основные выводы и рекомендации

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность темы
Затратная часть на энергоресурсы является второй по величине расходов
(после сырья и топлива) на нефтехимических производствах. Чтобы предприятие
оставалось конкурентноспособным и прибыльным, необходимо снижать издержки:
снижать себестоимость товарной продукции, сокращать затраты, в том числе на
энергоресурсы [13]. Одной из главных проблем нефтехимических производств, в
том числе ОАО «Газпром нефтехим Салават» является значительная затратная часть
на потребляемые энергоресурсы для ведения технологического процесса. К
примеру, для производства ЭП-300, на момент пуска, в 1984 году проектом были
заложены нормы: по пару – 6,02 Гкал на тонну выработанной продукции (сумма
этилена, пропилена и ББФ), по электроэнергии – 165 кВтч на тонну выработанной
продукции; на данный момент нормы составляют до 5,2 Гкал на тонну
выработанной продукции по пару и 117,8 кВтч по электроэнергии. Но даже
снижение расходной нормы на данном этапе не является гарантией эффективной
работы завода.
Актуальность данной проблемы определила выбор темы диссертации, целей и
задач исследования.
Цель работы
Повышение
эффективности
производственных
процессов,
путём
использования потенциала тепловой энергии для выработки электроэнергии.
Основные задачи исследований
1
Анализ
рациональности
использования
тепловой
энергии
на
нефтехимических производствах, схемы утилизации теплоты. Анализ потенциала
использования
тепловой
энергии
на
производстве
ЭП-300.
Исследование
существующего парового баланса.
2 На основании произведённого исследование существующего парового
баланса, описание предлагаемого решения по внедрению установки утилизации
тепловой энергии.
2
3 Расчёт электрических нагрузок, выбор основного и вспомогательного
оборудования, систем защиты и управления турбогенератора.
4
Экономическое
обоснование
предложенного
решения.
Расчёт
эффективности проекта.
Научная новизна
Представленная проблема носит индивидуальный характер. Установлено, что
на этиленовых производствах России (Кстово, Ангарске, Перми) в тепловой схеме
существует редукционно-охладительное устройство большой производительности
БРОУ 140/12. На заводе «Мономер» ОАО «Газпром нефтехим Салават» устройство
работает в постоянном режиме, редуцируя балансовый избыток пара
140 кгс/см2 в
количестве 30 т/ч. Ни на одном из перечисленных этиленовых производств России
не используется генерация электроэнергии, взамен редуцированию пара 140 кгс/см2.
Практическая ценность и реализация
Результаты
этой
работы
направлены
на
практическое
применение
разработанной схемы на производстве ЭП-300, в его существующем исполнении, с
перспективой наращивания мощностей по этилену и пропилену.
Результаты работы осуществимы к реализации в текущем материальном
исполнении оборудования производства, не требуя перемонтажа существующих узлов.
Необходимость принятия решения к внедрению предложенного мероприятия
доказана технико-экономическим расчётом, срок окупаемости проекта составил 2,87
года, что свидетельствует об экономической привлекательности проекта (горизонт
экономической привлекательности проектов для ОАО «Газпром нефтехим Салават»
определена 4 года).
Апробация результатов исследований
Предложенное
решение
докладывалось
и
обсуждалось
на
2-ой
Международной конференции молодых учёных «Актуальные проблемы науки и
техники, в г. Уфа, на международной научно-практической конференции
«Молодежь и наука: модернизация и инновационное развитие страны» ПГУ в г.
Пенза,
на
отраслевой
Руководством
завода
научно-производственной
было
принято
3
решение
конференции
о
дальнейшей
в
г.Салават.
проработки
мероприятия, оценке экономической эффективности предложенного решения. В
дальнейшем будет принято решение о необходимости внедрения мероприятия. По
состоянию, на текущий момент мероприятие не внедрялось ни на одном из
этиленовых производств, ранее указанных.
Публикации
Результаты выполненных исследований отражены в пяти печатных работах.
Объем и структура работы
Работа состоит из введения, трех разделов, заключения и приложения, общим
объемом 94 страницы печатного текста. В основную часть диссертации включены
13 рисунков и 9 таблиц. Список использованной литературы включает 29
наименований.
СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИИ
Во
введении
дается
обоснование
актуальности
выбранной
темы
диссертационной работы, сформулированы цель и задачи исследований, а также их
научная новизна и практическая ценность.
В первом разделе диссертационной работы приведена характеристика
производства ЭП-300, описан существующий паровой баланс, выявлены «узкие
места производства», его недостатки.
