Технико-коммерческое предложение

по реконструкции существующей котельной в мини-ТЭЦ

с установкой турбины П-25-3,4/0,6

ЗАО  «ВМЗ Красный Октябрь »

г. Волгоград

 

 

 

 

Настоящее технико-коммерческое предложение выполнено на основании опросного листа, заполненного Заказчиком.

Данное ТКП выполнено для оценки возможности выработки собственной электроэнергии на тепловом потреблении.

 

 

1.    Краткое описание существующего положения.

На заводе имеется собственная котельная, на которой установлено следующее основное оборудование:

Паровые котлы

 

Водогрейные котлы

 

Количество пара поступающего к потребителям приводится в нижеследующей таблице.

 

 

№	Тип потребителя	Отопительный сезон			Неотопительный сезон			Режим потребления*
		Кол-во пара т/ч	Давле-ние кг/см2 (изб)	Темпе-ратура, °С	Кол-во пара т/ч	Давле-ние кг/см2 (изб)	Темпе-ратура, °С
1.	Технология вакуумирования	-	-	-	3	10	230	2-3 плавки в сутки
2.	Технология травилки	8	6	180	3	6	230	круглосуточно
3.	Технология прочие	5	5	180	3	6	230	круглосуточно
4.	Отопление	16	4	180	-	-	-	круглосуточно
5.	Вентиляция	10	4	180	-	-	-	круглосуточно
6.	Горячее водоснабжение	3	5	180	2	6	230	круглосуточно
7.	Мазутное хозяйство	4	3	180	-	-	-	круглосуточно
8.	Собственные нужды	6	6	220	2	6	230	круглосуточно

 

Расчетная суммарная нагрузка отопления, вентиляции составляет 91,0 Гкал/ч, а среднечасовая нагрузка горячего водоснабжения примерно 8,5 Гкал/ч.

Продолжительность отопительного сезона – 180суток (4320 часов ).

Температурный график – 130/70 ⁰С

Основное топливо – природный газ  теплотворностью 7950 ккал/нм³, резервное – топочный мазут теплотворной способностью 9650 ккал/кг.

Максимальная потребляемая мощность предприятием 100 МВт. Годовое потребление электроэнергии примерно 460 млн.кВт*ч.

Тарифы на энергоносители:

- Заявленная мощность – руб. за квт в месяц           166,0

- Электроэнергия – руб./кВт·ч                                  0,741

- природный газ – руб./нм³                                        0,718

 

2.                Предлагаемые технические решения.

Из вышеприведенной таблицы тепловых потребителей следует, что на предприятии имеется круглогодичное потребление пара давлением 5 кгс/см²     (изб.) равное примерно 52 т/ч в отопительный сезон и 10 т/ч в остальное время. Кроме этого  в отопительный сезон расчетная нагрузка отопления и вентиляции равна 22 Гкал/ч, что в среднезимнем режиме соответствует примерно 10 Гкал/ч или ~ 17 т/ч пара. Таким образом, на предприятии имеются тепловые потребители на расход пара порядка 35+17=52 т/ч, что позволит выработать электроэнергию на тепловом потреблении пара.

Учитывая то обстоятельство, что завод потребляет в максимальном режиме до 100 МВт электрической мощности, а также располагаемый потенциал пара 36 кгс/см² ,450^оС существующей котельной предлагается установить конденсационную турбину с регулируемым отбором пара давлением 5 кгс/см²  (изб.) электрической мощностью 25000 кВт. При работе в отопительный сезон расход пара из отбора турбины будет составлять примерно 50 т/ч при развиваемой электрической мощности 18000 кВт и расходе пара на турбину 110 т/ч. В неотопительный сезон расход пара из отбора турбины будет примерно 10 т/ч при развиваемой электрической мощности 24000 кВт и расходе пара на турбину 110 т/ч. Годовая выработка электроэнергии при среднегодовом времени работы турбины 8400 часов составит 175 млн.кВт*ч.

Для охлаждения конденсатора турбины, маслоохладителей системы смазки, воздухоохладителей генератора предлагается выполнить систему циркуляционного водоснабжения с установкой 2-х секционной вентиляторной градирни производительностью 5000 м³/ч и двух циркуляционных насосов.

