ОАО «Нововятский лыжный комбинат»

г. Киров

 

ТЕХНИКО-КОММЕРЧЕСКОЕ ПРЕДЛОЖЕНИЕ

 

по реконструкции действующей на территории предприятия котельной

с установкой турбоагрегата ТГ-1,5А/10,5

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Москва, 2003

Данное технико-коммерческое предложение выполнено на основании опросного листа заполненного Заказчиком. После выезда специалистов на место возможна корректировка данного предложения.

Технико-коммерческое предложение выполнено для оценки возможности выработки собственной электроэнергии на тепловом потреблении.

1.    Краткое описание существующего положения

 

На комбинате имеется собственная котельная, на которой установлено 4 котла ДКВр-10 и 2 котла ГМ-50-14, параметры, которых указаны в табл.1.

Таблица 1. Паровые котлы

 

Из указанных в табл.1 котлов в настоящее время работает 2 котла ДКВр-10 и 1 котел ГМ-50-14. Пар, вырабатываемый котлами, поступает на технологию, отопление и на покрытие собственных нужд. Потребители пара приводятся в нижеследующей таблице 2.

Таблица 2. Потребители пара

 

Продолжительность отопительного сезона согласно СниП 23-01-99 – 216 дней (5184 часов).

Температурный график системы отопления – 95/70 ⁰С.

Расчетная нагрузка отопления 16,5 Гкал/ч.

Схема горячего водоснабжения – закрытая.

Основное топливо – природный газ теплотворной способностью 7950 ккал/нм³. Резервное топливо – мазут.

Годовое потребление электроэнергии комбинатом ~23 млн.кВт×ч.

Тарифы на энергоносители (без НДС):

- заявленная мощность – руб. за кВт в месяц           211

- электроэнергия – руб./кВт×ч                                             0,71

- электроэнергия с учетом заявленной мощности:   1,10

- природный газ – руб./нм³                                        0,93

 

2. Предлагаемые технические решения

 

Проанализируем параметры пара на выходе из котлов и потоки пара, которые поступают к потребителям.

Вырабатываемый котлами пар в количестве 70 т/ч с абсолютным давлением 10 кг/см² = 1,0 МПа и температурой 194°С (см. табл.1) идет на покрытие (см. табл.2.):

·        технологической нагрузки 1         – 12 т/ч, 1,2 МПа, 187°С;

·        технологической нагрузки 2         – 15 т/ч, 0,3 МПа, 135°С;

·        отопительной нагрузки                  – 18 т/ч, 0,3 МПа, 135°С

(поскольку отопительная нагрузка меняется от сезона к сезону, определяется средняя нагрузка за отопительный сезон: 18 т/ч× = 18×0,43 = 7,7 т/ч, где t^cp = - 4,7⁰С – средняя температура за отопительный сезон; t^p   = - 35 ⁰С – расчетная температура отопления; 18 ⁰С – температура в помещении);

·        горячего водоснабжения      – 1 т/ч,    0,3 МПа, 135°С;

·        собственных нужд                – 0,5 т/ч, 0,3 МПа, 135°С.

Таким образом, можно выделить группу потребителей пара с параметрами 0,3 МПа и 135°С и расходом пара:

         – зимой:     15 + 7,7 + 1 + 0,5 = 24,2 т/ч;

         – летом:     15 + 1 + 0,5 = 16,5 т/ч.

         В результате проведенного анализа получено, что пар из котлов поступает в количестве 12 т/ч с параметрами: 1,2 МПа и 187°С на технологическую нагрузку 1, а пар с параметрами 0,3 МПа и 135°С в количестве – 24,2 т/ч зимой и 16,5 т/ч летом на покрытие технологической нагрузки 2, собственных нужд и отопительной нагрузки.

Учитывая характер потребления пара, а также годовое потребление электроэнергии комбинатом ~23 млн.кВт×ч для снижения доли покупаемой электроэнергии с ТЭЦ предлагается задействовать в работу имеющуюся на предприятии котельную и, установив противодавленческую турбину, вырабатывать тепло и электроэнергию на тепловом потреблении технологического пара давлением 3 кг/см².

