Методика расчета экономического эффекта для объединения «Белоруснефть» при использовании ТЕЦ на попутном газе, страница 2

-  для подогрева сырой нефти до 70°С в пластинчатых теплообменниках;

-  для нагрева пресной воды технического качества до температуры 80°С для использован6ия на нефтепромыслах;

-  на запитку спутников обогревающих сепаратор факельного хозяйства и трубопроводы факельного хозяйства;

-  на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение потребителей УПН и близлежащих объектов в районе УПН (РДП, столовой и пожарного депрного оды факельного хозяйства,е пливно-энергетических ресурсов.по. С этой целью в котельной УПН на существующем контуре сетевой воды устанавливается пластинчатый теплообменник для снятия тепла теплофикационной воды с ТЭЦ.

Котельная УПН полностью выводится из работы.

2.1.2. Описание потребителей тепловой энергии БГПЗ.

Использование тепловой энергии ТЭЦ БГПЗ осуществляется по следующим направлениям:

-  технологические нужды,

-  отопление и вентиляция помещений предприятия.

В настоящее время для переработки попутного газа в технологической печи нагрев керосина производится сжигание отбензиненного газа.

Тепло части отработанных дымовых газов после газопоршневых агрегатов ТЭЦ будет использовано для нагрева керосина. При работе всех газопоршневых агрегатов теплоты дымовых газов достаточно для нагрева керосина до 200-210°С.

Технологическая печь 601 эксплуатируется с 1976 года с нагрузкой в пределах 30-60% полезной нагрузки. В режиме ниже 50 % выбросы вредных веществ в атмосферу не поддаются регулированию, что приводит к превышению ПДК в рабочей зоне окиси углерода и оксидов азота.

В связи с этим существующая печь демонтируется. Вместо нее возводится новая трубчатая печь типа ЦС280/12. Теплопроизводительность печи -11,2 Гкал/ч.

Новая печь включается параллельно утилизаторам тепла дымовых газов ТЭЦ. Новая печь находится в горячем режиме и работает с минимальной нагрузкой по керосину. При аварийном останове агрегатов ТЭЦ керосин нагревается в печи по существующей схеме газофракционирования.

Возможно также выполнить нагрев керосина с ТЭЦ с последующим догревом в трубчатой печи.

От ТЭЦ обеспечиваются также нагрузки отопления и вентиляции помещений БГПЗ. При этом существующая котельная остается в работе для обеспечения паровых технологических нагрузок и нагрузок горячего водоснабжения предприятия.

2.2. Техническое решение подключения ГПА к сети электроснабжения.

К ЗРУ-6 кВ ТЭЦ подключаются генераторы ГПА индивидуальными кабельными линиями 6 кВ.

Передача мощности на ЗРУ-6 кВ БГПЗ предусматривается по двум линиям из одножильных кабелей большого сечения с прокладкой по эстакаде.

Для электроснабжения нагрузок собственных нужд ТЭЦ имеется КТП 2х1000 кВА с сухими трансформаторами, которые подключаются индивидуальными линиями к ЗРУ-6 кВ БГПЗ.

3. Методика расчета ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА для
ОБЪЕДИНЕНИЯ «БЕЛОРУСНЕФТЬ» при ИСПОЛЬЗОВАНИИ ТЭЦ

НА ПОПУТНОМ ГАЗЕ.

Одним из основных критериев оценки экономического эффекта от внедрения энергосберегающих мероприятий и соответственно эффективности использования топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) является целевой показатель по энергосбережению, ежегодно устанавливаемый Министерствам и ведомствам Республики Беларусь в качестве одного из основных целевых показателей социально-экономического развития отрасли.

3.1. Определение целевого показателя.

Целевой показатель энергосбережения определяется как относительное снижение обобщенных энергозатрат в отчетном периоде по сравнению с соответствующим базисным периодом года (за базисный период принимается временной интервал (месяц, квартал, год) относящийся к предыдущему году и соответствующий аналогичному интервалу отчетного периода с которого предприятие реализовало ряд энергосберегающих мероприятий (ввело новое оборудование либо модернизировало действующее), позволивших добиться экономии топливно-энергетических ресурсов.