Номинальные технические характеристики турбоустановки:

 

 

Турбины конденсационные с регулируемыми отборами

 

Показатели	П-25-3,4/0,6
Ном. (мак.) мощность, кВт	18170 (25430
Частота вращения ротора, об/мин	3000
Параметры свежего пара,
номинал (рабочий диапазон):
абсолютное давление, МПа	3,2 (2,9-3,4)
температура, 0С	435 (420-445)
Ном. абс. давление пара за турбиной:
при ном. отборах, кПа	6,08
при конденсационном режиме, кПа	9,61**
Температура регенеративного подогрева питательной воды, 0С	70-74
Регулируемый производственный отбор,
номинал (рабочий диапазон):
абсолютное давление, МПа	0,6 (0,5-0,7)
температура, 0С	255 (235-341)
расход , т/ч	50
Ном. расход пара на турбину:
при работе с ном. отборами, т/ч	110
при конденсационном режиме, т/ч	110**
Ном. удельный расход теплоты
при  конденсационном режиме, ккал/кВт	3119,7
Тип конденсатора:	КП-1650-3
поверхность охлаждения, м2	1650
гидравл. сопротивление по воде, МПа	не более 0,06
ном. (макс) температура охл. воды, 0С	25
Ном. расход охл. воды на конденсатор	4600
и маслоохладители, м3/ч	80х2
Поверхность нагрева подогревателей, м2:
низкого давления	70
высокого давления	-
Масляная система:
емкость масляного бака, м3	13
поверхность охлаждения маслоохладителей, м2	24х2
Монтажные характеристики:
масса турбины, т	61,83
масса конденсатора, т	35,5
масса поставляемого оборудования, т	159,396
высота фундамента турбины, м	7,0
высота крюка крана над полом
машинного зала, м	не менее 4,5
Код ОКП	31 1111

 

Турбоустановку предполагается установить в отдельно стоящем здании машзала размерами 18 х 18 метров и высотой по низу ферм 16 метров. Для выполнения ремонтных работ в машзале устанавливается мостовой кран грузоподъемностью 32 т, а также будет предусмотрен автомобильный въезд на ремонтную площадку.

За пределами здания на расстоянии не менее 5 метров от границы стены устанавливается подземная емкость для аварийного слива турбинного масла.

Турбина оснащается местным пультом управления, с которого осуществляется пуск турбоустановки. Контроль за работой турбоустановки осуществляется с группового щита управления котельной, куда будут вынесены все необходимые ключи управления, приборы, а также сигнализация о неисправностях работы.

Для турбины не требуется постоянной обслуживающий персонал находящийся рядом с установкой.

Выдачу генераторного напряжения предполагается выполнить посредством установки повышающего трансформатора 35/6 кВ и далее кабелем 35 кВ до секции 35 кВ с установкой вводного выключателя. Синхронизация генератора с энергосистемой предусматривается на генераторном выключателе, устанавливаемом в электротехническом помещении здания машзала.

Для безаварийного останова турбоагрегата при полной потери питающего напряжения (аварийный масляный насос, оперативный ток и т.п.) предусмотрено строительство помещения аккумуляторной.

В случае  аварийного останова турбины или останова в плановый ремонт подача пара в коллектор 5 кгс/см²  будет осуществляться от существующих РОУ также, как и это было до установки турбины.

Турбина комплектуется синхронным генератором типа Т-25-2У3 производства АО «Привод» г.Лысьва, с системой возбуждения СВБД. Напряжение на клеммах генератора 6,3 кВ. Генератор имеет воздушное охлаждение по замкнутому циклу с установкой двух газоохладителей. Расход охлаждающей воды 250 м³/ч.

Срок службы турбоагрегата до списания – 25 лет.

Период между капитальными ремонтами – 5 лет.

 

3.     Ориентировочные этапы и сроки реализации проекта.

 

2.1. Разработка рабочего проекта                   5 – 6 месяца

2.2. Заказ, изготовление и поставка оборудования и материалов 10 – 12 месяцев.

