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

Настоящее предложение выполнено для оценки возможности выработки собственной электроэнергии на тепловом потреблении.

1. Краткое описание существующего положения

 

На предприятии имеется собственная котельная, на которой установлены паровые и водогрейные котлы. Параметры котлов внесены в табл. 1 и 2.

 

Таблица 1. Паровые котлы

 

На котлы  ДЕ-25-24-380 уже установлена паровая противодавленческая турбина типа Р-2,5-2,1/0,6 с номинальным расходом  пара на турбину 41 т/ч. Поэтому пар от этих  котлов в расчетах не участвует.

 

Таблица 2. Водогрейные котлы

           

Вырабатываемый паровыми котлами пар поступает на покрытие технологической нагрузки предприятия и на мазутное хозяйство и собственные нужды котельной. Сведения о потребителях пара представлены в ниже следующей таблице 3.

Таблица 3. Потребители пара

Тепло, вырабатываемое водогрейными котлами, полностью покрывает заданную расчетную нагрузку отопления и горячего водоснабжения ~37,5 Гкал/ч.

Продолжительность отопительного сезона 208 дней (5000 часов).

Температурный график системы отопления: 95/70°С.

Фактический среднечасовой расход воды на подпитку теплосети равен ~ 10 т/ч. Схема горячего водоснабжения – закрытая.

Потребление электрической мощности предприятием составляет примерно 11-12 МВт, причем порядка ~2,5 МВт мощности покрывается мощностью, полученной от турбины Р-2,5-2,1/0,6.

Годовое потребление электроэнергии и мощности предприятием по месяцам представлено в таблице 4:

Таблица 4. Потребление электроэнергии и мощности по месяцам

Основное топливо для котлов – природный газ с теплотворной способностью 7950 Ккал/нм³. Резервное топливо – топочный мазут теплотворной способностью 9200 Ккал/нм³.

В существующем здании имеется свободное место под одну турбину.

Тарифы на энергоносители (без НДС):

 

–Электроэнергия
  с учетом заявленной мощности, руб./кВт×ч                   0,71

 

–Природный газ, руб./нм³                                                  0,832

 

 

2. Предлагаемые технические решения

 

Поскольку наиболее эффективным является совместная выработка тепла и электроэнергии, то далее, в предложении, варианты выработки электроэнергии при реконструкции котельной будут рассматриваться только на базе теплового потребления.

 

Согласно таблице 1 имеется два потока пара от паровых котлов следующих параметров:

– 50 т/ч с абсолютным давлением 2,5 МПа и температурой 250°С;

            – 50 т/ч с абсолютным давлением 1,5 МПа и температурой 225°С.

Проанализировав параметры пара  потребителей из таблицы 3, можно выделить две группы потребителей:

 

1 группа

(технология 1):

 

в отопительный период:                 25 т/ч пара на параметры: 2,1 МПа и 230°С;

в неотопительный период: 20 т/ч пара на параметры: 2,1 МПа и 230°С.

 

2 группа

(технология 2, мазутное хозяйство и собственные нужды):

 

в отопительный период:                 76,5 т/ч пара на параметры: 0,6 МПа и 200°С;

в неотопительный период: 46    т/ч пара на параметры: 0,6 МПа и 200°С.

 

Причем ~41 т/ч пара с параметрами: 0,6 МПа и 200 °С потребители получают с уже установленной и действующей на предприятии турбины Р-2,5-2,1/0,6. Следовательно, оставшееся количество пара, на котором можно было бы вырабатывать электроэнергию, составит:

 

в отопительный период:                 76,5 – 41 = 35,5 т/ч;

в неотопительный период: 46 – 41 = 5 т/ч.

