Cresterea Eficientei Energetice Privind Producerea Energiei Electrice Si Prin Instalarea Unor Unitati de Cogenerare cu Turbine cu Gaze sau Motoare cu Piston

“Cresterea eficientei energetice privind producerea energiei electrice si termice la SC OTEL INOX SA Targoviste, prin instalarea unor unitati de cogenerare cu turbine cu gaze sau motoare cu piston”

CAPITOLUL I

Noțiuni introductive privind ciclurile termodinamice ale motoarelor termice și turbinelor cu gaze

1.1 Tipuri si caracteristici ale turbinelor cu gaze utilizate pentru cogenerare.

1.2 Ciclul termodinamic al turbinelor cu gaze.

1.3 Conceptia de ansamblu a ITG.

1.4 Imbunatatirea ciclului termodinamic al ITG.

1.5 Tipuri si caracteristici de motoare termice utilizate pentru cogenerare.

1.6 Motoare cu aprindere prin scânteie si aprindere prin comprimare.

1.7 Motoare cu aprindere prin comprimare.

1.8 Motoare cu aprindere prin jet de combustibil.

1.9 Analiza tehnică a soluției de cogenerare cu motoare termice.

1.10 Analiza termodinamică. Randamente. Analiza energetică.

1.11. Indicatori tehnici caracteristici soluției de cogenerare cu motoare termice.

CAPITOLUL II

SITUATIA ACTUALA A SOCIETATII

2.1. Descrierea Societǎții

2.2. Situația energetica a societǎții

2.2.1. Situatia actuala privind producerea energiei termice

2.2.2. Situatia actuala privind consumul de energie termicǎ

2.2.3. Concluzii și observații asupra situației consumurilor actuale

Capitolul III

Analiza solutiilor de cogenerare propuse

3.1. Consideratii generale

3.1. Alegerea si analiza solutiilor propuse

3.2. Prezentarea variantelor propuse

O unitate de turbina cu gaze de 1,0 MWe FPC

O unitate de turbina cu gaze de 1,0 MWe cu PC

Doua unitati de turbina cu gaze de 1,0 MWe FPC

O unitate de turbina cu gaze de 3,8 MWe FPC

O unitate de turbina cu gaze de 1,8 MWe FPC

O unitate cu motor termic MAS de 1,16 MWe

Doua unitati cu motoare termice MAS de 1,16 MWe

Capitolul IV

Analiza Tehnico- economica solutiilor

de cogenerare propuse

4.1. Criterii utilizate pentru evaluarea eficienței economice a investiției

4.2. Rezultatele calculelor tehnico economice

4.3. Analiza principalilor indicatori tehnico-economici

4.5. Indicatori economici ai variantelor

Capitolul V

Caracteristicile principale ale echipamentelor si lucrarilor de constructii montaj

5.1. Caracteristici principale constructive, utilaje, echipamente, lucrari

Capitolul VI

punct electric

Schema de racordare a generatorului electric

6.1. Descrierea soluției propusă pentru conexiunea grupurilor generatoare in stația de 10 kV

6.2. Calculul puterii de scurtcircuit pe barele de medie tensiune (10 kV)

Capitolul VII

Norme de tehnica securității muncii în instalațiile cu ciclu inversat

7.1 Consideratii generale

7.2 Norme de protecție a muncii specifice la executarea de lucrări la generatoare, compensatoare, sincrone si motoare electrice

7.3 Metode de protecția muncii pentru partea termomecanica a centralelor

7.4 Masuri generale de prevenire si extindere a incendiilor

7.5 Procedee si mijloace de prevenire si stingere a incendiilor

Capitolul VIII

Concluzii

Pagini 76

=== lucr ===

“Cresterea eficientei energetice privind producerea energiei electrice si termice la SC OTEL INOX SA Targoviste, prin instalarea unor unitati de cogenerare cu turbine cu gaze sau motoare cu piston”

CAPITOLUL I

Noțiuni introductive privind ciclurile termodinamice ale motoarelor termice și turbinelor cu gaze

1.1 Tipuri si caracteristici ale turbinelor cu gaze utilizate pentru cogenerare.

Instalatia de turbina cu gaze (ITG) este o masina termica care realizeaza conversia energiei chimice a combustibilului în energie mecanica, utilizând ca agent termic un gaz. Gazele utilizate în acest scop pot fi: aer, gaze de ardere, dioxid de carbon, heliu, etc.

Ciclul termodinamic dupa care evolueaza instalatiile moderne de turbine cu gaze este ciclul Brayton, întâlnit în literatura de specialitate si sub denumirea de ciclul Joule.

În figura 1.1. este prezentata diagrama (T-s) a ciclului Brayton teoretic, pentru care se disting urmatoarele transformari termodinamice:

1 – 2 compresie izentropa

2 – 3 încalzire izobara

3 – 4 destindere izentropa

4 – 1 racire izobara

Figura 1.1 Reprezentarea ciclului Brayton in diagrama T-s

Din punct de vedere al modului de interactiune între agentul termic si produsele de ardere corespunzatoare sursei calde a ciclului, se disting mai multe tipuri de turbine cu gaze:

a) ITG în circuit deschis

Agentul de lucru se amesteca cu produsele de ardere la sursa calda si apoi se destind împreuna în turbina, pentru a fi ulterior esapate în atmosfera. Din punct de vedere termodinamic nu se poate vorbi în acest caz despre un ciclu propriu-zis. Închiderea acestuia se realizeaza prin intermediul atmosferei, care reprezinta în acelasi timp si sursa rece a ciclului. În mod exclusiv, la ITG în circuit deschis se utilizeaza ca agent termic aerul.

b) ITG în circuit închis

Spre deosebire de cazul anterior, atât sursa calda, cât si sursa rece a ciclului se caracterizeaza prin prezenta unor suprafete de schimb de caldura. Agentul termic nu intra în contact direct nici cu produsele de ardere, nici cu fluidul de racire. Masa de agent termic se conserva în interiorul ciclului, deci se pot utiliza în acest scop gaze mai scumpe, dar cu proprietati termodinamice mai bune decât ale aerului: CO2, He, etc. Într-o proportie relativ mare, în centralele termoelectrice se utilizeaza ITG în circuit deschis. ITG în circuit închis au o raspândire limitata, putând fi întâlnite în cadrul unor filiere de centrale nuclearo-electrice.

În figura 1.2. sunt prezentate schema de principiu pentru o ITG în circuit deschis si procesul real în coordonate T-s.

Figura 1.2. Reprezentarea ciclului instalatiei de turbina cu gaze in circuit deschis

Modul de functionare al unei ITG în circuit deschis poate fi descris astfel: aerul este aspirat de compresor prin intermediul unui filtru FA. Acesta are rolul de a opri eventualele impuritati mecanice care ar conduce la degradarea paletajului compresorului. Dupa compresie, aerul patrunde în camera de ardere unde se amesteca cu combustibilul. Energia necesara compresiei este furnizata de turbina cu gaze (compresorul si turbina cu gaze sunt dispuse pe aceeasi linie de arbori).

Produsele de ardere ies din CA si se destind în turbina cu gaze producând lucru mecanic. O parte din lucrul mecanic produs este utilizat pentru antrenarea compresorului, iar cealalta parte este transmisa catre generatorul electric.

Gazele de ardere sunt esapate în atmosfera prin intermediul unui amortizor de zgomot care are rolul de a reduce poluarea fonica.

Pentru a proteja turbina cu gaze contra fenomenului de eroziune, gazele de ardere provenite din CA trebuie sa fie deosebit de curate din punct de vedere al continutului de pulberi. În consecinta, nu este posibila utilizarea directa în ITG a combustibililor solizi.

Tipurile de combustibili folositi in ITG pot fi, combustibili traditionali: gaze naturale, combustibil lichid usor (motorina); combustibili lichizi speciali: metanol, kerosen; combustibili gazosi speciali: gaz de sinteza, gaz de furnal, gaz de gazogen.

Gazul natural reprezinta cel mai comod combustibil, atât din punct de vedere al manipularii, cât si al caracteristicilor de ardere. În absenta gazului natural, combustibilul lichid usor constituie un bun înlocuitor. El pune însa o serie de probleme în ceea ce priveste asigurarea unui randament bun al arderii.

1.2 Ciclul termodinamic al turbinelor cu gaze.

Principalii parametrii care caracterizeaza ciclul termodinamic ce sta la baza functionarii ITG sunt:

• Temperatura înainte de turbina cu gaze (T3 )

• Raportul de compresie:

(1.1)

Acesti doi parametrii sunt utilizati, în general, de furnizorii de ITG în cataloagele de prezentare a produselor proprii.

În ceea ce priveste efectul variatiei temperaturii T3 si raportului de compresie εk asupra performantelor nominale ale ITG se cunosc urmatoarele elemente:

• Cresterea lui T3 conduce în mod nemijlocit la cresterea randamentului si puterii ITG.

• Exista o valoare a raportului de compresie (εkmax) pentru care randamentul ITG devine maxim (în ipoteza T3 = const.).

• Exista o valoare a raportului de compresie (εkmax) pentru care puterea ITG devine maxima (în conditiile în care T3 si debitul de aer aspirat de compresor ramân constante).

• Întotdeauna este valabila relatia:

(1.2)
În functie de valoarea raportului de compresie aleasa pentru dimensionare, se disting doua familii de instalatii de turbine cu gaze:

• ITG de tip industrial ("heavy-duty")

• ITG de tip aeroderivativ

1.3 Conceptia de ansamblu a ITG.

În raport cu o unitate energetica care are la baza un ciclu conventional cu abur, una din principalele caracteristici ale instalatiilor de turbina cu gaze este structura compacta.

Se pot face urmatoarele observatii generale:

• Sursa calda a ITG, camera de ardere, are dimensiuni mult mai reduse decât cele ale unui generator de abur, care îndeplineste aceeasi functie în cadrul centralelor termoelectrice conventionale.

• Cele trei piese principale ale ITG – compresorul de aer, camera de ardere, respectiv turbina cu gaze – sunt amplasate una lânga alta. Se elimina astfel necesitatea unor canale lungi de legatura între aceste componente.

• Utilizarea ca sursa rece a aerului atmosferic elimina de asemenea condensatorul si celelalte circuite voluminoase de apa de racire întâlnite uzual la turbinele cu abur.

Caracteristicile prezentate mai sus genereaza timpi de constructie-montaj foarte redusi în comparatie cu alte filiere energetice. De asemenea, investiția specifică este relativ scazuta.

Din punct de vedere al dispunerii componentelor, majoritatea ITG de tip industrial ("heavy-duty") au adoptat sistemul în care compresorul, turbina cu gaze si generatorul electric sunt situate pe aceeasi linie de arbori.

Solutia clasica este aceea prezentata în figura 1.3., în care turbina cu gaze este încadrata de compresor si de generatorul electric.

Avantajul acestei dispuneri consta în faptul ca transmisia cuplului mecanic de la turbina se face în conditii bune atât spre compresor, cât si spre generatorul electric.

Figura 1.3. Dispunera ITG cu generatorul electric la esaparea din turbina cu gaze

Aceasta varianta are însa un dezavantaj major: plasarea generatorului electric la esaparea din turbina obliga schimbarea directiei gazelor de ardere evacuate din ITG cu 90°. Sunt introduse astfel pierderi suplimentare de presiune pe traseul gazelor de ardere, ceea ce diminueaza lucrul mecanic specific si eficienta ITG. Ca urmare, tinând seama si de problemele legate de încadrarea ITG într-un ciclu combinat gaze-abur, a fost revizuita conceptia de dispunere a componentelor pe linia de arbori. Astfel, generatorul electric a fost mutat la "capatul rece", lânga compresor (figura 1.4).