2.3. Строительно-монтажные и пуско-наладочные работы со сдачей объекта Заказчику – 16 – 18 месяцев.

 

Для сокращения сроков реализации проекта необходимо будет выполнить заказ основного оборудования (турбоустановок) сразу после согласования основных технических решений.

Сроки и продолжительность работ указаны от начала действия договора (общий срок до 18 месяцев) и при условии стабильного финансирования.

 

4. Объем услуг.

 

Компания ООО «Промышленные системы» по желанию Заказчика выполнит объем работ на условиях «под ключ», включая:

-         разработку необходимой технической документации;

-         заказ и поставку оборудования;

-         строительно-монтажные работы;

-         пуско-наладочные работы со сдачей объекта Заказчику.

 

5. Стоимостные показатели.

 

Общая стоимость основного и вспомогательного оборудования при установки П-25-3,4/0,6 (турбогенератор, трубопроводы, запорная арматура, электротехническое оборудование, кабельная продукция и др.) составит ориентировочно 93 млн.руб (без НДС).

Стоимость проектных работ 9,0 млн.руб.

Общий объем капитальных вложений в строительство по укрупненным показателям в текущих ценах ориентировочно составит (без НДС) 198,0 млн.руб. Указанные затраты будут уточнены после получения всех необходимых исходных данных и при наличии технического задания, утвержденного Заказчиком.

Простой срок окупаемости капитальных вложений с момента ввода    объекта в эксплуатацию, определенный по общепринятой методике для аналогичных объектов промышленной теплоэнергетики, при указанной Заказчиком стоимости электрической энергии и топлива, составит ориентировочно 24 месяца. (Приложение 1).

Анализ проекта с учетом прогнозных тарифов на электроэнергию и топливо, инфляцию при определении заработной платы, а также изменения стоимости денег во времени выполнен в Приложении 2. Срок окупаемости капвложений с момента начала финансирования составил 2 года 11 месяцев.

При отсутствии собственных средств на реконструкцию, для примера, выполнен расчет погашения кредита в размере 120 млн. рублей с процентной ставкой 20% годовых. Срок возврата кредита при этом составил 2 года 3 месяца.

Из-за отсутствия на данной стадии технических условий АО «Волгоградэнерго» на параллельную работу с энергосистемой, в данном предложении не учтены возможные дополнительные затраты по выполнению требований энергосистемы.

Предложение выполнено в ценах I квартала 2003 года.

Приложение №1.

Ориентировочный расчет срока окупаемости капвложений.

1.            Годовая выработка электроэнергии турбиной

         где 24000 и 18000 кВт – электрическая мощность, развиваемая турбиной по сезонам при расходе пара на турбину 110 т/ч и расходе пара из отбора соответственно 10 и 50 т/ч;

         8400 – среднегодовое время работы турбины.

2.      Годовой расход электроэнергии на собственные нужды (циркуляционные, конденсатные насосы + увеличение расхода питательными насосами) составит:

зимой           450 кВт х 4320 = 1,94 млн.кВт*ч

летом            750 кВт х ( 8400 – 4320 ) = 3,06 млн.кВт*ч

всего за год     1,94 + 3,06 = 5,0 млн.кВт*ч`

2.      Уменьшение потребления электроэнергии от энергосистемы:

175,68 – 5 = 170,68 млн. кВт*ч

3.            Уменьшения платы за покупку электроэнергии при тарифе 0,741 руб./квт·ч без НДС составит:

170,68 х 0,741 = 126,47 млн.руб.

4.            Уменьшение платы за заявленную мощность при снижении в среднем за год на 18000 кВт при тарифе 166 руб. за кВт в месяц без НДС составит:

18000 х 166 х 12 = 35,86 млн. руб.

5.            Суммарное годовое уменьшение затрат на покупку электроэнергии:

126,47 + 35,86 = 162,33 млн. руб.