Коротко о производстве ЭП-300: ЭП-300 – это крупнотоннажное производство
этилена и пропилена на основе пиролиза углеводородного сырья (этан, бензин,
широкая фракция летучих углеводородов), мощностью 300000 тонн этилена и
144000 тонн пропилена в год. Производство включает в себя два цеха: цех №55 –
цех пиролиза и цех №56 – цех газоразделения. Цех пиролиза методом термического
разложения углеводородного сырья в присутствии водяного пара предназначен для
получения пирогаза в трубчатых печах повышенного теплонапряжения.
Производственное подразделение состоит из основных производственных узлов:
- пиролиз сырья (этана, бензина, ширококй флакции летучих углеводородов) в
присутствии водяного пара;
- очистка пирогаза, выделение пироконденсата;
- компримирование и межступенчатое охлаждение пирогаза;
4
- предварительная подготовка пироконденсата;
- щелочная очистка и осушка пирогаза;
- низкотемпературное охлаждение и конденсация пирогаза, выделение водородной и
метановой фракций;
- выделение этан-этиленовой фракции (ЭЭФ), очистка ЭЭФ от ацетилена, выделение
товарного этилена;
- этиленовый и пропиленовый холодильные циклы;
- выделение пропан-пропиленовой фракции (ППФ), очистка ППФ от ацетиленистых
и диеновых соединений, выделение товарных пропилена и пропана;
Количество часов работы производства в год: 8000 часов с учетом проведения
капитального ремонта один раз в два года
Производство ЭП-300 введено в эксплуатацию в июле месяце 1984 года.
Общий состав производственного подразделения приведён в таблице 1.
Таблица 1 – Общий состав производственного подразделения
№ объекта
Наименование объекта
1
2
1125
Печи пиролиза F-01 F-09
1125а
Пароперегреватель F-10
1126
Установка подготовки топливного газа и пирогаза
1127
Узел химводоподготовки
1130
Операторная производства ЭП-300
1128
Компрессия
1128а
Очистка пирогаза
1129
Газоразделение
1142
Водоузел
Производство было смонтировано в 1984 году, с тех пор тепловая схема
претерпела изменения, по сравнению с базовым проектом, но, всё-таки содержит
существенные недостатки. Производя анализ: состава и характеристик производства
ЭП-300, парового баланса производства, следует констатировать тот факт, что
5
основным недостатком производства в плане потребления тепловой энергии
является
редуцирование
высокопотенциального
пара
140
кгс/см2
в
низкопотенциальный пар 12 кгс/см2, без совершения полезной работы.
Во втором разделе диссертационной работы, на основании произведённого
исследования парового баланса, предложено мероприятие по утилизации тепловой
энергии, с целью выработки электрической энергии путём установки турбогенератора.
Предлагаемая схема утилизации тепловой энергии (избытка пара 140 кгс/см 2) в
электрическую, будет осуществлена в цехе пиролиза №55 производства ЭП-300, на
объекте 1127. Это объясняется наличием балансового избытка в указанном месте
пара 140 кгс/см2, здесь же находится схема редуцирования из пара 140 кгс/см2 в пар
12 кгс/см2. Кроме этого, это место выбрано с учётом минимизации гидравлических и
тепловых потерь пара, наличием обогреваемого здания насосной (объект 1127), в
котором будут смонтированы: турбогенератор и его обвязка, с системой охлаждения
и смазки. Сигналы датчиков системы регулирования, мониторинга, ПАЗ будут
заведены в АСУ ТП в объекте 1130 (операторная производства ЭП-300). От
генератора будут запитан ряд потребителей цехов №55, 56, 47 – это двигательная
нагрузка вентиляционных систем. Внедрение схемы утилизации тепловой энергии
для выработки электроэнергии, повлечёт за собой перераспределение тепловых
потоков и изменение теплового баланса производства ЭП-300.
Помимо этого, в литературном и патентном обзоре рассмотрены возможные
проблемы с режимами работы турбогенератора и разработки, касающиеся вопросов
защиты и регулирования турбогенератора.
Далее был произведён подбор основного оборудования: паровая турбина,
механический редуктор, система маслоснабжения, система регулирования турбины,
соединительная муфта. Помимо этого, в разделе описана схема работы предложенного
оборудования и схема внутреннего электроснабжения.
Принцип работы предложенной схемы с турбогенератором описан ниже.
Свежий пар с параметрами давления 95-100 кгс/см2 и температуры 490-500°С,
полученный после редуцирования пара 140 кгс/см 2 на задвижке поз.120 [3]
поступает через стопорный клапан поз.14 (который выполняет функцию отсекателя
6
в системе ПАЗ) и регулирующий клапан поз.12 и подаётся в сопловой аппарат,
затем на рабочее колесо ротора. В схеме предусмотрены дренажи для прогрева
турбоагрегата в пусковой период, а также свеча для сброса давления пара и линии
отвода конденсата пара. Отработанный пар отбирается с противодавления турбины
через патрубок поз.4. Противодавление регулируется клапаном- регулятором
давления на линии отработанного пара, Схемой предусмотрен ППК для сброса
давления пара в аварийном режиме работы. Ротор турбины, вращаясь на
номинальных оборотах 1500об/мин, приводит во вращение редуктор поз.99,
который приводит во вращение генератор поз.100, через соединительную муфту
поз.98. Номинальная частота вращения ротора генератора - 1500 об/мин.