Figura 1.4. Dispunerea ITG cu generatorul electric la capatul dinspre compresor

În aceste conditii, gazele de ardere vor esapa din turbina paralel cu linia de arbori, intrând direct în cazanul recuperator fara schimbari de directie, deci cu pierderi minime de presiune. Bineînteles, în acest caz apar probleme privind transmiterea cuplului mecanic în conditii optime catre generatorul electric.

ITG de tip "aeroderivativ" se caracterizeaza prin dispunerea lor pe mai multe linii de arbori. Existenta mai multor linii de arbori si a mai multor corpuri de turbina ofera

urmatoarele avantaje:

• La functionarea la sarcini partiale se poate realiza un bun reglaj al debitului de aer aspirat de compresor, prin variatia turatiei compresorului de joasa presiune.

• Exista posibilitatea de a injecta abur în turbina cu gaze în scopul cresterii puterii ITG.

Pentru a obtine gabarite cât mai reduse, multe ITG de mica si medie putere (îndeosebi de tip “heavy-duty”) sunt proiectate pentru turatii mai mari decât cele sincrone. În acest caz este necesara prevederea unui reductor de turatie pentru cuplarea generatorului electric.

1.4 Imbunatatirea ciclului termodinamic al ITG.

Marirea temperaturii înainte de turbina, ca o masura de crestere a performantelor ITG, este limitata de nivelul de dezvoltare tehnologica atins la un moment dat. Astfel, calitatea materialelor din care este executata partea calda a ITG (camera de ardere, turbina cu gaze) influenteaza alegerea temperaturii fluidului de lucru, prin limita de rezistenta a acestora la temperatura. Pe de alta parte, o importanta limitare a puterii unitare se datoreaza caderilor relativ mici de entalpie din turbina cu gaze (în general 500 ÷ 600 kJ pentru 1kg de aer aspirat de compresor). Cresterea puterii unitare doar pe baza sporirii debitului masic de agent ar duce, în conditiile presiunilor si temperaturilor uzuale ale ITG, la sectiuni de curgere mari. Sectiunea de curgere nu poate avea orice dimensiune, existând restrictii în ceea ce priveste lungimea paletelor, impusa la rândul ei de rezistenta la rupere a materialelor. În consecinta, pentru îmbunatatirea în continuare a performantelor ITG (randament, putere unitara) trebuiesc abordate solutii de perfectionare a ciclului termodinamic.

Solutiile fiind urmatoarele:

• Destinderea fractionata combinata cu arderea intermediara

• Recuperarea internă de caldură: În scopul cresterii randamentului, un mod eficient este reprezentat de introducerea unui schimbator de caldura. Gazele de ardere, înainte de a fi evacuate din ITG, servesc la preîncalzirea aerului refulat din compresor. Efectul scontat este o diminuare a consumului de combustibil a ITG, în conditiile în care puterea produsa ramâne neschimbata.

• Compresia fractionata combinata cu racirea intermediara

1.5 Tipuri si caracteristici de motoare termice utilizate pentru cogenerare.

Motoarele cu ardere interna cu piston pot fi clasate in funcție de evoluția fluidului motor in motoare cu piston cu evoluție alternativă sau rotativă (figura 1.5.)

Motoarele termice se împart după mai multe criterii, dintre care se enumeră:

• procedeul de aprindere a combustibilului;

• durata ciclului;

• procedeul de formare a amestecului aer-combustibil;

• numărul de curse ale pistonului in care se realizează ciclul motor;

• starea de agregare a combustibilului;

• numărul de combustibili utilizați;

• sensul de rotație;

• numărul de cilindri.

Motoarele cu ardere interna se compun din:

• mecanismul motor;

• ansamblul de sisteme auxiliare;

• aparatura de control și automatizare a funcționarii.

Mecanismul motor este format din doua parți:

• partea mobilă numită mecanism bielă-manivelă și care cuprinde următoarele organe principale:

• piston;

• bielă;

• axa cu came;

• arbore motor (arbore cotit)

• partea fixă este compusă din cilindrul chiulasei si carter.

Ansamblul de sisteme auxiliare este format din:

• sistemul de distribuție;

• sistemul de alimentare cu combustibil

• sistemul de aprindere;

• sistemul de răcire;

• sistemul de ungere;

• sistemul de filtrare;

• sistemul de pornire;

• sistemul de supraalimentare

Aparatura de control și automatizare este alcătuită din diferite aparate de control pentru măsurarea presiunilor, temperaturilor, turației, etc. precum și bucle de automatizare privind încărcarea în putere, reglarea temperaturii agentului de răcire la intrarea în motor, protecții privind supraturația, temperatura minimă si maximă admisa, etc.

Figura 1.5. Secțiune printr-un cilindru cu motor termic

Legenda:

1-piston; 2-canal de admisie; 3-supapă de admisie; 4-supapă de evacuare; 5-canal de evacuare; 6-cilindru; 7-bielă manivelă; 8-arborele cotit; 9-sistem de aprindere

pmi- punct mort inferior; pme- punct mort exterior.

În funcție de ciclul termic după care are loc producerea lucrului mecanic motoarele se pot împărți în:

• motor cu aprindere prin scânteie (motor funcționând după ciclul Otto, Beau de Rochas), m.a.s.;

• motor cu aprindere prin comprimare (motor funcționând după cilul Diesel), m.a.c.;

• motor cu aprindere prin jet de combustibil (motor funcționând după ciclul Sabathe, Seilinger), motor Diesel-Gaz (dual-fuel).

Mărirea puterii care poate fi obținută de un motor se poate face prin folosirea suplimentarii, prin intermediul unor turbosuflante cu turație ridicată, variabilă, ce folosesc gazele de ardere ieșite din motor ca fluid termodinamic de antrenare.

Pentru aceeași putere la cuplă, datorită supraalimentării volumul ocupat de motor scade față de motorul nesupraalimentat cu cca. 23-29%. Toate motoarele folosite pentru cogenerare sunt supraalimentate, datorita avantajelor aduse de supraalimentare.

1.6 Motoare cu aprindere prin scânteie si aprindere prin comprimare.

Motoarele cu aprindere prin scânteie pot funcționa cu doua tipuri de combustibil:

• lichid;

• gazos.

Motoarele funcționând cu combustibil gazos se numesc motoare termice cu gaz, pe scurt motoare cu gaz. Gazul folosit poate fi gaz metan, gaz de cocserie, gaz de sondă etc.

Motoarele cu aprindere prin scânteie au nevoie ca amestecul aer-combustibil să fie pregătit într-un echipament special înainte de a intra în piston, numit sistem de carburație. Arderea amestecului combustibil se realizează în momentul în care acesta a fost comprimat, pistonul ajungând în punctual motor (mort) superior.

Procesul de aprindere este declanșat de o bujie, amorsarea făcându-se datorită unei scântei electrice produsa de aceasta.

Motoarele cu gaz se împart în funcție de excesul de aer cu care funcționează in două mari categorii:

• motoare cu gaz cu amestec bogat (motoare standard) cu α=1,2~1,3;

• motoare cu amestec sărac (lern burn) cu α>1,5.

Caracteristicile unei mașini sunt date mai jos:

• alezaj (diametrul interior al cilindrului);

• cursa (deplasarea pistonului între PMI si PMS);

• cilindreea (volumul total al cilindrilor);

• numărul de supape;

• configurația cilindrilor;

• raportul de compresie;

• sensul de rotație;

• turația;

• viteza medie a pistonului;

• puterea medie pe cilindru;

• presiunea medie efectivă;

• dispoziția cilindrilor;

• supraalimentarea;

• indice de metan (pentru motoare cu gaz) / cifră octanică (pentru motoarele cu combustibil).

1.7 Motoare cu aprindere prin comprimare.

Motoarele cu aprindere prin comprimare diferă de motoarele cu prindere prin scânteie prin faptul că nu mai este necesara prezenta carburatorului și nici a bujiei care să amorseze procesul de ardere.

Motoarele diesel se împart în două mari categorii:

•motoare diesel lente;

•motoare diesel rapide.

Principiul motorului cu prindere prin comprimare este autoaprinderea combustibilului prin atingerea parametrilor critici ai acestora. Compresia aerului se realizează în cilindru, in apropierea punctului mort inferior, apărând injecția combustibilului. Acesta se dispersează în masa aerului aflat la presiune si temperatură ridicată, producând explozia amestecului cu ardere instantanee în toată masa.

Avantajele motorului cu aprindere prin comprimare fata de motorul cu aprindere prin scânteie sunt:

• randament mai bun;

• pericol de incendiu, de explozie redus;

• permite folosirea unui combustibil mai ieftin, mai greu volatile;

• nu apar zone moarte si nici front de flacără.

Dezavantajele motorului cu aprindere prin comprimare este acela că în combustibilul folosit se găsește sulf, ceea ce presupune măsuri pentru îndepărtarea SO2 produs în timpul arderii.

1.8 Motoare cu aprindere prin jet de combustibil.

Sunt folosite pentru minimizarea costului combustibilului, deoarece utilizează atât un combustibil gazos cât și unul lichid. Elementele de construcție-funcționare îmbină cele doua tipuri de motoare descrise anterior. Motoarele cu aprindere prin jet de combustibil au carburator, pentru realizarea amestecului aer-gaz, dar nu au bujie aprinderea făcându-se prin injecția combustibilului lichid. Acest motor necesită un grad de automatizare mai avansat pentru că procesul de funcționare este mai complicat. Caracteristicile tehnice de funcționare sunt identice cu cele ale motoarelor anterior descrise.

1.9 Analiza tehnică a soluției de cogenerare cu motoare termice.

Ciclul motoarelor termice folosite pentru cogenerare se deosebește de ciclul clasic de cogenerare cu turbine prin următoarele:

• pe parcursul ciclului de producere a lucrului mecanic, agentul de lucru nu își schimbă starea de agregare;

• producerea energiei termice se realizează cu schimbătoare recuperative;

• se considera că în cazul recuperării de căldura din gazele de ardere, nu toată căldura poate fi recuperată;

• existența recuperatorului de căldură pe traseul gazelor de ardere introduce o cădere suplimentară de presiune ce va influența lucrul mecanic produs de motor. Puterea motorului poate scădea cu cca.1 -1,5%.

Analiza soluției de cogenerare utilizând motoare termice se face in funcție de tipul motorului, respectiv după tipul ciclului după care acesta va funcționa.

1.10 Analiza termodinamică. Randamente. Analiza energetică.

Motoarele termice funcționează după diverse cicluri termodinamice ce diferă intre ele în funcție de natura evoluției procesului de transmitere a căldurii ciclului motor.

Procesele de ardere pot fi:

• izocor (ciclul Beau de Rochas, Otto) → motoare cu aprindere prin scânteie;

• izobar (ciclul Diesel) → motoare cu aprindere prin comprimare;

• mixt – izobar și izocor (ciclul Sabathe, Selinger) → ciclul după care funcționează motorul dual-fuel.

Figura 1.6. Diagramele entropice de stare p-V și T-s pentru arderea izocoră

Figura 1.7. Diagramele entropice de stare p-V și T-s pentru arderea izobară

Pentru ciclul teoretic, procesele desfășurate în cilindru sunt următoarele (figura 1.8):

• a-c → proces de comprimare (transformare adiabatică);

• c-y → arderea combustibilului (transformare izocoră);

• c-y’ → arderea combustibilului (transformare izobară); pentru motoarele dual-fuel punctul ”y” este punctul de începere a injecției de combustibil lichid.