В связи, с чем к установке предлагается серийная блочная противодавленческая турбоустановка типа ТГ-1,5А/10,5 с номинальной электрической мощностью 1500 кВт производства ОАО «Калужский турбинный завод».

Номинальные технические характеристики паровой турбины приведены в таблице 3.

Таблица 3. Номинальные технические характеристики турбины

* – с заводом имеется договоренность на изготовление турбоагрегата с турбогенератором на напряжение 6300 В.

Данная турбогенераторная установка  комплектуется синхронным генератором типа ТК-1,5 производства АО «Привод» г.Лысьва с воздушным охлаждением.

 

Эксплуатационные характеристики турбоустановки:

 

– срок службы, лет	25;
– межремонтный период, лет	5.

 

Предлагаемая турбогенераторная установка ТГ-1,5А/10,5 конструктивно выполнена в виде компактного блока 100% заводской готовности, состоящего из противодавленческой турбины, электрогенератора и редуктора, размещенных вместе со вспомогательным оборудованием на общей «раме-маслобаке», и отдельно устанавливаемого оборудования. Турбина может устанавливаться непосредственно на нулевой отметке.

В состав турбогенераторной установки входят циркуляционная система маслоснабжения, локальная система автоматического регулирования и аварийной защиты турбины, система управления и защиты генератора. Задатчики регуляторов допускают ручное управление и обеспечивают прием электрических управляющих сигналов при дистанционном и автоматическом управлении установкой.

Блочная поставка обеспечивает быстрый (до 1 месяца) ввод в эксплуатацию.

В случае аварийного останова турбины пропуск пара будет осуществляться через байпас турбины. Турбоустановку предлагается разместить в пристройке к существующему котельному отделению.

Турбина будет работать параллельно с существующими редукционными установками и резервироваться ими в случае аварийного останова турбины или  вывода турбины в плановый ремонт.

Принципиальная тепловая схема включения турбоустановки в тепловую схему котельной приведена на рис.1.

Выдача электрической мощности от турбины ТГ-1,5 предполагается на секции 6 кВ РУ котельной.

Работу генератора предлагается осуществить параллельно с энергосистемой.

При существующих параметрах пара на выходе из котлов и противодавлении 0,3 МПа развиваемая электрическая мощность турбоустановки ТГ-1,5 составит в неотопительный сезон – 500 кВт при расходе пара 16,5 т/ч  и в отопительный – 1000 кВт при расходе пара 24,2 т/ч.

        

 

 

 

	Коллектор 1,0 МПа, 194°С

 

 

		Рис.1. Принципиальная тепловая схема

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. Ориентировочные этапы и сроки проекта

 

3.1. Разработка

-         технико-экономическое обоснование                      2 – 3 месяца

-         рабочая документация                                             3 – 6 месяцев

3.2. Заказ, изготовление и поставка оборудования и материалов 9 – 11 месяцев.

3.3. Строительно-монтажные и пуско-наладочные работы со сдачей объекта Заказчику 11 – 12 месяцев.

 

Для сокращения сроков реализации проекта необходимо будет выполнить заказ основного оборудования (турбоустановки) сразу после утверждения ТЭО.

 

Сроки и продолжительность работ указаны от начала действия договора (общий срок до 12 месяцев) и при условии стабильного финансирования.

 

4. Объем услуг

 

Компания ООО «Промышленные системы» по желанию Заказчика выполнит реконструкцию тепловой станции 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

 

Общий объем капитальных вложений  на условиях «под ключ» по укрупненным показателям в текущих ценах ориентировочно составит (без НДС) 32,93 млн. руб. Указанные затраты будут уточнены после обследования объекта, 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 18 месяцев с момента начала эксплуатации. (Приложение 1).

 

В вышеуказанную стоимость не включено:

 

- возможные дополнительные затраты, связанные с выполнением технических условий энергосистемы (под дополнительными затратами понимаются затраты не связанные с установкой ТЭЦ).