Синхронный
генератор
имеет
самовозбуждающуюся,
саморегулирующуюся,
бесщеточную систему возбуждения. Генератор –явнополюсный с полностью
подсоединенными демпфирующими шинами (для стабильной параллельной работы,
переходных
процессов,
несимметричной
нагрузки
или
любых
других
встречающихся изменений нагрузки), с трехфазным якорем возбудителя и
вращающимися диодами. Для регулирования напряжения возбудителя применяется
электронный регулятор напряжения. Система регурирующего и смазочного масла
турбины – общая. Из маслобака поз.50, маслонасосом поз.50, масло охлаждается в
холодильнике поз.60 оборотной водой, далее, через маслофильтр поз.63.1 подаётся в
систему регулирующего масла: на сервопривод регулирующего и стопорного
клапана, а также в систему смазочного масла – на смазку подшипников турбины,
редуктора и генератора. В масляной системе предусмотрена линия сброса масла при
повышении давления через сбросные клапаны поз.70.1, 70.2. Для пускового периода
(заполнения системы и создания в ней давления) предусмотрен пусковой
маслонасос, затем осуществляется переход на основной маслонасос.
В систему ПАЗ заведены: датчики вибрации поз.33.1, 33.2, датчик осевого
сдвига поз.32, датчик скорости поз.36.1-3, датчики температуры подшипников
поз.84.1-8, по ним выставлены блокировки. Помимо этого, в систему ПАЗ заведены
блокировки по уровню масла – поз.54 и давлению масла – поз.47.2. В случае
срабатывания блокировки, подаётся сигнал на закрытия стопорного клапана
7
закрывается клапан - отсекатель на противодавлении, пар сбрасывается на свечу. Во
избежание прогиба ротора турбины, включается ВПУ. Отключается электрический
генератор от сети, потребители через АВР подключаются к резервному источнику
питания.
Синхронизация генератора с сетью подразумевает параллельную работу генератора
с сетью. Это задача имеет ряд трудностей, а именно получение допусков и
разрешений на присоединение и синхронизацию с сетью. Поэтому целесообразно
использовать генератор для собственных нужд оборудования, для которого
допустимы перерывы в электроснабжении. Идея состоит в том, чтобы осуществить
схему, в которой будет обеспечиваться раздельная работа турбогенератора и сети.
Раздельная работа генератора и сети будет обеспечиваться аппаратурой (АВР),
которая будет отключать в аварийных режимах работы сначала генераторную сеть, а
затем подключать резервную. При отключении питания от генератора, пропадёт
напряжение на секциях, от которых запитаны электродвигатели вентиляционных
систем,
таким
образом,
магнитный
пускатель
отключит
потребителя
(электродвигатель). После переключения питания АВР на резервную секцию,
появляется напряжение на шинах питания электродвигателей и, благодаря наличию
блоков самозапуска, происходит включение в работу электродвителей систем
вентиляции. Генератор мощностью 3 МВА не способен запитывать высоковольтные
двигатели по причине их большой мощности, как правило, наличие больших
пусковых
токов.
Предлагается
осуществить
схему
с
турбогенератором,
вырабатывающий электрическую энергию напряжением 6,3 кВ. Далее напряжение
6,3 кВ трансформируется в КТП на напряжение 0,4 кВ посредством установленных
силовых трансформаторов. К данному напряжению 0,4 кВ можно подключить
вентиляцию нескольких цехов находящихся на одной секции, предварительно
выведя их на отдельные щиты станции управления. Что касается вентиляционных
систем производственных и бытовых помещений, то для них допустимы перерывы в
электроснабжении. Таким образом, выбор схемы электроснабжения определён
следующим образом: во избежание параллельной работы генератора с сетью
(внешним источником питания), допускается перерыв в электроснабжении
8
электродвигателей вентиляционных систем, при включении резервного источника
питания на 1,5 секунд (время срабатывания автоматического включения резерва).
От генератора нагрузка выводится на шины генераторного напряжения (6кВ). К
шинам,
через
высоковольтные
кабели,
подключены
два
понижающих
трансформатора 6/0,4 кВ, которые расположены в электропомещениях цехов №47 и
№55. Через выключатели, нагрузка подаётся в помещения ЩСУ 18, ЩСУ 28 цехов
№№ 47,55. Резервное питание предусмотрено от существующих схем (по цеху №47
– от РТП-67, КТП-1; по цеху №55 – от РТП-65, КТП-1), через АВР. Далее, от ЩСУ18, ЩСУ-28, электрическая разводка идёт на объекты, а далее, через выключатели и
магнитные пускатели, на потребители – электродвигатели вентиляционных систем.