• yb / y’b → destinderea gazelor (transformare adiabată);

• b-a → evacuarea gazelor de ardere (transformare izocoră).

În cazul ciclului real apare suplimentar faptul că, după fiecare ciclu, agentul termic va fi evacuat din motor, fiind înlocuit de un nou amestec aer-combustibil sau aer (închiderea ciclului se face practic prin atmosferă, prin preluarea aceluiași combustibil și aceluiași volum la fiecare ciclu).

Figura 1.8 Diagramele entropice de stare p-V și T-s pentru arderea mixtă

Ipotezele referitoare la fluidul motor pentru ciclul teoretic:

• este un agent perfect;

• are compoziția invariabilă.

Principalele mărimi care apar in cazul ciclului teoretic sunt următoarele:

• raportul de comprimare

(1.3)

unde s-a notat cu:

Va – volumul maxim ocupat de fluidul motor(la sfârșitul fazei de aspirație);

Vc – volumul minim ocupat de fluidul motor (la sfârșitul fazei de compresie).

• raportul de creștere a presiunii (pentru procesul izocor de ardere);

(1.4)

unde:

py – presiunea în punctul y ;

pc – presiunea în punctul c.

• raportul de destindere prealabilă;

(1.5)

unde:

Vy’ – volumul ocupat de fluidul motor in punctul y’;

Vc – volumul ocupat de fluidul motor în punctul c.

Pentru toate cazurile se va considera exponentul adiabatic egal cu 1,4 (cel al aerului, considerat gaz perfect).

Cantitatea de căldura primită de ciclu este dată de o ecuație de forma:

; (1.6)

unde:

m – masa fluidului motor;

cx – căldura specifică medie;

Tc – temperatură medie de evacuare;

Ti – temperatură medie de intrare;

x – parametru ce rămâne constant in timpul arderii.

Pentru procesele izocore de ardere:

; (1.7)

Pentru procesul izobar de ardere:

; (1.8)

Pentru procesul mixt de ardere:

; (1.9)

Expresiile căldurilor evacuate din ciclu vor fi date de următoarele ecuații:

Pentru procesul de ardere izocor:

; (1.10)

Pentru procesul izobar de ardere:

; (1.11)

Pentru transferul mixt de transfer de căldură:

; (1.12)

Randamentul termic este:

(1.13)

Pentru ciclul cu introducere izobară a căldurii randamentul este:

(1.14)

Pentru ciclul cu introducere izobară a căldurii randamentul este:

(1.15)

Pentru ciclul cu introducere mixtă a căldurii randamentul este:

(1.16)

In cazul ciclurilor termodinamice randamentul nu depinde de agentul termic introdus si nici de excesul de aer.

Temperatura medie superioară se definește ca temperatura medie de proces de introducere de energie din ciclu.

; (1.17)

unde: ΔS – variația de entropie în timpul procesului de transfer de căldură la sursa caldă.

(1.18)

unde:

ηex – randament exergetic;

T0 – temperatura mediului ambiant.

Pentru ciclul cu introducere izocoră a căldurii este:

(1.19)

(1.20)

Pentru ciclul cu introducere izobară a căldurii este:

(1.21)

(1.22)

Pentru ciclul cu introducere mixtă a căldurii este:

(1.23)

(1.24)

Se definește randamentul corectat al ciclului motorului termic:

(1.25)

unde:

Pr – puterea obținută intr-un ciclu real;

ηr = ηt*ηc;

ηc – raportul dintre randamentul ciclului teoretic si al celui real.

Randamentul mecanic al motorului:

(1.26)

(1.27)

unde:

Pe – puterea la bornele generatorului acționat de motorul termic.

Randamentul global al grupului motor termic-generator electric va fi:

(1.28)

1.11. Indicatori tehnici caracteristici soluției de cogenerare cu motoare termice.

Randamentul termic total:

(1.29)

unde:

Pe – puterea electrică;

Qt – cantitatea de căldură livrată consumatorilor;

Qcb – cantitatea de căldură introdusă de combustibil;

Qapa – cantitatea de căldură recuperată din apa de răcire;

Qg – cantitatea de căldură recuperată din gazele de ardere.

Randamentul încălzirii:

(1.30)

În cazul folosirii unui cazan de vârf randamentul total devine:

(1.31)

unde:

QCET – cantitatea totală de căldură livrată de centrală;

QCAF – cantitatea totală de căldură livrată de CAF;

QcbCAF – cantitatea de căldură introdusă ca energie cu combustibilul în CAF.

La motoarele termice apare o recuperare parțială a căldurii din gazele de ardere:

; (1.32)

unde:

Tev – temperatura gazelor de ardere la evacuarea din motor;

T – temperatura gazelor de ardere la ieșirea din recuperator.

; (1.33)

Dacă cg = constant, atunci:

(1.34)

unde:

x – grad de recuperare a căldurii din gazele de ardere.

Din analiza relațiilor (a randamentului încălzirii, a celui electric și a cogenerării) se va observa că în urma motoarelor termice vor rezulta următoarele observații:

• randamentul termic total va crește pe măsură ce crește randmentul producerii energiei electrice de către motorul termic și va apare o mai mare recuperare a căldurii provenite din răcire si gaze de ardere;

• mărimea gradului de recuperare va duce la o creștere parțială a cantității de căldură posibilă de a fi livrată consumatorilor, pentru că o altă cotă de căldură se va obține din răciri tehnologice.

CAPITOLUL II

SITUATIA ACTUALA A SOCIETATII

2.1. Descrierea Societǎții

S.C. OTELINOX S.A. Târgoviste este situatǎ in partea de sud-vest a municipiului Târgoviste, la o altitudine de 200 m, ocupând o suprafata de cca. 25 ha împrejmuita cu gard de beton si plasa.

SC OTELINOX SA Târgoviste a fost infiintata in anul 1974 prin colaborarea între BIRD si Banca Centrala de Investitii din Romania privind asigurarea fondurilor necesare achizitionarii tehnologiilor si utilajelor de la firmele japoneze Nissihn Steel Ltd. si Daido Steel. Primele produse au fost realizate in anul 1979, iar în anul 1981 societatea producea deja 60.000 t tabla/an și 100.000 t profile/an.

În februarie 1991, societataea s-a reorganizat conform noii legislatii, in societate comerciala cu capital de stat sub denumirea de Otelinox SA si a functionat astfel pânǎ în anul 1997. În 1997 societatea a fost privatizata prin cumpararea pachetului majoritar de actiuni (51%) de catre SAMSUNG Germania si a fost imatriculata cu denumirea de SC OTELINOX SA Targoviste.

Capitalul social al societatii este de cca. 26.700 mii lei. Actiunile SC OTELINOX SA Targoviste sunt tranzactionate la Bursa Românǎ de Mǎrfuri.

Din anul 1998 a început programul de restructurare si de crestere a productiei. Actualmente se produce toata gama de produse din nomenclatorul de produse al societatii.

Obiectul principal de activitate al societatii este compus din:

– fabricarea si comercializarea laminatelor finite pline, in colaci si bare din oteluri speciale ;

– fabricarea si comercializarea produselor din tabla si benzi din oteluri inoxidabile laminate la rece;

– elaborarea si comercializarea de studii de cercetare si proiectare a tehnologiilor de laminare la rece si la cald, de tratament termic al laminatelor ;

– acordarea de consultanta in domeniul cercetarii si proiectarii tehnologiilor de laminare la rece si la cald.

SC Otelinox SA produce laminate finite pline sub forma de colaci sau bare si tabla sau benzi din oteluri speciale sau inoxidabile :

-tablǎ inox de 2.5 – 6 mm ;

-sârmǎ 4 – 10 ;

-sârmǎ fier beton ;

-plasǎ de sarma ;

Dinamica evolutiei productiei fizice, exprimata in tone de produse este prezentata in figura 2.1. În acest grafic sunt arǎtate comparativ valorile totale lunare pentru anul 2003 si primele luni din 2004. Se poate observa ca in 2004 exista o crestere medie a productiei fizice de aproximativ 35% fata de aceeasi perioada din 2003.

Pe piata romaneasca SC OTELINOX SA Targoviste vinde 5% din productia realizata, iar 95% se exportǎ in tari din Europa de Vest si Statel Unite. Societatea are liniile tehnologie modernizate cu echipamente produse de Hitachi, Mitsubushi, Nisshin Steel, Daido Steel din Japonia si Moeller Newmann din Germania.

Cifra de afaceri pe primele patru luni si jumatate din anul 2004 a fost de cca. 876.552.000 lei, inregistrandu-se cu un profit net de 4.438.000 lei.

Figura 2.1. Dinamica evoluiei productiei fizice [tone/lunǎ]

2.2. Situația energetica a societǎții

Conducerea Sectiei Mecano-Energetice si de Investitii a Combinatului este preocuopata in permanenta de analizarea si inlaturarea cauzelor mecanice sau electrice care conduc la oprirea accidentala a liniilor de productie. Observarea atenta si interventia prompta pentru înlaturarea acestor defectiuni au condus la o reducere evidenta a timpilor opririlor accidentale, asa cum este prezentat si in figura 2.2.

Figura 2.2. Evoluția timpilor de opriri accidentale a liniilor de producție

Pana in anul 1997 societatea era intr-un ciclu integrat privind producerea otelurilor speciale si a produselor laminate din oteluri speciale, plecand de la turnarea otelului la COS Targoviste si terminand cu produsul finit, tabla, sarma sau profile realizare la OTELINOX. Dupa realizarea privatizarii societatea si-a construit o centrala termica proprie, dotata cu trei cazane de abur saturat la 7 bar si un debit nominal de 4 t/h fiecare. Cazanele sunt ignitubulare de fabricatie daneza tip DANSTOKER si functioneaza pe combustibil gazos natural.

Consumul de energie electrica si termica este cvasi-constant pe perioadele de functionare a laminoarelor de tabla sau sarma.

În perioadele cu comenzi relativ mari se lucreaza in 3 schimburi, 7 zile pe saptamana, iar consumurile in schimburile 2 si 3 sunt aproximativ egale cu cel din schimbul 1.

Fabrica dispune de 3 linii tehnologice de productie, denumite LAMINOARE si simbolizate in cadrul acestui proiect : SBTOI, LPMS, PRECIZIA.

Modul de realizare si repartizare a acestei productii pe cele 3 sectii de productie – laminoare (SBTOI, LPMS, PRECIZIA) este prezentat in figura 2.3.

Figura 2.3. Repartizarea producției pe cele trei linii tehnologice

Se observa ca cea mai mare parte a productiei este realizata de sectiile SBTOI si LPMS. Pentru realizarea productiei de laminate, S.C. OTELINOX S.A. foloseste in procesul tehnologic urmatoarele utilitati : energie electrica, gaz metan, abur, apa industriala și aer comprimat.

În ceea ce privește asigurarea utilitatilor S.C. OTELINOX S.A. cumpara energia electrica necesara, din SEN si isi produce agentul termic-aburul intr-o centrala termica proprie, dotata cu cazane de abur saturat.

Functionarea cazanelor centralei termice este intr-o dinamica continua in strânsǎ legatura cu cererea de abur pentru nevoi tehnologice, de incalzire si de producere a apei calde menajere, precum si pentru satisfacerea consumurilor proprii (preîncalzire si degazare). Pentru anul 2003 si primele 5 luni din 2004 timpii de functionare ai celor trei cazane existente sunt prezentati in figura 2.4.