 

 

Приложение №1

 

Ориентировочный расчет срока окупаемости капвложений

1. Годовая выработка электроэнергии турбиной:

1000×5184 + 500×(8400-5184) = 5,18 + 1,61 = 6,79 млн. кВт×ч

где    1000 кВт    –       электрическая мощность, развиваемая турбиной в отопительный период (длительность отопительного сезона 5184 часов);

500 кВт      –       электрическая мощность турбины в неотопительный период.

8400 часов –       среднегодовое время работы турбины.

2. Уменьшение потребления электроэнергии от ТЭЦ с учетом дополнительных собственных нужд в размере 3% при установке турбины:

6,79×(1-0,03) = 6,59 млн. кВт×ч

3. Уменьшение ежегодной платы на покупку электроэнергии с учетом заявленной мощности при тарифе 1,1 руб./кВт·ч без НДС составит:

6,59×1,1 = 7,24 млн. руб.

4. Дополнительный расход природного газа на паровые котлы при выработке электрической мощности:

где    860   – перевод кВт в ккал/ч;

7950 ккал/кг – теплотворная способность газа;

0,93  – электромеханический КПД турбоустановки;

         0,90  – КПД котлов;

         0,99  – коэффициент теплового потока.

5. Увеличение затрат на покупку газа при тарифе 0,93 руб./нм³:

0,9×0,93 = 0,84  млн. руб.

6. Увеличение стоимости основных фондов ориентировочно составит 26,4 млн. руб.

7. Учитывая, что ресурс работы турбины составляет 25 лет принимаем амортизацию в размере 4 %, тогда амортизационные отчисления:

26,4×0,04 = 1,06 млн. руб.

8. Расходы на ремонтно-техническое обслуживание оборудования принимаем в размере 20% от амортизации:

1,06×0,2 = 0,21 млн. руб.

9. Увеличение налога на основные фонды 2%:

26,4×0,02 = 0,53 млн. руб.

10. Годовое увеличение дополнительных расходов на заработную плату из расчета 5 человек с окладами 6000 рублей и отчислений с ФОТ (36%)

6000×5×12×1,36 = 0,49 млн. руб.

11. Прочие затраты принимаем в размере  30%:

0,3×(1,06 + 0,21 + 0,49) = 0,53 млн. руб.

12. Годовые эксплуатационные затраты связанные с установкой турбины составят:

0,84 + 1,06 + 0,21 + 0,53 + 0,49 + 0,53 = 3,66 млн. руб.

13. Ежегодная экономия средств с учетом эксплуатационных затрат:

7,24 –  3,66 = 3,58 млн. руб.

14. После выплаты налога на прибыль в размере 24%, чистая прибыль составит:

3,58×(1-0,24) = 2,72 млн. руб.

15. Поток денежных средств (экономия +амортизация)

2,72+ 1,06 = 3,78 млн. руб.

16. Стоимость капвложений в реконструкцию ориентировочно составит 32,93 млн. руб. (без НДС)

17. Простой срок окупаемости капвложений с момента ввода в эксплуатацию 8,7116 года:

лет или » 105 месяцев

18. Срок возврата капитала:                   8,7 + 1,0 = 9,7 года

 

19. Себестоимость выработки собственной электроэнергии:

 

3,66/6,59 = 56 коп/кВт×ч

Приложение №2

 

Расчет экономической эффективности капитальных вложений

 

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 1,3 года;

2.     Начало финансирования условно принято с начала июля 2003 года;

3.     Прогнозный рост тарифов на электроэнергию и топливо принят по оценке Минэкономразвития РФ: 16% – на электроэнергию и 20% – на топливо и тепловую энергию.

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

5.     В экономических расчетах учитывается налог на прибыль в размере 24%.

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

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

 

При принятых условиях расчет экономической эффективности проекта показал, что срок возврата капитала с учётом принятой начальной ставки дисконта в размере 20% составляет 3 года 5 месяцев. Внутренняя норма доходности достигает 83,68%, а чистая текущая стоимость (NPV) на всем этапе проекта остается положительной. Полученные экономические показатели показывают, что данный проект является выгодным для вложения инвестиций