После осуществления выбора основного и вспомогательного технологического
оборудования, необходимо осуществить подбор электрического оборудования, для
чего произвести расчёты электрических нагрузок.
Во третьем разделе диссертационной работы, определены потребители
вырабатываемой мощности, что позволяет рассчитать электрические нагрузки,
определить токи. Формулы, используемые в расчётах электрических нагрузок
представлены ниже.
Рассчитываеися
загруженную
смену
средняя
группы
расчетная
активная
электроприемников.
мощность
Для
за
примера
наиболее
рассчитаем
вентилятор П-1/1 по следующей формуле
Pсм  k и  Pном ,
где
kи – коэффициент использования (принимается 0,7 для двигателей
вентиляции);
Рном – установленная (номинальная) мощность электроприемника.
Таким образом, находим значение Рсм для всех потребителей ЭП-300, цеха
№47.
Средняя расчетная реактивная мощность определяется по формуле
Qсм  Pсм  tg  .
Таким образом, находим значение Qсм для всех потребителей ЭП-300, цеха №47.
Далее, рассчитывается число m (отношение максимальной нагрузки к
9
минимальной на объекте)
m
Pном max
.
Pном min
В случае, если m > 3 и k и  0,2 , то эффективное число электроприемников
определяется по формуле
nэ  n .
Принимается значение равным количеству электроприемников, nэ = 12. Те же
самые вычисления делаются для всех объектов ЭП-300, цеха №47.
Значение коэффициента максимума для щита определится по формуле:
kм  1 
Далее,
определяется
1,5 1  kи .ср

.
kи .ср
nэ
коэффициент
мощности
для
группы
электроприемников. Принимается значения tg   0,62 . Среднее значение по
об.1331/1 составляет tg   0,52
Максимальная нагрузка и полная максимальная мощность рассчитываются
по формулам
Р м  k м  Р см ;
Q м  Pм  tg  ;
Sм  Pм  Q м .
2
2
Далее, определяется расчетный максимальный ток для электроприемников
переменного тока
Iм 
Sм
.
3  U ном
Те же самые вычисления делаются для всех объектов ЭП-300, цеха №47. Для
общецеховых нагрузок по цехам (итого по цеху №47, ЭП-300), расчёт
максимального тока ведётся исходя из того, что напряжение U ном  6кВ .
Расчеты остальных нагрузок проводится по аналогии и сводится в таблицу 1.
10
Таблица 1 – Расчет групповых электрических нагрузок
Наименова
ние
эл.приемников
Коли
чест
во,
шт.
1
Эл.дв.вент
систем
объекта 1331
Эл.дв.вент
систем
объекта
1331/1
Эл.дв.вент
систем
объекта
1333-34
Эл.дв.вент
систем
объекта 1342
Эл.дв.вент
систем
объекта 1344
Эл.дв.вент
систем
объекта 1321
Эл.дв.вент
систем
объекта 1323
Эл.дв.вент
систем
объекта 1335
Установленная
мощность, кВт
Средняя
нагрузка
kи
tgϕ
Pсм,
кВт
Qсм,
квар
Максимальная нагрузка
Pм,
кВт
Qм,
кВар
Sм,
кВ·А
Iм, А
при
U=380
В
9
10
11
12
13
kм
Iм, А
при
U=6кВ
Sэ,
мм2
14
15
Р, кВт
Р, кВт
2
3
4
5
6
7
12
285,20
285,20
0,7
0,52
199,64
94,59
1,2834
256,23
132,40
288,41
438,208
175,2
68
251,70
251,70
0,7
0,78
176,19
128,74
1,1190
197,17
153,91
250,13
380,038
152,0
49
108,24
108,24
0,7
0,79
75,77
53,10
1,1402
86,397
68,062
109,98
167,106
66,84
27
114,9
114,9
0,7
0,75
80,43
54,44
1,1889
95,629
71,888
119,63
181,769
72,70
16
76,75
76,75
0,7
0,72
53,73
29,24
1,2455
66,914
47,957
82,325
125,08
50,03
12
153,6
153,6
0,7
0,52
107,52
50,49
1,2834
137,99
71,339
155,34
236,027
94,41
8
117,2
117,2
0,7
0,82
82,04
65,26
1,3471
110,52
90,841
143,06
217,365
86,94
18
47,02
47,02
0,7
0,75
32,91
21,92
1,2314
40,532
30,257
50,58
76,8484
30,73
11
8
Цех 47
Продолжение таблицы 1 – Расчет групповых электрических нагрузок
1
Эл.дв.вент
систем
объекта 1343
Итого по 47
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
15
77,1
77,1
0,7
0,73
53,97
38,08
1,2535
67,653
49,267
83,691
127,156
225
1231,7
1231,7
1059,0
715,93
1283,1
14
15
50,86
117,595
47,03