Figura 2.4. Repartizarea orelor de funcționare pe cele trei cazane din CT

Se poate observa ca un cazan functioneaza practic fara intrerupere 8700 ore pe an, celelalte doua fiind folosite in functie de cererea de abur.

Din experienta exploatarii de zi cu zi, conform discutiilor avute cu personalul de exploatare, pe timpul sezonului rece, centrala termica este folosita la capacitate maxima, fapt ce conduce la ideea suplimentarii capacitatii de producere a aburului.

In aceste conditii, dar mai ales pentru a reduce valoarea actuala a facturii de energie electrica, introducerea in sectorul de producere a utilitatilor a unei capacitati care sa produca abur si energie electrica in sistem cogenerativ se prezinta ca o solutie deosebit de atragatoare.

In cadrul acestui proiect se propune ca solutie de retehnologizare transformarea SC OTELINOX SA Targoviste in autoproducator si de electricitate, prin implementarea unui proiect de cogenerare cu turbine cu gaze sau cu motor cu piston, care sa acopere partial consumurile de energie electrica si posibil in totalitate consumurile de energie termica sub forma de abur.

Informațiile și datele referitoare la situatia actuala, si care stau la baza acestei analize au fost puse la dispozitie de serviciul energetic al societații.

2.2.1. Situatia actuala privind producerea energiei termice

Sistemul de alimentare cu energie termica sub forma de abur tehnologic a instalatiilor societatii (in special sectia de decapare a laminatelor) a fost deservit initial cu abur produs de centrala termica a Combinatului de Oteluri Speciale aflat in vecinatate.

Odata cu privatizarea societatii, s-a construit o nouǎ centralǎ termicǎ proprie, pentru a putea avea un control direct si pentru a eficientiza producerea si consumul aburului.

Au fost instalate deci 3 cazane de abur saturat, identice, tip DANSTOKER, care pot asigura un debit total maxim de 12 t/h.

Parametrii principali ai acestui tip de cazan sunt:

-presiune abur saturat : 7 bar;

-debit de abur max. 4 t/h;

-consum de combustibil max. : 315 Nmc/h;

-randament termic de catalog: 92% Pci;

-combustibil gazele naturale cu Pci 8048 kcal/mcS;

-presiunea gazelor naturale la arzator min.2000 mmH2O.

Schema tehnologicǎ actualǎ a producerii, si utilizarii energiei termice sub forma de abur la S.C OTELINOX S.A. Targoviste este prezentata in figura 2.5.

Consumurile de energie termica se datoreaza exclusiv pe folosirea energiei termice a aburului ca agent primar; cu care se realizeazǎ:

– încalzirea uleiului folosit in procesul tehnologic si a birourilor la LPMS,

– spǎlarea benzilor, tablelor la SBTOI si PRECIZIA,

– prepararea apei calde menajere si a agentului termic folosit la incalzirea celorlalte spatii

– satisfacerea serviciilor interne ale centralei (preîncǎlzirea apei de alimentare într-un schimbǎtor cu amestec abur – apa de alimentare si la degazare termica)

Debitu de condens recuperat se poate face doar cu aproximatie, (neexistand inregistrari) gradul de recuperare atingând în medie iarna: 20 mc in 24 de ore, iar vara: 20 mc in 48 de ore.

Condensatul se recupereazǎ cu certitudine doar de la schimbatorul de caldura pentru încǎlzire si de la boilerele de preparare a apei calde menajere.

Pentru aprecierea consumurilor de energie termicǎ pentru anul 2003 si pentru primele luni din 2004, s-au utilizat datele furnizate de biroul mecano-energetic (facturi), care au stat la baza calculǎrii pretului de cost pentru producerea caldurii.

Puterea calorifica inferioara a combustibilului gazos a fost detreminata prin analize de laborator pentru punctul de prelevare Rǎzvad, si are valorile urmǎtoare:

– 8546,91 [kcal/m3N] (la 0oC);

– 8097,4 [kcal/m3S] (la 15oC).

Evoluțile orare ale consumului de energie termicǎ sunt prezentate sugestiv în figura 2.6.

Figura 2.6. Consumurile medii orare lunare de energie termicǎ

Variația momentanǎ a consumului de abur (caldura) nu au putut fi surprinsǎ din lipsa inregistrarilor asfel cǎ solutile analizate se bazeazǎ pe cantitatile globale lunare.

Parametrii notati in fisele de exploatare se refera strict la functionarea cazanelor (presiuni, temperaturi, timp de functionare).

Variatia consumurilor lunare ale apei de adaos pentru perioada anlizatǎ sunt prezentate in figura 2.7..

Figura 2.5. Schema termomecanicǎ de principiu a CT

Figura 2.7. Variatia medie lunara a consumului de caldurǎ

pentru preîncalzirea apei de adaos

Plecând de la cantitatile lunare de caldura aflate in evidentele Serviciului Energetic pot fi puse in evidenta in mod acoperitor consumurile medii orare proprii fiecarei luni și se poate trasa o curba clasata a nivelelor medii orare a consumurilor de caldurǎ (figura 2.8.).

Figura 2.8. Curba clasata a consumului de caldurǎ

2.2.2. Situatia actuala privind consumul de energie termicǎ

Alimentarea cu energie electrica a instalatiilor societatii (in special laminoarele, ventilatoarele, suflante, etc.) a fost initial realizatǎ din SEN prin Statia de 110 / 10 kV COS Targoviste pentru un consum de max. 5 MWe, dimensionata pentru productia societatii.

In prezent, energia electrica necesara instalatiilor societatii se preia tot de la statia electrica 110/10 kV a COS Targoviste, prin doi fideri subterani cu cate 4 cabluri de 185 mm2 si este folosita în societate la tensiuni diferite (10 kV, 6 kV, 0,7 kV si 0,4 kV) in functie de utilajele alimentate. Alimentarea la aceste tensiuni coborâte se face local, prin posturi de transformare de la 10 kV.

Amplasarea optima a unei capacitati de producere în cogenerare a energiei electrice, care sa nu conduca la modificari ale retelei electrice a societatii (toate transformatoarele fiind dimensionate pentru consumurile utilajelor deservite) trebuie sa fie facuta la tensiunea de 10 kV, in SM 1. În acest fel energia electrica debitata de Centrala de cogenerare ar putea fi directionata catre toti consumatorii din societate.

Pentru analiza cifrelor de consum de Energie Electrica s-a avut la dispozitie consumurile zilnice și inregistrarile la fiecare 15 minute, pentru primele 4 luni din anul 2004. Cantitatea totala de energie electrica consumatǎ in anul 2003 a fost de 40916 MWh. Aceasta cantitate totala de energie corespunde unui consum mediu orar de 4,67 MW.

Curba clasata a consumului de energie electrica, in valori medii orare, pentru anul 2003 este prezentata in figura 2.9.

Conform acestei curbe clasate se poate trage concluzia existentei unei puteri medii de 2,5 MW timp de 8600 ore/an.

Conform înregistrarilor consumului de energie electrica din 15 in 15 minute – in figura 2.10. – sunt evidentiate evolutiile la sfert de orǎ, precum si alurile valorilor minime, medii si maxime, trend-ul valorilor medii situandu-se in jurul valorii de 1,5 MW (valoare a consumului la 15 minute, corespunzatoare deci unei valori orare de 4 x 1,5 = 6 MW).

Figura 2.9. Curba clasata a consumului de energie electricǎ

Figura 2.10. Evolutia consumului de energie electricǎ activǎ

prin înregistrǎri la 15 min.

Figura 2.11. Curbele clasate ( valori orare) de energie electricǎ activǎ în perioada 20-27 aprilie 2004

În figura 2.11. sunt –prezentate curbele clasate orare ale consumurilor de energie electrica din perioada 20-27 aprilie 2004 pentru a pune in evidenta intervalele de timp zilnice care garanteaza consumurile min. si max. de energie electrica activǎ.

2.2.3. Concluzii și observații asupra situației consumurilor actuale

Din cele prezentate în paragrafeole anterioare se pot desprinde urmoarele concluzii:

Nivelele totale ale productiei–consumurilor de EE si ET pentru perioada analizatǎ sunt puse în evidențǎ în tabelul 2.1.

Tabel 2.1. Consumurile de energie electricǎ si termicǎ

pentru perioada analizatǎ

Conform celor mentionate anterior, in primele luni ale anului 2004 s-a inregistrat o crestere a productiei fizice in medie cu aproximativ 35%. Aceasta crestere a productiei atrage dupa sine si cresteri ale consumurilor de energii electrica si termica. Considerand lunile ian- mai 2003 si perioada ian-mai 2004, se pot calcula procentual cresterile lunare ale productiei si ale consumurilor de ET si EE, pentru lunile omologe. Aceste valori sunt prezentate in tabelul 2.2..

Tabelul 2.2. Evoluțiile procentuale comparative ale consumurilor de energie electrica si termicǎ

Reprezentarea grafica a datelor din tabelul 2.2 este datǎ in figura 2.12. Se observa faptul ca energia electrica urmareste mai bine variatia parametrilor de productie. Acest fapt se datoreaza, cel mai probabil, pe de o parte, procesului tehnologic de productie care este in principal consumator de EE si gaz metan, si pe de alta parte, lipsei sistemelor de masura adecvate, care sa puna in evidenta consumurile locale de abur (energie termica).

Figura 2.12. Reprezentarea grafica a evolutiei consumurilor

de energie electricǎ și termica

Capitolul III

Analiza solutiilor de cogenerare propuse

3.1. Consideratii generale

In acest capitol se analizeaza cateva variante de instalații de cogenerare ce utilizeaza motoare termice cu piston din rǎcirea carora se poate preancǎlzi apa de adaos a cazanelor prin aparate de schimb de caldura cu placi.

Pentru a evidentia sarcina termica necesara pentru aplicarea unor astfel de solutii,

s-au luat in considerare cantitatile lunare de apa de adaos si faptul ca preincalzirea acesteia se face in domeniul 15 – 85 oC. Cantitatile de caldura lunare necesare preincalzirii apei de adaos, ca valori medii orare, care servesc la dimensionarea sarcinii termice a motorului termic cu ardere interna sunt prezentate in figura 3.1.

Pentru anul 2004, s-a calculat pentru primele 5 luni, conform datelor existente, o crestere medie de cca. 9,47 %, care a fost alocata si restul lunilor anului.

Figura 3.1. Reprezentarea grafica a curbelor clasate privind necesarul de caldura pentru preincalzirea apei de adaos

Considerand acoperitoare aproximarile facute in capitolul II pentru determinarea consumurilor medii de energie termica valoatrea de calcul este de cca. 1,9 Gcal/h pentru 8000 ore/an si 2,5 Gcal/h pentru 700 ore/an

Pentru anul 2004, avand in vedere ca la calculul valorilor medii din 2003 nu s-au luat in considerare perioadele lunare de revizie (2-3 zile, ce ar conduce la majorarea valorilor medii cu aproximativ 10 %) si considerand o crestere procentuala de 10% a consumului de energie termica prin dezvoltarea liniilor de productie, atunci dimensionarea instalatiei de cogenerare trebuie sa asigure cca. 2,28 Gcal/h pentru 8000 ore/an si 3 Gcal/h pentru 700 ore/an.