6.            Увеличение часового расхода тепла на выработку электроэнергии определим как разность между расходом тепла на турбину и расходом тепла из отбора турбины:

зима:    

110 х 10³ х 792 – 50 х 10³ х 696 = 52,32 х 10⁶ ккал/ч

 

лето:    

110 х 10³ х 792 – 10 х 10³ х 696 = 80,16 х 10⁶ ккал/ч

где 792 и 696 ккал/кг теплосодержание пара на выходе из котла и из отбора турбины соответственно;

 

7.             Увеличение годового расхода тепла на выработку электроэнергии будет равно:

52,32 х 10⁶ х 4320 + 80,16 х 10⁶ ( 8400 – 4320 ) = 553 х 10⁹ ккал

8.             Увеличение годового расхода топлива на выработку электроэнергии при  теплотворной  способности природного газа равной 7950 ккал/ч будет равно:

         где

         0,9 – КПД котла.

9.            Увеличение расходов на дополнительное потребление природного газа при тарифе 0,718 рубля за н м ³    составит:

10.       Увеличение стоимости основных фондов ориентировочно составит 180 млн. руб.

 

11.       Учитывая, что ресурс работы турбоагрегата составляет 25 лет принимаем  амортизацию в размере 4,0 %.

180х 0,04 = 7,2 млн. руб.

12.       Прочие расходы принимаем 10% от амортизации:

7,2 х 0,1 = 0,72 млн.руб.

13.       Увеличение налога на основные фонды 2%

180 х 0,02 = 3,6 млн.руб.

14.       Годовое увеличение расходов на заработную плату из расчета 12 человек с окладами 5000 рублей и отчислений с ФОТ (34%)

5000 х12 х 12 х 1,36 = 0,98 млн.руб.

15.       Годовые эксплуатационные затраты связанные с установкой турбины составят:

55,5+7,2+0,72+3,6+0,98 = 68,0 млн. руб.

 

16.       Годовая экономия средств при реконструкции котельной в мини-ТЭЦ составит:

162,33 – 68,0 = 94,33 млн. руб.

17.       Поток денежных средств ( экономия +амортизация)

                                               94,33 + 7,2 = 101,53 млн.руб.

18.       Стоимость капвложениний в реконструкцию ориентировочного составит 198 млн. руб. без НДС)

                                             

19.       Простой срок окупаемости капвложений  с момента ввода в эксплуатацию:

20. То же с момента начала финансирования:

1,94 + 1,5= 3,44 года

21.       Себестоимость производства потребляемой электроэнергии:

 

Приложение 2

 

Расчет экономической эффективности капитальных вложений при установке П-25-3,4/0,6.

 

Расчёт экономической эффективности капитальных вложений выполнен в соответствии с «Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования», утвержденных Госстроем, Минэкономики, Минфином и Госкомпромом РФ 31.03.94 №7-12/47.

Расчёт  выполнен при следующих условиях и допущениях:

1.          Срок реализации проекта от начала финансирования принят 1,5 года;

2.          Начало финансирования условно принято с начала 2004 года;

3.          Прогнозный рост тарифов на электроэнергию и топлива принят по оценке Минэкономразвития РФ.

4.          Прочие затраты приняты в размере 1,0% от суммы затрат на амортизацию, заработную плату и налога на основные фонды;

5.          Возврат НДС от общей суммы капвложений по годам производится после ввода объекта в эксплуатацию;

6.          Налог на прибыль в расчете не учитывается, поскольку вся вырабатываемая электроэнергия будет потребляться внутри предприятия без продажи её в энергосистему;

7.          Затраты на заработную плату персонала в расчете были приняты со среднегодовой инфляцией в размере 10%;

8.           Ставка дисконта принята снижающейся во времени на 2% через каждые 4 года; с 20% в 2003 году и 10% с 2023 года.

 

В результате расчётов внутренняя норма рентабельности (IRR) составляет 85,14%, что почти 4 раза  превышает принятую ставку дисконта, показывает высокую инвестиционную привлекательность проекта и его устойчивость.

Срок возврата капитала с учётом принятой начальной ставки дисконта в размере 20% составляет 2 года 11 месяцев.

При недостаточном количестве у Заказчика собственных финансовых средств на финансирование проекта для ориентировки выполнен расчет погашения кредита в количестве 120 млн.руб. с процентной ставкой 20% годовых. Срок возврата кредита составил при этом 2 года 3 месяца.