ЭП-300
Эл.дв.вент
систем
объекта 1128
37
441,8
441,8
0,7
0,69
309,26 213,551
1,1614
359,18
247,23
436,04
662,505
265
Эл.дв.вент
систем
объекта 1125А
12
87,95
87,95
0,7
0,67
61,57
41,75
1,2834
79,017
53,088
95,195
144,634
57,85
6
94,7
94,7
0,7
0,61
66,29
40,23
1,4008
92,865
57,101
109,01
165,633
66,25
6
76,7
76,7
0,7
0,61
53,69
32,69
1,4008
75,213
46,247
88,294
134,15
53,66
13
180,65
180,65
0,7
0,65
126,46
77,20
1,2723
160,89
104,17
191,67
291,218
116,4
13
27,9
27,9
0,7
0,72
19,53
12,69
1,2723
24,849
17,797
30,565
46,4392
18,57
4
21
21
0,7
0,67
14,70
10,04
1,4909
21,917
14,727
26,406
40,1202
16,04
11
30,9
30,9
0,7
0,65
21,63
13,24
1,2960
28,034
18,174
33,409
50,7611
20,30
102
961,6
961,6
841,97
558,53
1010,6
92,615
37,04
327
2193,3
2193,3
1901,0
1274,4
2293,7
210,21
84,08
Эл.дв.вент
систем
объекта 1127
Эл.дв.вент
систем
объекта 1129
Эл.дв.вент
систем
объекта 1130
Эл.дв.вент
систем
объекта 1142
Эл.дв.вент
систем
объекта 1143
Эл.дв.вент
систем
объекта 1144
Итого по ЭП300
Итого
12
После
расчёта
групповых
электрических
нагрузок,
необходимо
рассчитать мощность и подобрать силовые трансформаторы:
N min 
Sм
,
Sнт
где Sм – потребляемая активная мощность в часы максимума, кВА;
Sнт – номинальная мощность одного трансформатора, кВА.
Технические характеристики выбранных трансформаторов представлены в
таблице 2.
Таблица 2 – Технические характеристики трансформаторов
Тип
Номина
Номинальное
льная
напряжение
мощ
обмоток Uном, кВ
ность Sнт,
кВ·А
ТМ-1600/6-10
1600
ВН
НН
6
0,4
Напряже
Потери P, кВт
ние корот
кого
Холостог Короткого
замыка
о хода
замыкания
ния
3,3
18
5,5
Ток
холосто
го хода,
%
1,3
После выбора трансформаторов, выбираются высоковольтные кабели.
Сечение кабелей выбирается по экономически целесообразному сечению
Sэ 
где
Iр
jэ
,
jэ – экономическая плотность тока, для медных кабелей jэ= 2,5 А /мм2.
Далее, подбираются кабели на 0,4 кВ для питания вентиляции на объектах.
Выбор кабелей производится по следующему условию
I p max  I доп .
Определяемый расчётный максимальный ток линии
I p max 
P
.
3  n  U ном
Выбранные кабели представлены в таблицы 3 и 4.
13
Таблица 3 – Кабели на 6 кВ
Сечение кабеля,
Место расположения
Марка кабеля
I доп , А
I p max , А
1
2
3
4
5
Питающая линия
ВВГ
221
210,21
3  35
ВВГ
221
117,6
3  35
ВВГ
221
92,6
3  35
К трансформатору
1600 кВА Цеха №47
К трансформатору
1600 кВА Цеха №55
мм2
Таблица 4 – Кабели на 0,4 кВ
Электроприемник
Марка кабеля
I доп , А
I p max , А
Сечение кабеля, мм2
1
2
3
4
5
к объекту 1331/1
ВВГэ
2 · 220
438,2
2 · 4 х 95
к объекту 1331/2
ВВГэ
2 · 220
380
2 · 4 х 95
к объекту 1333-34
ВВГэ
180
167,1
4 х 70
к объекту 1342
ВВГэ
220
181,8
4 х 95
к объекту 1344
ВВГэ
150
125,08
4 х 50
к объекту 1321
ВВГэ
260
236
4 х 120
к объекту 1323
ВВГэ
220
217,4
4 х 95
к объекту 1335
ВВГэ
90
76,8
4 х 25
к объекту 1343
ВВГэ
150
127,2
4 х 50
к объекту 1128
ВВГэ
700
662,5
2 · 4 х 185
к объекту 1125А
ВВГэ
150
144,6
4 х 50
к объекту 1127
ВВГэ
220
165,6
4 х 70
к объекту 1129
ВВГэ
150
134,2
4 х 50
к объекту 1130
ВВГэ
305
291,2
4 х 150
к объекту 1142
ВВГэ
50
46,4
4 х 10
14
Продолжение таблицы 4 – Кабели на 0,4 кВ
1
2
3
4
5
к объекту 1143
ВВГэ
42
40,1
4х6
к объекту 1144
ВВГэ
75
50,8
4 х 16
По результатам расчётов мощностей потребителей, необходимо найти
мощность вырабатываемой турбогенератором, в результате чего, возможно
определить потребляемый расход пара 140 кгс/см2 на привод турбины:
Nт = G · (J140 – J12) · ηт· ηг,
где
J140 – удельное теплосодержание пара 100кгс/см2, J140 =0,81 Гкал/т;
J12 – удельное теплосодержание пара 12 кгс/см2, J12 =0,672 Гкал/т;
ηт – коэффициент полезного действия турбины, %;
ηг – коэффициент полезного действия генератора, %.