In tabelul 3.1. se prezinta numarul de ore functionare a cazanelor de abur ce justifica necesarul de energie termica pentru preincalzirea apei de adaos pentru 8000 ore/an (pentru un cazan de abur, si deci un consum garantat de 2,64 Gcal/ora)

Tabel 3.1. Numarul de ore/an de functionare a cazanelor de abur

O alta conditie ce trebuie indeplinita de instalatia de cogenerare este ca sarcina termica sa poata fi acoperita intre 2,64 – 3 Gcal/h, astfel incat acesta sa functioneze si produce in cogenerare un numar cat mai mare de ore/an, fara a fi necesara pornirea unui cazan existent (se observa ca exceptand lunile iunie, iulie, cel mai adesea se mai porneste un cazan pentru anumite perioade de timp)

Referitor la consumul garantat de energie electrica, se poate aprecia ca datele avute la dispozitie sunt precis determinate si sunt suficiente pentru a dimensiona instalatia de cogenerare pentru un consum de 3 MWe pentru 8000 ore/an si cca. 4 MWe pentru 6700 ore/an

In concluzie, conform consideratiilor de mai sus, se contureaza pentru dimensionarea instalatiilor de cogenerare, urmatoarele valori ale puterilor in regim de baza:

3.1. Alegerea si analiza solutiilor propuse

Tema prezentului proiect incearca sa identifice solutia optima de retehnologizare a procesului de producere a energiei, prin inlocuirea echipamentului actual care functioneaza in baza cu un echipament de cogenerare care sa ofere si o cota de energie electrica in limita consumurilor orare ale societatii S.C. OTELINOX S.A. Targoviste.

Pentru alegerea instalatiilor de cogenerare care pot satisface cerintele specifice specificate in paragraful anterior, se poate folosi valoarea coeficientului de cogenerare HTP = putere termica / putere electrica [MWt / MWe].

Pentru cazul prezentului proiect, valorile HTP, in ipotezele acceptate mai sus, se inscriu in limitele : HTPmin.= 3 / 4 = 0,75 si HTPmax.=3 / 1 = 3.

Deci valorile raportului energie termica/energie electrica caracteristice sunt cuprinse in intervalul:

HTP = 0,75 – 3 [MWt / MWe]

Pe baza acestui criteriu, in tabelul 3.2 sunt prezentate limitele valorii raportului HTP ce pot fi realizate de catre diferite tipuri de instalatii de cogenerare echipate cu turbine sau motoare termice.

Din datele prezentate in acest tabel se pot lua in considerare cazurile instalatiilor de turbine cu gaze in cicluri combinate (CCTG), instalatii de turbine cu gaze clasice (TG) si motoare termice cu aprindere prin compresie (MAS) sau prin scinteie (MAS).

De la inceput insa, valaorea limitata a investitiei impune excluderea cazului CCTG (cicluri combinate cu turbine cu gaze). Dintre cele doua posibilitati ramase referitoare la folosirea motoarelor cu piston, se va pastra varianta MAS pe gaz natural datorita existentei usor de utilizat sistemului de alimentare cu combustibil gazos deja existenta in societate.

Varianta MAC impune construirea unui depozit de stocare/alimentare cu combustibil lichid, ce nu este agreata de beneficiar din motive de crestere a investitiei precum si datorita amenajarilor suplimentare necesare protectiei mediului ambiant.

Tabelul 3.2. Valorile raportului indicelui de cogenerare

pentru diferite instalatii

Legenda : TAC – turbine cu abur cu condensatie si prize, TACP – turbine cu abur cu contrapresiune, CCTG – cicluri combinate cu turbine cu gaze, TG – turbine cu gaze, MAC – motoare cu aprindere prin comprimare (Diessel), MAS – motoare cu aprindere prin scanteie (Otto-Joule).

Deci variantele ce vor fi studiate in prezentul proiect se vor baza pe utilizarea Turbinelor cu Gaze – TM si a Motoarelor cu Piston – MP tip MAS, functionand pe baza de combustibil gazos.

Deoarece puterea electrica este preponderenta in consumurile orare, a condus la ideea ca puterea electrica instalata a sursei de energie a unitatii de cogenerarte propuse sa nu coboare sub valoarea 1 MWe.

Principiile de baza ce caracterizeaza solutiile ce vor fi analizate in continuare sunt :

utilizarea cogenerarii pentru producerea de energie termica si electrica care sa acopere o parte din consumul societatii (cu durata cea mai mare de acoperire in timp);

utilizarea cogenerarii pentru producerea energiei termice si electrice chiar la nivelul actual al productiei de laminate la costuri mai mici decat cele realizate in prezent;

echipamentele utilizate pentru producerea de energie electrica sunt turbomotoare cu gaze sau motoare cu piston;

cantitatea de apa de adaos suplimentara poate fi asigurata cantitativ cu mijloacele existente, dar impune suplimentarea capacitatilor existente de tratare a apei;

cazanele recuperatoare in oricare din variante produc abur saturat la 7 bar care poate fi folosit direct in procesul tehnologic sau poate fi folosit pentru obtinerea apei calde pentru incalzire/utilizare menajera ;

energia electrica produsa de generatoare sa fie realizata la tensiunea de 10.5 kV, frecventa de 50 Hz si cosφ = 0.8, compatibila cu sistemul actual de alimentare din SEN;

durata de timp, acoperita de un consum simultan si semnificativ de energie termica si electrica, pe care se face analiza este dictata de curba clasata a consumurilor de energie termica;

cantitatea de gaze naturale necesara functionarii oricarei variante de echipare a centralei cogenerative este acoperita de cota de gaz de care dispune societatea;

nu sunt necesare modificari in statia electrica de 110/10 kV pentru conectarea turbogeneratoarelor la SEN;

Fata de cele prezentate mai sus s-au analizat 7 variante de echipamente de cogenerare, atat motoare cu piston cat si turbomotoare.

Variantele bazate pe Turbomotoare cu gaze acopera plaja de putere instalata de 1 MWe, 1,8 MWe si 3,8 MWe.

Dintre variantele motoarelor cu piston cu apindere prin scanteie s-a ales varianta ce ofera o putere electrica la borne de 1,160 MWe.

Simbolizarea variantelor de instalatii de cogenerare este urmatoarea:

1 TM 1,0 FPC (Turbina Turbomeca fara post combustie)

1 TM 1,0 PC (Turbina Turbomeca cu post combustie)

2 TM 1,0 FPC

1 TM 3,8 FPC

1 TM 1,8 FPC

1MP 1,16

2MP 1,16

3.2. Prezentarea variantelor propuse

O unitate de turbina cu gaze de 1,0 MWe FPC

Aceasta varianta propune instalarea unui turbomotor cu gaze din clasa 1 MWe. Turbomotorul deserveste un cazan recuperator fara instalatie de postardere care produce 1,88 Gcal/h sub forma de abur saturat la 7 bar (0,66 Gcal/tona) numai din recuperarea caldurii din gazele arse evacuate din turbomotor. Consumul de gaz al instalatiei cogenerative (turbomotorului) este 400 Nmc/h.

Centrala mai cuprinde instalatii auxiliare proprii cazanului (statie de tratare, statie de pompe, degazor, instalatie de postardere), instalatii auxiliare proprii turbomotorului (statie de ridicare a presiunii gazelor de combustie), instalatie centralizata de comanda si control a procesului.

Puterea termica instalata de 1,88 Gcal/h, poate fi variata prin doua metode:

-reglaj cantitativ: folosirea tubulaturii de by-pass a gazelor evacuate de turbomotor;

-reglaj calitativ, prin modificarea temperatura gazelor evacuate, datorita modificarii puterii electrice.

Modul de integrare a variantei in schema tehnologica actuala a societatii este prezentata in figura 3.2.

Modul de acoperire al curbelor clasate de EE si ET utilizat in analizele economice este :

Figura 3.2. Schema termica de principiu a variantei cu o turbina cu gaze tip Turbomeca de 1 MWe FPC

O unitate de turbina cu gaze de 1,0 MWe cu PC

Aceasta varianta propune instalarea unui turbomotor cu gaze din clasa 1 MWe. Turbomotorul deserveste un cazan recuperator dotat cu instalatie de postardere care care pe ansamblu poate produce intre 1,88 – 3 Gcal/h sub forma de abur saturat la 7 bar cu recuperarea caldurii din gazele arse evacuate din turbomotor si din utilizarea postcombustiei. Consumul de gaz al instalatiei cogenerative (turbomotorului + instalatiei de postardere) este cuprins intre 400 si 545 Nmc/h.

Centrala mai cuprinde ca si in cazul anterior instalatii auxiliare proprii cazanului (statie de tratare, statie de pompe, degazor), instalatie de postardere, instalatii auxiliare proprii turbomotorului (statie de ridicare a presiunii gazelor de combustie), instalatie centralizata de comanda si control a procesului.

Puterea termica instalata de 3 Gcal/h, poate fi variata prin doua metode:

-reglaj cantitativ: folosirea tubulaturii de by-pass a gazelor evacuate de turbomotor

-reglaj calitativ, prin temperatura gazelor evacuate, datorita modificarii puterii electrice si /sau a instalatiei de postardere.

Modul de integrare a variantei in schema tehnologica actuala a societatii este prezentata in figura 3.3.

Modul de acoperire al curbelor clasate de EE si ET utilizat in analizele economice este :

Figura 3.3. Schema termica de principiu a variantei cu o turbina cu gaze tip Turbomeca de 1 MWe cu PC

Doua unitati de turbina cu gaze de 1,0 MWe FPC

Aceasta varianta propune instalarea a doua turbomotoare cu gaze din clasa 1 MWe. Cele doua turbomotoare deservesc un cazan recuperator fara instalatie de postardere care pe ansamblu poate produce pana la 3,76 Gcal/h sub forma de abur saturat la 7 bar din recuperarea caldurii din gazele arse evacuate din turbomotoare. Consumul de gaz al instalatiei cogenerative ( cele 2 turbomotoare ) este 2 x 400 = 800 Nmc/h.

Centrala cogenerativa mai cuprinde instalatii auxiliare proprii cazanului (statie de tratare, statie de pompe, degazor), instalatii auxiliare proprii turbomotoarelor (statie de ridicare a presiunii gazelor de combustie), instalatie centralizata de comanda si control a procesului.

Puterea termica instalata de 3,76 Gcal/h, poate fi modificata prin doua metode:

-reglaj cantitativ: folosirea tubulaturii de by-pass a gazelor evacuate de turbomotor

-reglaj calitativ, prin temperatura gazelor evacuate, datorita modificarii puterii electrice avand la dispozitie de data aceasta, doua turbomotoare care pot debita energie electrica in mod independent.

Modul de integrare a variantei in schema tehnologica actuala a societatii este prezentata in figura 3.4

Modul de acoperire al curbelor clasate de EE si ET utilizat in analizele economice este:

Figura 3.4. Schema termica de principiu a variantei cu doua turbine cu gaze tip Turbomeca de 1 MWe FPC

O unitate de turbina cu gaze de 3,8 MWe FPC

Aceasta varianta propune instalarea unui turbomotor cu gaze din clasa 4 MWe. Turbomotorul deserveste un cazan recuperator fara instalatie de postardere care produce 4,24 Gcal/h sub forma de abur saturat la 7 bar numai din recuperarea caldurii din gazele arse evacuate din turbomotor. Consumul de gaz al instalatiei cogenerative este de 1342 Nmc/h.

Centrala cogenerativa mai cuprinde instalatii auxiliare proprii cazanului (statie de tratare, statie de pompe, degazor, instalatie de postardere), instalatii auxiliare proprii turbomotorului (statie de ridicare a presiunii gazelor de combustie), instalatie centralizata de comanda si control a procesului.

