельной и турбинным отделением прокладываются кабелем АСБ-6-(3х185) в две линии по два кабеля общей длиной около 200 м. Прокладка кабелей предусматривается по технологической галерее.
Часть вырабатываемой мощности расходуется на собственные нужды парокотельной по шинам 6 кВ. Избыток мощности выдается кабельными линиями на шины III и IV секций ЗРУ-6кВ ГПП-2 (II очереди), расположенной в 500 м от РУ-6 кВ парокотельной.
Для питания собственных нужд 0,4 кВ на РУ-6 кВ парокотельной установлены два трансформатора собственных нужд ТСН 6,3/0,4 на 1000 кВА, мощности которых достаточно для собственных нужд парокотельной и турбогенераторов.
В турбинном отделении устанавливается аккумуляторная батарея типа СК-24 напряжением 220 В постоянного тока, которая предназначена для организации оперативного питания постоянным током РУ-6 кВ парокотельной, релейных защит генераторов, питания аварийных маслонасосов, приборов КИП и А и аварийного освещения.
В камерах выводов генераторов устанавливаются трансформаторы напряжения и силовые трансформаторы для питания системы возбуждения генераторов, а также заземляющий разъединитель.
В помещении электрощитовой размещаются силовые распределительные щиты 0,4 кВ, аппаратура релейных защит и управления генераторами.
В целях повышения надежности электроснабжения завода и улучшения гибкости схемы отделители 220 кВ в цепи трансформаторов типа ТРДН заменяются на выключатели типа ВМТ-220.

4. Технико-экономические показатели.

4.1. Годовая стоимость натурального топлива на выработку электроэнергии составляет 2 681 000 грн.
4.2. Расчет капитальных затрат на создание автономного источника электроэнергии выполнен по укрупненным сметным нормам и аналогам в ценах 1998 г. Данные по этапам и видам работ представлены в таблице 4.1.
Таблица 4.1.
№ п/п Наименование этапов и видов работ Объем финансирования, тыс. грн.
1. Прединвестиционные затраты 737,0
2. Строительные работы 1 196,0
3. Приобретение и изготовление оборудования 2 098,0
4. Монтаж оборудования 889,0
5. Пусконаладочные работы 240,0
5160,0

4.3. В таблице 4.2. приведены итоговые технико-экономические показатели по результатам создания автономного источника для выработки электроэнергии на тепловом потреблении на базе парокотельной "Днепрошина".

Таблица 4.2.
№ п/п Наименование показателей Ед. изм. Существующее положение Предлагаемый проект
1 2 3 4 5
1. Установленная мощность:
- электрическая
- тепловая

МВт
МВт (Гкал/ч)

-
254,0
(218,4)

12,0
254,0
(218,4)
2. Состав основного оборудования:
- котлы (существ.)

- турбоагрегаты (новые)


кол/тип

кол/тип


4xБКЗ-75-3,9-440 ГМА
2xДЕ-25-14 ГМ
-



4xБКЗ-75-3,9-440 ГМА
2xДЕ-25-14 ГМ
Р-6-3,4/1,0-1
ПР-6-3,4/1,5/0,5-1
3. Топливо для энергетических котлов:
- природный газ
- мазут
ккал/м3
ккал/кг
8 206
9 700
8 206
9 700
4. Удельная стоимость топлива по видам:
- природный газ
- мазут
грн./тыс.м3
грн./т
183,44
320,0
183,44
320,0
5. Годовой отпуск пара разных параметров тыс. Гкал 1 107,149 1 107,149
6. Годовая выработка электроэнергии млн.
кВт·ч		 - 88,59
7. Годовой отпуск электроэнергии млн.
кВт·ч		 из энергосистемы 88,33
8. Расход электроэнергии на выработку электроэнергии млн.
кВт·ч		 - 0,26
9. Годовой расход условного топлива:
- на выработку электро-энергии
- на выработку тепла
тыс. т.у.т.
тыс. т.у.т.
-
173,8
14,78
173,8
10. Персонал турбинного отделения чел. - 37
11. Себестоимость электроэнергии коп/кВт·ч - 3,61
12. Тариф на электроэнергию коп/кВт·ч - 8,4
13. Прибыль млн.грн. - 4,23
14. Срок окупаемости лет - 1,5
15. Стоимость основных фондов млн. грн. - 4,423
16. Общая стоимость строительства,
в т.ч. оборудование		 млн. грн.
млн. грн.		 -
-		 5,160
2,098