Расход пара на турбину определится, исходя из суммарной активной мощности
потребителей ЭП-300 и цеха №47:
Gп 
Рм
.
(iп140  iп12 ) т  г
Подставляя числовые значения:
Gп 
1,90103
 17,5т / ч.
(0,81  0, 672)  0,8  0,98
Таким образом, 17,5 т/ч пара будут вырабатывать электрическую
мощность 1,90103 МВА, которая будет потребляться на собственные нужды
производства, а отработанный пар после паровой турбины, с противодавлением
12 кгс/см2 и t=200º С будет отводиться в коллектор пара 12 кгс/см2. Для
выработки электрической энергии выберем генератор DIG140h/4 фирмы AVK.
В таблице 5 представлены технические данные генератора. Генератор
приводится в движение турбиной Siemens.
Таблица 5 – Технические данные генератора
Тип
P, кВт
Cos φ
Uном, кВ
Частота, Гц
nном, об/мин
DIG140h/4
2375
0,8
6
50
1500
15
Во четвёртом разделе диссертационной работы осуществляется выбор
системы управления и защиты турбогенератора.
Цифровая система регулирования скорости вращения турбины представлена
тридцатидвух битовой микропроцессорной системой WOODWART 505Е. Она
использует программное обеспечение, управляемое с помощью меню,
помогающее
инженерам
эксплуатации
в
программировании
ее
для
специфических применений в системах с генераторной или механической
нагрузкой. 505Е может быть сконфигурирована для работы как автономное
устройство, или в связке с Распределенной Системой Управления цехом
(рисунок 1).
Рисунок 1 – Внешний вид регулятора числа оборотов WOODWART 505E
Программируемая на объекте система регулирования паровой турбины
505Е и панель управления оператора (ОСР) интегрированы в один блок. Панель
оператора, включающая двух линейный (по 24 знака в каждой линии) дисплей,
и набор из 30 клавиш, размещена на передней панели блока. Она используется
для конфигурирования 505Е, выполнения программных настроек в режиме
On_line, и управления турбиной. Просто следуя инструкциям, представляемым
на Английском языке, на дисплее, оператор может увидеть текущие
переменные и уставки в одном и том же окне.
Электронная система регуляции обеспечивает:
- регуляцию оборотов. Электронный регулятор числа оборотов подает
электрический управляющий сигнал (4... 20 mA) на позиционный регулятор
регулировочного
клапана.
Позиционный
16
регулятор
представляет
собой
интерфейс между электроникой и гидравликой. Регулировочный клапан
открывается и закрывается последовательно, в зависимости от числа оборотов
турбины.
Позиционный
регулятор
регулирует
подъем
сервомотора
пропорционально управляющему сигналу, т.е. регулирует степень открытия
парового клапана.
-ограничительную регуляцию от давления пара на выходе из турбины.
Регулятор давления, интегрированный в Woodward 505, регулирует в
параллельном режиме генератора установленное значение давления на выходе
из турбины.
Электрогидравлическая система регуляции состоит из:
- регулятора числа оборотов;
- регулировочного клапана с сервоприводом и электрогидравлическим
преобразователем;
- преобразователей сигналов измерения регулируемых величин;
- датчиков оборотов.
Дополнительно турбина комплектуется самостоятельным отключающим
устройством (автоматом безопасности), который защищает от превышения
скорости вращения независимо от системы регулирования при помощи
отдельного датчика скорости вращения, связанного со стопорным клапаном.
Системы защиты турбогенератора связана с устройством REM 543.
Сигнал от вторичных преобразователей по каналам связи идет в устройство
защиты REM 543.
Система защиты турбины предусматривает:
- измерение аксиального положения ротора;
- измерение относительных вибраций турбины;
- измерение температуры металла подшипников турбины;
Для слежения за вибрациями применяют постоянный мониторинг.