Puterea termica instalata de 4,24 Gcal/h, poate fi modificata la nevoie prin doua metode:

-reglaj cantitativ: folosirea tubulaturii de by-pass a gazelor evacuate de turbomotor

-reglaj calitativ, prin temperatura gazelor evacuate, datorita modificarii puterii electrice data de turbogenerator.

Modul de integrare a variantei in schema tehnologica actuala a fabricii este prezentata in figura 3.5.

Modul de acoperire al curbelor clasate de EE si ET utilizat in analizele economice este urmatorul:

Figura 3.5. Schema termica de principiu a variantei cu o turbina cu gaze tip Turbomeca de 3,8 MWe FPC

O unitate de turbina cu gaze de 1,8 MWe FPC

Aceasta varianta propune instalarea unui turbomotor cu gaze din clasa 2 MWe. Turbomotorul deserveste un cazan recuperator fara instalatie de postardere care produce 2,88 Gcal/h sub forma de abur saturat la 7 bar) numai din recuperarea caldurii din gazele arse evacuate din turbomotor. Consumul de gaz al instalatiei cogenerative (turbomotorului) este 654 Nmc/h.

Centrala cogenerativa mai cuprinde instalatii auxiliare proprii cazanului (statie de tratare, statie de pompe, degazor, instalatie de postardere), instalatii auxiliare proprii turbomotorului (statie de ridicare a presiunii gazelor de combustie), instalatie centralizata de comanda si control a procesului.

Puterea termica instalata de 2,88 Gcal/h, poate fi prin doua metode:

-reglaj cantitativ: folosirea tubulaturii de by-pass a gazelor evacuate de turbomotor

-reglaj calitativ, prin temperatura gazelor evacuate, datorita modificarii puterii electrice data de turbogenerator.

Modul de integrare a variantei in schema tehnologica actuala a societatii este prezentata in figura 3.6.

Modul de acoperire al curbelor clasate de EE si ET utilizat in analizele economice este:

Figura 3.6. Schema termica de principiu a variantei cu o turbina cu gaze tip Turbomeca de 1,8 MWe FPC

O unitate cu motor termic MAS de 1,16 MWe

Aceasta varianta propune instalarea unui motor termic cu piston tip MAS de 1160 kWe, care are un disponibil termic total de 1,128 Gcal/h si care in cazul aplicatiei de fata, pentru a fi cat mai bine exploatat, produce 0,555 Gcal/h din apa de racire ce se va folosi la preancalzirea apei de adaos (de la cca.14 oC la 84 oC) si 0,573 Gcal/h din gazele de ardere, sub forma de abur saturat la 7 bar. Preancalzirea apei de adaos se face folosind circuitele de racire ale uleiului,ale cilindrilor motorului si turbochargerului (turboalimentare). Consumul de gaz al instalatiei cogenerative este 297 Nmc/h.

Capacitatile instalate ale centralei cogenerative sunt :

-putere electrica la borne: 1,160 MWe

-putere termica totala : 1,128 Gcal/h, din care:

0,555 Gcal/h – sub forma de apa calda,

0,573 Gcal/h – sub forma de abur

Centrala de cogenerare mai cuprinde instalatii auxiliare proprii micro – cazanului de producere a aburului, (statie de tratare, statie de pompe, degazor – in cazul in care instalatiile existente nu permit suplimentari de capacitate), schimbatoarele de caldura proprii motorului, instalatie centralizata de comanda si control a procesului, transformatoare ridicatoare de tensiune..

Motorul cu piston va functiona intotdeauna in pararlel cu un cazan de abur existent in functiune.

Puterea termica instalata de 1,128 Gcal/h, poate fi modificata la nevoie prin:

-reglaj cantitativ: folosirea tubulaturii de by-pass a gazelor evacuate de motor

-reglaj calitativ, prin temperatura gazelor evacuate, datorita modificarii puterii electrice data de motogenerator.

-folosirea echipamentelor proprii de racire ale motorului care regleaza in permanenta temperatura lichidului de racire.

Modul de integrare a variantei in schema tehnologica actuala a societatii este prezentata in figura 3.7.

Modul de acoperire al curbelor clasate de EE si ET utilizat in analizele economice este:

Figura 3.7. Schema termica de principiu a variantei cu un motor termic pe gaz de 1,16 MWe

Doua unitati cu motoare termice MAS de 1,16 MWe

Aceasta varianta propune instalarea a doua motoare termice cu piston tip MAS de 1160 kWe. Un motor cu piston are un disponibil termic total de 1,128 Gcal/h si care in cazul aplicatiei de fata, pentru a fi cat mai bine exploatat, produce 0,555 Gcal/h ce vor fi folosite la preancalzirea apei de adaos (de la 14, la 84oC) si 0,573 Gcal/h sub forma de abur saturat la 7 bar (0,66 Gcal/tona). Preancalzirea apei de adaos se face folosind circuitele de racire ale: uleiului, cilindrilor motorului si tubosuflantei, iar obtinerea aburului se face folosind caldura din gazele de evacuare din motoare. Consumul total de gaz al instalatiei cogenerative este 2 x 297 = 594 Nmc/h.

Capacitatile instalate ale centralei de cogenerare sunt :

-putere electrica : 2,32 MWe

-putere termica totala : 2,256 Gcal/h, din care:

1,11 Gcal/h – sub forma de apa calda,

1,146 Gcal/h – sub forma de abur

Centrala mai cuprinde instalatii auxiliare proprii cazanului de producere a aburului, cumun celor doua motoare, (statie de tratare, statie de pompe, degazor – in cazul in care instalatiile existente nu permit suplimentari de capacitate), schimbatoarele de caldura proprii motoarelor, instalatie centralizata de comanda si control a procesului, transformatoare ridicatoare de tensiune.

Motoarele cu piston vor functiona intotdeauna in paralel cu un cazan de abur existent in functiune.

Puterea termica totala instalata de 2 x 1,128 = 2,256 Gcal/h, poate fi modificata prin:

-reglaj cantitativ: folosirea tubulaturii de by-pass a gazelor evacuate de motor;

-reglaj calitativ, prin temperature gazelor evacuate, datorita modificarii puterii electrice data de motogenerator;

-folosirea echipamentelor proprii de racire ale motorului care regleaza in permanenta temperatura lichidului de racire.

Modul de integrare a variantei in schema tehnologica actuala a fabricii este prezentata in figura 3.8.

Modul de acoperire al curbelor clasate de EE si ET utilizat in analizele economice este:

Figura 3.8. Schema termica de principiu a variantei cu doua motoare termice pe gaz de 1,16 MWe

Capitolul IV

Analiza Tehnico- economica solutiilor

de cogenerare propuse

4.1. Criterii utilizate pentru evaluarea eficienței economice a investiției

Analiza economică presupune calculul indicatorilor financiari ai proiectului. Pentru aceasta s-a folosit metoda fluxului financiar actualizat, în conformitate cu standardele acceptate pe plan internațional. Pentru calculul indicatorilor de performanță, fluxul financiar actualizat include și valoarea investiției.

Criteriile (metodele) de evaluare a performanțelor proiectului sunt:

Venitul net actualizat (VNA);

Rata internă de rentabilitate (RIR);

Durata actualizată de recuperare a investitiei (Ta).

Venitul net actualizat (VNA) se calculează pe baza fluxului financiar anual (At), care ia în considerare cheltuielile de investiții, cheltuielile de funcționare și veniturile. Fluxurile anuale viitoare, generate de investiție, sunt actualizate la momentul de punere în funcțiune (PIF) a noilor instalații. Viabilitatea proiectului este stabilită în cazul în care VNA, calculat pe întreaga perioadă de analiză (t), este pozitiv pentru o rată de actualizare (a) considerată. Relația pentru estimarea VNA este:

(4.1.)

Prin raportarea VNA realizat în cadrul proiectului la investiția actualizată se obține „Rata VNA”, exprimată în EuroVNA/Euroinvestiție. Acest indicator de eficiență, derivat din regula celor „3 e”, permite atât aprecierea proiectului în sine (pentru care este recomandabil ca RVNA>1), cât și compararea mai multor variante tehnice și economice (RVNA maxim) ce presupun cheltuieli de investiție sensibil diferite.

(4.2.)

Rata internă de rentabilitate (RIR) se bazează, de asemenea, pe fluxul de numerar actualizat și reprezintă acea rată de ”actualizare” pentru care VNA devine zero.

Acesta este un indicator asupra ratei maxime a dobânzii la care se pot efectua împrumuturi pentru a finanța investiția de capital. Relația de calcul pentru determinarea RIR este:

(4.3.)

Proiectul se acceptă în cazul în care RIR > a.

Durata de recuperare actualizată (Ta) este un concept superior VNA, mai ales pentru companii ce derulează afaceri de anvergură. Metoda actualizează veniturile nete, înregistrate an de an, determinând perioada de recuperare a capitalului investit. Este un criteriu clar pentru acceptarea proiectelor.

Criteriul de acceptabilitate este ca perioada de recuperare să fie inferioară duratei normate de utilizare. Această perioadă corespunde momentului în care venitul net actualizat cumulat devine zero:

(4.4.)

Veniturile care se pot obține prin funcționarea grupului de cogenerare, reprezintă de fapt economiile realizate prin evitarea cumpărării din SEN a cantității de energie electrică produse în cogenerare și a cantității de gaze naturale necesare pentru a produce căldura recuperată de la motor. Cheltuielile cu utilitățile și cu întreținerea și reparațiile sunt repartizate anual, în mod uniform.

4.2. Rezultatele calculelor tehnico economice

Caracteristicile tehnico economice ale variantelor de instalatii de cogenerare propuse sunt prezentate in tabelul 4.1.

Costul mentenantei considerat are in vedere incheierea a unui contract de “Service-post garantie”, cu producatorul de echipamante, platit la ora de functionare, salarii, completare (schimburi), fluide de lucru, alte lucrari de intretinere regulamentare pentru acest gen de echipamente.

Pentru puterea termica instalata s-a inscris capacitatea termica maxima pe care o poate oferi ansamblul instalatiei motoare (TM sau MP) – cazan recuperator.

Pentru puterea termica utilizata, s-a inscris capacitatea termica maxima folosita de schema de exploatare a variantei in discutie;

Productiile de energie termica sub forma de abur si/sau apa calda se refera la acele cantitati care se produc efectiv conform situatiilor de exploatare descrise in cap. 3.

Calculele tehnico economice au fost efectuate in programe Excel, un exemplu de echipare cu motor termic este prezentat in tabelul centralizator 4.2.

Tabelul 4.1. Principalele caracteristici ale instalatiilor de cogenerare analizate, privind calculele tehnico economice

Tabel 4.2. Calculelel tehnico economice privind echiparea

cu motor termic de 1,16 MWe

Rezultatele calculelor tehnico economice pentru toate cvariantele analizate sunt prezentate in tabelul 4.3.

Tabelul 4.3. Rezultatele calculelor tehnico-economice ale variantelor analizate

4.3. Analiza principalilor indicatori tehnico-economici

Valoarea totala estimata a investitiei (exclusiv TVA)

Conform aprecierilor din tabelul 4.3. valorile totale ale investitiei se situeaza intre 1.100.000 Euro (Var. 6) si 3.550.000 Euro (Var. 4) pentru variantele cu un echipament de cogenerare si intre 2.000.000 Euro (Var.7) – 2.400.000 Euro (Var.3) pentru 2 echipamente de cogenerare.

Valorile de C+M se situeaza intre 275.000 Euro si 875.000 Euro, iar valoarea utilajelor cu montaj intre 825.000 Euro si 2.662.500 Euro.

Tinand cont de puterile electrice instalate, valorile Investitiei Specifice inregistreaza valori cuprinse intre 926 Euro/kWe (var.4) – 1368 Euro/kWe (var.2) pentru echipamentele dotate cu TM si 833 – 917 Euro/kWe pentru cele dotate cu MP, valori uzuale pentru aceasta gama de puteri electrice instalate.

Sintetic, estimarile referitoare la valorile investitiilor propuse sunt prezentate in tabelul 4.4.

Tabel 4.4. Valorile investitiilor pentru variantele analizate

4.5. Indicatori economici ai variantelor

In tabelul 4.3. se prezinta o centralizare a parametrilor economici calculati pentru cele 7 variante de unitati de cogenerare pe baza valorilor estimate ale investitiei si pe baza caracteristicilor de functionare anuale proprii fiecarei variante.

Aprecierile asupra costurilor de producere a energiilor EE si ET s-au facut luand in considerare costurile combustibilului si cel al mentenentei unitatilor de cogenerare.

S-a considerat astfel ca pretul de cumparare al combustibilului gaze naturale de 100 Euro/1000 Nmc, pretul mentenantei fiind caracteristic fiecarei variante.

Pentru calculul veniturilor anuale rezultate din vanzarea cantitatilor de EE si ET produse, si pentru a putea aprecia si compara indicatorii economici TRB, TRA, VNA, RIR, s-au considerat:

– rata de actualizare in valoare de 12 % pentru toate cazurile analizate;

– 3 scenarii posibile referitoare la preturile de vanzare ale energiilor catre beneficiar. (55 / 19, 50 / 19 si 45 / 19 Euro/MWe / Euro/Gcal)

– pretul gazului metan s-a considerat 100 Euro/1000Nmc

Toate scenariile au urmarit in principal asigurarea unui TRB minim pentru investitor, si in acelasi timp, preturile energiilor oferite spre vanzare beneficiarului sa fie atractive pentru acesta din urma.

Costurile de producere a energiilor au fost calculate impartind cheltuielile totale la total energie produsa (electric + termic).

-scenariul A: pret vanzare energie electrica 55 Euro/MWh si pret vanzare energie termica 19 Euro/Gcal;

-scenariul B: pret vanzare energie electrica 50 Euro/MWh si pret vanzare energie termica 19 Euro/Gcal;

-scenariul C: pret vanzare energie electrica 45 Euro/MWh si pret vanzare energie termica 19 Euro/Gcal;

Se poate aprecia ca durata de realizare a investitiei in oricare varianta de realizare a unei singure unitati de cogenerare, cu TG sau MT este de maxim 1 an.

Valoarea de investitie care variaza intre 1.100.000 Euro si 3.555.000 Euro poate fi finantata de catre investitor, din surse proprii si din surse atrase.

Capitolul V

Caracteristicile principale ale echipamentelor si lucrarilor de constructii montaj

5.1. Caracteristici principale constructive, utilaje, echipamente, lucrari

Obiectivul de investitie ce are ca obiect oricare din variantele enuntate anterior poate fi impartit pe obiecte de investitie, dupa cum urmeaza:

– „Grupul generator electric”

– „Tubulaturi de legatura, cosuri de by-pass si cosuri de evacuare gaze”

– „Cazane recuperatoare, instalatii conexe”

– „Statie de ridicare a presiunii combustibilului gazos”

– „Instalatie centralizata de automatizare, urmarire si control”

– „Instalatii, racorduri tehnologice de deservire: electrice, apa, aer, canalizare”

– „Fundatii, canale tehnologice, cladiri, drumuri”

– „Instalatii electrice si de evacuare a puterii in sistem”

In continuare se face odescriere pe scurt a fiecarei componente si a caracteristicilor tehnice principale.

a) „Grupul generator electric”

In cadrul oricarei variante de retehnologizare propuse in cadrul acestui studiu, grupul generator electric reprezinta sursa de producere a energiei electrice.

Schema de principiu a skidului grupului generator electric in cazul echiparii cu turbomotor cu gaze este prezentata in figura 5.1. Pentru cazul in care este vorba de un grup generator electric, cu motor cu piston, aranjamentul general al skidului este principial asemenatoare in ceea ce priveste componentele principale (motor, cuplaj, generator, instalatie de automatizare, sasiu comun, incinta fonoabsorbanta). Un aranjament tipic motoarelor cu piston este aratat in figura 5.2.

Figura 5.1. Schema de principiu a skidului turbogenerator cu TG

Caracteristicile tehnice principale ale grupului generator electric sunt prezentate in tabelul 5.1.;

Tabel 5.1. Caracteristici principale ale grupurilor generatoare

Grupul generator electric poate functiona atat in paralel cu Sistemul Energetic National (SEN) cat si insularizat.

Pentru cuplarea generatoarelor electrice ale motoarelor cu piston este nevoie de transformator ridicator de tensiune pana la 10,5 kV – tensiunea de alimentare a combinatului.

Asa cum se poate observa grupul generator electric este livrat sub forma unui skid in care se afla motorul (fie turbomotorul cu gaze, fie motorul cu piston) si generatorul electric impreuna cu instalatiile aferente de automatizare si supraveghere a functionarii ansamblului, precum si instalatiile electrice de inalta tensiune ce permit evacuarea puterii generatorului. Acest skid este dotat si cu instalatiile anexe de deservire a ansamblului grup generator electric: de filtrare a aerului aspirat de motor, de ventilatie a incintei, de prevenire si stingere a incendiilor, de monitorizare a vibratiilor, etc. Conceptia intregului ansamblu este facuta cu masuri speciale de insonorizare, astfel incat in timpul functionarii, nivelul maxim al zgomotului sa se situeze sub limitele maxime admise.

Figura 5.2. Schema de principiu a skidului turbogenerator cu motor termic

Amplasarea skidului continand grupul generator electric in cadrul centralei cogenerative se face pe o fundatie specifica masinilor electrice rotative, sau motoarelor cu piston. Masa totala a ansamblului grup generator electric este de aproximativ 20 tone.

Constructia grupului generator electric permite amplasarea si implicit functionarea acestuia atat in interiorul unei cladiri (amplasare „indoor”), cat si in aer liber (amplasare „outdoor”).

b) „Tubulaturi de legatura, cosuri de by-pass si cosuri de evacuare gaze”

In cazul turbomotoarelor cu gaze, tubulatura de legatura realizeaza directionarea gazelor arse, evacuate din grupul turbogenerator electric catre cazanul recuperator.

Pentru perioade scurte de functionare, in cazurile de avarie-interventie la cazanul recuperator, tubulatura de legatura asigura directionarea gazelor catre un cos de by-pass situat intre grupul turbogenerator su cazanul recuperator. Acest lucru se realizeaza cu ajutorul unor clapeti comandati electric sau pneumatic, din camera de comanda.

In acelasi timp, folosirea cosului de by-pass reprezinta un sistem de reglare cantitativa a incarcarii cazanului recuperator, si implicit de reglare a sarcinii termice a acestuia.

Parametrii de lucru la regim nominal ai tubulaturii de legatura si ai cosului de by-pass sunt (pentru un modul de cogenerare):

temperatura gazelor arse: max. 550 0C;

debitul de gaze arse: max. 15,45 kg/s;

viteza gazelor arse: max. 40 m/s;

Tubulatura de legatura multifunctionala include mecanisme de actionare electromecanice pentru comandarea de la distanta a clapetilor de distributie a gazelor arse.

Preluarea dilatarilor tubulaturii se face prin asigurarea unor puncte fixe si cu ajutorul mai multor compensatori de dilatare lenticulari.

Cosul de evacuare si cosul de by-pass au inaltimi cuprinse intre 20 – 30 m, cu mase cuprinse intre 6 – 8 tone, fiind ancorate in patru puncte, necesitand fiecare, o fundatie corespunzatoare.

Pentru cazul motorului cu piston acest obiect de investitie se refera la toate subansamblele ce fac legatura cu exteriorul pentru aerul aspirat de motor si pentru gazele evacuate dupa schimbatorul de caldura final.

c) „Cazane recuperatoare”

Cazanul recuperator transforma o parte din caldura continuta in gazele de ardere ce provin de la grupul turbogenerator, in energie termica utila, sub forma de abur .

Toate cazanele recuperatoare ale variantelor luate in calcul produc abur saturat la 7 bar si sunt de tip ignitubular.

Cazanul recuperator se compune in principal din:

corpul de presiune

structura de sustinere

instalatia de automatizare, armaturi

instalatia de tratare si alimentare cu apa

invelis, izolatii, scari

Reglarea sarcinii cazanului recuperator se poate face prin reglarea debitului de gaze ce trece prin cazan si/sau prin reglarea debitului de combustibil in instalatia de postcombustie.

d) „Statie de ridicare a presiunii combustibilului gazos”

Acest obiect de investitie este propriu doar variantelor de cogenerare ce utilizeaza TMG pentru echiparea grupurilor generator electric.

Statia de comprimare a combustibilului va trebui sa poata asigura un debit continuu de gaz intre valorile 250 – 1350 Nmc/h, la o presiune de 12 – 19 bar, constanta, si la o temperatura de max.70 oC, pentru o presiune de aspiratie de min. 0,2 bar.

Pentru satisfacerea acestor cerinte, statia de ridicare a presiunii combustibilului gazos va fi echipata cu un electro – compresor cu surub, si cu echipamentele aferente (separatoare, epuratoare, schimbator de caldura final, armaturi, retele de conducte, etc.)

e) „Instalatie centralizata de automatizare, urmarire si control”

Instalația centralizata de automatizare urmarire si control asigură funcționarea în condiții de maximă siguranță a unitatii cogenerative; supravegează, controlează, reglează, monitorizează și prelucrează informațiile din procesul tehnologic în oricare din situațiile normale de funcționare ale acestuia.

Aceasta asigura de asemenea si semnalizarea prompta a depasirilor limitelor normale ale parametrilor de funcționare, iar când sunt atinse una sau mai multe din cele de avarie, asigură oprirea in conditii de siguranta.

Sistemul de automatizare al unitatii cogenerative va fi alcatuit din urmatoarele componente:

-sistemul de conducere a procesului, centralizat, situat in camera de comanda a centralei (existenta sau special construita)

-sisteme locale de conducere incluse in furniturile echipamentelor

-aparatura locala

f) „Instalatii, racorduri tehnologice de deservire: apa, aer, canalizare”

Instalatiile , racordurile tehnologice de deservire: apa, aer, canalizare, se refera la racordurile unitatii de cogenerare cu toate aceste utilitati, existente in incinta SC OTELINOX Targoviste.

Aceste racorduri asigura alimentarea cu apa tehnologica, apa de incendiu, apa potabila, aer comprimat.

g) „Fundatii, canale tehnologice, cladiri, drumuri”

Lucrarile de executie a fundatiilor se refera la toate utilajele termomecanice – grupul turbogenerator, cazane, rezervoare, instalatii, pompe, compresoare de gaz natural, s.a., precum si la fundatiile tuturor cladirilor (eventual) ce intra in componenta unitatii cogenerative.

Canalele tehnologice vor servi la executarea traseelor de cable electrice de forta si de automatizare, a diverselor conducte, precum si la evacuarea apelor uzate si pluviale din perimetrul noii capacitati.

Lucrarile de constructii de cladiri se refera la executarea eventuala a unor hale-constructie usoara pentru noile echipamente, si pentru diverse spatii anexe (camera de comanda, birouri, vestiare, camere pentru echipamente electrice) precum si la hala statiei de ridicare a presiunii combustibilului gazos in cazul folosirii TMG.