Мониторинг включает:
- контроль абсолютной (корпусной) вибрации (подшипники).
17
- аппаратные средства для проведения мониторинга.
Аппаратура контроля вибрации включает:
- первичные преобразователи – датчики;
- вторичные преобразователи - нормирующие усилители для согласования
выхода первичного преобразователя и входа блока обработки и индикации
блоки обработки.
Для решения проблем связанных с контролем аксиального положения
устанавливается датчик осевого сдвига. Данные с датчика осевого сдвига
поступают в устройство защиты REM 543 для дальнейшей обработки и
индикации. Устанавливаются уставки, и в случае их превышения срабатывает
защита, с последующим остановом турбогенератора.
Измерение температуры металла подшипников турбины осуществляется
с помощью термометров сопротивления, сигнал от которых подается в
устройство защиты REM 543.
Для
защиты
электрической
сети
и
генератора
выбираем
микропроцессорный контроллер REM 543 (рисунок 2)..
Терминалы серии REM 543, REM 545 предназначены для использования в
качестве основной защиты синхронных и асинхронных двигателей малой,
средней и большой мощности, генераторов и блоков генератор-трансформатор
дизельных станций малой и средней мощности, ГЭС, ТЭС, а также выполнения
функций местного и дистанционного управления, автоматики, сигнализации,
измерения и мониторинга (контроля).
Рисунок 2 – Терминал защиты вращающихся машин REM 543
Автоматизированная система управления и защиты турбогенератора и турбины
18
представлена на рисунке 3.
Рисунок 3 – Пример построения автоматической системы управления
Во
пятом
разделе
диссертационной работы
осуществляется
технико-
экономическое обоснование предложенного мероприятия. Здесь оценены
капитальные затраты, оценён изменённый паровой баланс производства. В
результате внедрения, ожидается снижение количества редуцированного пара
на БРОУ-140/12, уменьшение количества впрыскиваемой воды до 2 т/ч, и, как
следствие – увеличение потребление стороннего пара 16 кгс/см2 на 2 т/ч. Но
при этом, будет выработано 1,90103 МВт электрической мощности.
Капитальные
затраты
приняты
на
основании
технико-коммерческих
предложений на поставку оборудования фирмы Siemens и других поставщиков
и сведены в таблицу 6.
Капитальные
затраты
на
приобретение,
доставку
электрического оборудования определяются по формуле
К = Со + См + Спр,
где
К – капитальные затраты, руб;
Со – стоимость электрического оборудования, руб;
19
и
монтаж
См – стоимость монтажных работ (40 % от Со), руб;
Спр – проектные расходы (10% от Со), руб.
Таблица 6 – Капитальные затраты
Наименование затрат
Турбогенератор SST-060, DIG 140/4
Трансформатор ТМ 1600/6
Трансформатор ТМ 1600/6
АВР
Выключатели 6 кВ, МП
Силовые шинопроводы, кабели 0,4 и 6 кВ
Выключатели 0,4 кВ
Итого
Сумма, руб
26442000
720000
720000
300000
124000
1505820
8000
29819820
Далее рассчитаны технико-экономические показатели проекта.
Вырабатываемая электрическая мощность, согласно БДР завода «Мономер»
составляет 1,83 руб/кВт*ч.
Часовая стоимость выработанной мощности составит:
П час  Ц э  Р м  Ц п  G п  Iп ;
где
Цэ – стоимость электроэнергии, руб/кВтч;
Рм – вырабатываемая мощность, кВтч;
Цп – стоимость пара, руб/Гкал;
Gп – величина расхода пара, на которую увеличится потребление стороннего
пара 16 кгс/см2, т/ч;
Iп – энтальпия пара 16 кгс/см2, Гкал/т.
Годовая прибыль составит
Пгод = Пчас · t эф,
где
tэф – эффективное время работы агрегата.
Эффективное время работы агрегата рассчитываем по формуле
t эф  t кал  t кр ,
где
tкал – календарное годовое время;
tкр – время на капитальный ремонт.
Снижение годовой суммы амортизации
20
А 
где
К  Nа
,
100
К – капитальные затраты, руб.;
Nа – годовая амортизация, Nа = 10 %.
Далее, производится расчет эффективности инвестиционного проекта
Определяются налоги по формуле
Н = П·(Нп + Ни),
где
Нп – налог на прибыль, составляет 24% от прибыли;
Ни – налог на имущество, составляет 2,2% от остаточной стоимости.
Чистая прибыль рассчитывается по формуле
ЧП  П  Н;
Денежный поток определяется как
ДП = ЧП + А – К,
где
А – амортизация;
К – капитальные вложения.
Окупаемость по результатам расчётов составила:
О = 2,87 года.
Расчет
показателей
эффективности
инвестиционного
представлен в таблице 7.
На рисунке 4 представлен график изменения ДДП и НДП по периодам.
100000000
80000000
НДП
60000000
40000000
ДДП
20000000
0
-20000000
0
1
2
3
4
5
6
-40000000
-60000000
Рисунок 4 – График изменения ДДП и НДП по периодам
21
проекта
Таблица 7 – Расчёт показателей эффективности проекта
Горизонт проекта
Показатель
0
1
2
3
4
5
Амортизация
44729730
0
8945946
8945946
8945946
8945946
8945946
Остаточная стоимость
44729730
35783784
26837838
17891892
8945946
0
20949760
5815186
20949760
5618375
20949760
5421564
20949760
5224753
Капитальные вложения
Валовая прибыль
-
Налоги
-
20949760
6011996
Налог на прибыль 24%
-
5027942
5027942
5027942
5027942
5027942
Налог на имущество 2,2%
-
984054
787243
590432
393622
196811
Чистая прибыль
0
14937764
15134574
15331385
15528196
15725007
Денежный поток
-44729730
23883710
24080520
24277331
24474142
24670953
Накопленный денежный поток (НДП)
-44729730
-20846020
3234500
27511831
51985973
76656926
0,826
0,751
0,683
0,621
Ставка дисконтирования 0,1
1
0,909
Дисконтированный денежный поток (ДДП)
-44729730
23883710
24080520
24277331
24474142
24670953
Накопленный дисконтированный денежный поток (НДДП)
-44729730
-20846020
3234500
27511831
51985973
76656926
NPV(чистая приведенная стоимость)
76656926
Внутренняя норма доходности (IRR)
40,70%
Срок окупаемости с начала реализации проекта
2,87
Дисконтированный срок окупаемости с начала реализации проекта
2,87
22
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
В результате проделанной работы, произведён обзор этиленовых
производств России, произведён анализ производства ЭП-300 с точки зрения
целесообразности потребляемых энергоресурсов. Произведён анализ парового
баланса, исходя из чего, по выявленным проблемным позициям, которые имеют
потенциал
использования,
было
предложено
техническое
решение:
использование потенциала пара для выработки собственной мощности. Для
этого было подобрано основное и вспомогательное оборудование, система
управления и защиты; произведены технические расчёты. Произведена оценка
теплового баланса с учётом внедрения предложенной схемы. Необходимость
принятия решения к внедрению предложенного мероприятия доказана техникоэкономическим расчётом, срок окупаемости проекта составил 2,87 года, что
свидетельствует об экономической привлекательности проекта (горизонт
экономической привлекательности проектов для ОАО «Газпром нефтехим
Салават» определена 4 года).
ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ДИССЕРТАЦИИ ОПУБЛИКОВАНЫ
В СЛЕДУЮЩИХ РАБОТАХ:
1
Титов Д.Н. Актуальность процесса утилизации тепла для выработки
электроэнергии
//
Международная
научно-практическая
конференция
«Молодежь и наука: модернизация и инновационное развитие страны»/
Д.Н. Титов, А.Е. Устимов, А.П. Новикова, А.Ф. Хисамиев. – Пенза: Изд-во
ПГУ, 2011. – часть 3, 329 с.
2 Новикова А.П. Повышение надёжности и качества электроснабжения
ОАО «Газпром нефтехим Салават» за счёт оптимизации режимов нейтралей
электрических сетей 6 кВ // Международная научно-практическая конференция
«Молодежь и наука: модернизация и инновационное развитие страны»/
23
А.П. Новикова, С.В. Волков, Д.Н. Титов. – Пенза: Изд-во ПГУ, 2011. – часть 2,
329 с.
3 Титов Д. Н. Увеличение экономической эффективности технологических процессов, использующих тепловую энергию на нефтехимических
производствах. // Сборник трудов II международной конференции молодых
учёных «Актуальные проблемы науки и техники»/ Д. Н.Титов, А.Ф. Хисамиев.
- Уфа: Изд-во УГНТУ, 2010. – том 2., 89 с.
4 Хисамиев А.Ф. Диагностика силовых трансформаторов. // Сборник
трудов II международной конференции молодых учёных «Актуальные
проблемы науки и техники»/ Д.Н.Титов, А.Ф. Хисамиев. - Уфа: Изд-во УГНТУ,
2010. – том 1., 89 с.
5
Титов
Д.Н.
Современные
энергосберегающие
технологии
в
нефтехимии: необходимость использования процесса утилизации тепловой
энергии // Отраслевая научно-производственная конференция «Интеграция
науки
и производства»/ Д.Н. Титов, А.Е. Устимов, А.П. Новикова,
А.Ф. Хисамиев. – Салават: Изд-во СН-Медиа, 2011. –96 с.
24