Lucrarile referitoare la drumuri, se refera la eventualele devieri sau amenajari/reamenajari ale unor cai de acces .

h) „Instalatii electrice de deservire si de evacuare a puterii in sistem”

Instalatiile electrice de deservire se refera la racordul si instalatiile ce asigura consumul intern de energie electrica al unitatii cogenerative (instalatii de automatizare, iluminat, alimentare statie de comprimare combustibil gazos).

Instalatiile de evacuare a puterii in Sistemul Energetic National (SEN) vor fi proprii grupului generator, al unitatii cogenerative, pentru acestea fiind prevazute spatii de amplasare a aparaturii de evacuare a puterii (transformator, celule, masura, etc.).

Capitolul VI

punct electric

Schema de racordare a generatorului electric

6.1. Descrierea soluției propusă pentru conexiunea grupurilor generatoare in stația de 10 kV

Furnizarea energiei electrice produsa se va realiza prin intermediul a doua trafo – ridicătoare de 0,4 / 10 kV de 1000 kVA fiecare, si care se vor racorda in statia de 10 kV

Fig. 6.1. Schema de principiu a generatorului

Din punct de vedere al circuitelor primare echiparea celor doua celule se va face cu echipamente Standard si anume:

– întreruptor debroșabil cu SF6

– transformatoare de curent cu izolație in rășina pentru 24 kV

– cuțite de legare la pământ

Corespunzător circuitelor primare utilizate si specificul determinat de conectarea generatorului a fost conceput un echipament integrat (releu multifuncțional) care sa satisfacă cerințele privitoare la comenzi, masuri electrice, blocaje si protecții.

Comanda întreruptorului se va efectua cu tastatura echipamentului integrat, sau direct cu ajutorul butoanelor închis/deschis ale întreruptorului. Comanda separatorului de punere la pământ se va realiza manual si va fi blocata de poziția broșata a întreruptorului. Pe monitorul releului se vor vizualiza poziția întreruptorului (închis/deschis) precum si principalele mărimi electrice măsurate in conformitate cu specificația tehnica a acesteia.

Fiecare celula va fi prevăzuta cu o secționare de curent direcționată spre generator care va declanșa întreruptorul celulei la scurtcircuit polifazate si monofazate pe partea de JT.

In caz de refuz de întreruptor se va prevede o instalație de DRRI prin care va fi declanșată sursa in funcțiune: fiderul de legătură cu stațiile de alimentare sau cupla longitudinala.

6.2. Calculul puterii de scurtcircuit pe barele de medie tensiune (10 kV)

Date inițiale:

Sb = 10.000 kVA = 10 MVA;

Sb – puterea aparenta nominala pe bara de 10 kV din stațiile de conexiuni.

Ub = 10kV;

Ub – tensiunea pe bara.

; (6.1.)

Ib – intensitatea curentului nominal pe bara.

Ssc = 450 MVA;

Ssc – puterea totală de scurtcircuit pe bara de 10 kV (având in vedere toți consumatori de pe bare).

(6.2.)

xs – reactanța sistemului

Date transformator ridicator 0,4 / 10 kV (2x1000kVA)

Sn = 2 x 1000kVA = 2 MVA (6.3.)

Sn – puterea aparenta nominala totala

uk = 13,2 %

; (6.4.)

xt – reactanța trafo.

(6.5.)

Determinarea curentului de scurtcircuite pe bara de medie tensiune:

(6.6.)

Isc.mt – curentul de scurtcircuit pe bara de medie tensiune.

Determinarea puterii de scurtcircuit pe bara de medie tensiune:

(6.7.)

Ssc.mt – puterea de scurtcircuit pe bara de medie tensiune.

Capitolul VII

Norme de tehnica securității muncii în instalațiile cu ciclu inversat

7.1 Consideratii generale

In cadrul exploatării curente a instalațiilor, personalul de serviciu asigura supravegherea acestora, controlul lor periodic si manevrele necesare. Supravegherea se asigura prin urmărirea parametrilor din instalațiile respective si completarea evidentei acestora. Personalul executa de asemenea operațiile legate de curtenia locului de munca. In întreaga activitate se vor respecta cu strictețe normele de protecție a muncii indicate in cele ce urmează:

– personalul de exploatare operativa a instalațiilor este cu desăvarsire interzis sa scoată din proprie inițiativa îngrădirile de protecție, sa pătrundă dincolo de acestea, sa execute lucrări sau manevre fără a exista o autorizație de lucru si instrucțiuni tehnice sau dispoziții in acest sens.

– când schimbul este format din doua persoane, una din ele poate participa la lucrări, fiind inclusa in echipele de revizii sau reparații

– in timpul executării controlului, in instalațiile electrice, instalația trebuie considerata ca aflata in funcțiune, chiar atunci când se cunoaște ca ea este scoasa de sub tensiune. Aceasta prevedere are in vedere faptul ca instalația nu este legata la pământ si ca exista eventualitatea punerii ei sub tensiune

La efectuarea tuturor manevrelor pentru Prevenirea accidentelor umane sau tehnice datorita arcului electric, se vor respecta următoarele reguli:

– manevrele se efectuează numai in ordinea întrerupătoare-separatoare

se efectuează întâi manevrele cu separatoarele de linie si apoi cu cele de bare, la operațiile de deschidere si invers la operațiile de închidere

poziția personalului in timpul manevrei trebuie sa fie laterala fata de siguranțele fuzibile, precum si fata de separatoarele care nu sunt prevăzute cu dispozitive de blocaj

7.2 Norme de protecție a muncii specifice la executarea de lucrări la generatoare, compensatoare, sincrone si motoare electrice

Generatoarele si compensatoarele sincrone aflate in turație, chiar dezexcitate trebuie considerate ca fiind sub tensiune. Se interzice atingerea sau executarea lucrărilor in circuitele statorului generatorului sau compensatorului sincron aflat in turație.

Manevrele pentru pornirea si oprirea mașinilor electrice de înalta tensiune se executa de către personalul operativ de serviciu.

Înaintea executării oricăror lucrări de reparații la partea mecanica a unui motor electric, se va opri motorul, se va realiza o separație de lucru vizibila care se va bloca, iar pe dispozitivul de acționare se va monta un indicator de interzicere.

Carcasele mașinilor electrice si cele ale echipamentelor de pornire ale acestora trebuie sa fie legate la pământ. Se interzice executarea de lucrări la aceste legături la pământ in timpul funcționarii mașinilor electrice.

7.3 Metode de protecția muncii pentru partea termomecanica a centralelor

Instalațiile de gaze se pun in funcțiune si se exploatează in conformitate cu normativul pentru distribuirea gazelor naturale, numai de catre persoanele autorizate de unitatea de distribuție a gazelor.

Se interzice determinarea prezentei gazelor in aer, in incaperi sau camine prin flacăra libera. Înainte de predarea in exploatare, toate conductele de gaze trebuie probate. Daca o conducta a rămas fără gaze mai mult de doua luni, înainte de a fi pusa in exploatare trebuie probata din nou.

Este interzisa folosirea gazului in cazul când presiunea in conducta de gaze a scăzut sub 40mm H2O.

7.4 Masuri generale de prevenire si extindere a incendiilor

Prin prevenirea incendiilor in centrale si stații electrice se înțelege respectarea regulilor stabilite de normele in vigoare si luarea tuturor masurilor menite sa elimine cauzele care pot provoca incendii. Totodată, prevenirea incendiilor presupune si asigurarea din timp a unor masuri necesare pentru limitarea dezvoltării incendiilor, stingerea lor in faza inițiala, evacuarea oamenilor si a bunurilor materiale.

Un mijloc esențial de apărare contra incendiilor este obligativitatea instruirii periodice, in privința masurilor de prevenire si stingere a incendiilor, a tuturor celor care lucrează in sectorul energetic.

7.5 Procedee si mijloace de prevenire si stingere a incendiilor

Lupta împotriva incendiilor cuprinde: prevenirea, detectarea, avertizarea, combaterea si stingerea.

In faza de prevenire se stabilesc punctele pericol de incendiu, cauzele posibile si masuri pentru înlăturarea lor. Se întocmesc planuri de prevenire si lichidare a avariilor si se urmărește aprovizionarea cu materiale de combatere si utilarea panourilor si punctelor PSI.

In faza de combatere si lichidare este necesar :

– stabilirea obiectului incendiului si determinarea cauzei apariției lui

– precizarea locului de apariție (focarul)

– asigurarea securității personalului

– folosirea tuturor posibilităților de lichidare a focului

Pentru cazul in care incendiul nu se poate lichida imediat se va determina zona periculoasa si se va încerca limitarea posibilităților de extindere.

Capitolul VIII

Concluzii

1. Prezentul proiect de diploma si-a propus identificarea solutiei optime de unitate cogenerativa care instalata la SC OTELINOX SA Targoviste sa asigure beneficii anuale investitorului (si sa asigure un TRB acceptabil – in cazul de fata mai mic de 6 ani) si in acelasi timp sa permita acestuia sa ofere spre vanzare beneficiarului energiile electrica si termica produse, la preturi mai mici decat in situatia actuala (de ex. 48 Euro/MWh si 18 Euro/Gcal).

2. S-a considerat ca satisfacerea unor astfel de cerinte poate fi realizata prin cogenerare. De aceea toate variantele analizate in cadrul prezentului proiect de diploma se bazeaza pe principiul producerii prin cogenerare a energiei electrice si termice. Au fost analizate 7 variante bazate pe solutii de cogenerare cu motor cu piston (MP) – 2, si cu turbomotoare cu gaze (TM) – 5.

3. Unitatile de cogenerare luate in discutie sa nu depaseasca in functionare nivelele definite prin curbele clasate ale consumurilor actuale de energii electrica si termica (inregistrate in anul 2003 si primele luni din anul 2004), dar, in limita posibilitatilor, sa le acopere intr-o cat mai mare masura.

4. Datorita alurii curbei clasate de energie electrica puterea instalata a sursei primare de energie a unitatilor de cogenerare (MP sau TM) a fost extinsa la valoarea de 3.834 MWe, deoarece pentru aceasta putere timpul de acoperire la regim nominal este bun (7500 ore), restul pana la 8000 ore functionand la regimuri partiale.

5. Conform datelor prezentate in Tabelul 4.3. clasificarea solutiilor este urmatoarea :

6. Datele prezentate in Tabelul 4.3. sugereaza la prima vedere ca solutia bazata pe motorul cu piston este mai buna. Acest lucru se intampla intr-adevar in cazul in care se poate negocia un pret foarte bun pentru vanzarea energiei electrice (in cazul de fata >50 Euro/MWhe) si pret un pret mic la energie termica (in cazul de fata <18 Euro/Gcal).

Pentru cazurile insa in care pretul de vanzare negociat pentru vanzarea energiei electrice este mai mic, este preferabila adoptarea unei solutii bazata pe utilizarea turbomotoarelor cu gaze ; aceasta situatie se datoreaza faptului ca solutiile cu turbomotoare cu gaze produc cantitati mai mari de energie, care isi au locul in acoperirea curbei clasate de energie termica, si de aceea aceste solutii sunt mai putin sensibile la variatia pretului de vanzare a energiei electrice.

7. Daca in viitor, cresterea de productie si implicit de consum de energie termica se va mentine conform estimarilor facute pentru anul 2004, atunci introducerea unei capacitati suplimentare de producere a aburului se va impune ca necesara. In aceste conditii, solutia de cogenerare cu MP nu rezolva problema unei suplimentari suficiente a consumului de abur.