 

Таким образом, вырабатывать электроэнергию можно следующими способами:

 

1.           установив паровую противодавленческую турбину  мощностью 600 кВт параллельно существующей редукционно-охладительной установки РОУ 1,5/0,6 на параметры пара 1,5 МПа и 225°С (на параметры пара: 2,5 МПа и 250°С с противодавлением 2,1 МПа паровую турбину установить не представляется возможным из-за отсутствия перепада давления), при этом выработка электроэнергии составит примерно ~3 млн. кВт×ч в год;

 

2.           установив в параллель с существующими паровыми котлами на параметры пара: 2,5 МПа и 250°С газотурбинный агрегат электрической мощностью 6000 кВт с котлом-утилизатором паропроизводительностью ~13 т/ч с давлением 2,5 МПа и температурой 250°с выдачей пара в паросборный коллектор от существующих котлов, при этом выработка электроэнергии составит ~57 млн. кВт×ч.

 

Поскольку потребление пара с параметрами 0,6 МПа и 250°С в неотопительный сезон уменьшается до 5 т/ч, то работа паровой турбины будет возможна только в отопительный сезон в течение 5000 часов в году. При этом вложение капитала в проект с паровой турбиной по сравнению с отдачей капитала при работе турбины будет не оправдано, поскольку капитальные вложения очень сильно опережают отдачу. Поэтому далее будет рассматриваться вариант только с газовой турбиной.

            Для выработки электроэнергии, а также пара и горячей воды за счет утилизации выхлопных газов газотурбинного двигателя (ГТД) предлагается установить газотурбинную энергетическую установку типа ГТЭ-6С.

В качестве газотурбинного привода предлагается газовая турбина номинальной электрической мощностью 6,25 МВт (максимальной – 7,2 МВт) производства НПО «Зоря-Машпроект» г. Николаев (Украина).

В настоящее время на рынке России имеются газовые турбины аналогичной мощности производимые ОАО «НПО Сатурн» г. Рыбинск и ОАО «Турбомоторный завод» г. Екатеринбург, которые имеют более низкий электрический КПД 23,5% против 29,8% у турбины НПО «Зоря-Машпроект», а также малый ресурс эксплуатации в качестве привода.

Газотурбинная энергетическая установка ГТЭ-6С состоит из газотурбогенератора (ГТД и электрогенератора) и утилизационной котельной установки. В котле-утилизаторе осуществляется генерирование перегретого пара давлением 25 кгс/см² и температурой 250°С и дополнительный подогрев воды в газовом подогревателе сетевой воды (ГПСВ) для системы теплофикации за счет остаточного тепла уходящих газов. ГТЭ-6С содержит все необходимое вспомогательное оборудование и обслуживающие системы для нормального функционирования.

Основные технические характеристики  газотурбинной энергетической установки ГТЭ-6С при температуре наружного воздуха +15°С и давлении наружного воздуха 0,1013 МПа приведены в таблице 5.

Таблица 5. Основные технические характеристики ГТЭ-6С

                  Примечания:

* – параметры даны с учетом потерь полного давления в воздухоприемном газоотводящем устройствах ГТД, котле-утилизаторе, а также КПД электрогенератора;

** –  для обеспечения необходимого давления топливного газа на входе в двигатель

требуется устанавливать дожимной компрессор.

 

            ГТЭ-6С изготавливается и поставляется в блочно-контейнерном исполнении и состоит из отдельных блоков –контейнеров:

–        блока-контейнера, в котором размещается ГТД и электрогенератор с обслуживающими их системами и вспомогательным оборудованием,

–        блока комплексного воздухоочистительного устройства (КВОУ),

–        блока котельной установки,

–        блоков электротехнического оборудования: блока высокого напряжения и блока управления.

Блочно-контейнерное исполнение обеспечивает минимальный срок ввода электростанции в эксплуатацию и позволяет использовать ее на открытой местности.

Котел-утилизатор будет работать параллельно с одним из котлов ДЕ-25-24-250. В случае аварийного останова ГТУ паровой котел увеличивает свою производительность до требуемого на технологию, что не вызовет перерыва в подаче пара.

 

3. Тепловая схема

 

            Пар от котла-утилизатора поступает в общий коллектор с параметрами: 2,5 МПа и 250°С, от которого передается на технологию в размере 20¸25 т/ч с давлением ~2,1 МПа и температурой ~230°С.

            Таким образом, реконструкция трубопроводов котельной предполагается незначительной по объему работ.

            Принципиальная тепловая схема ТЭЦ представлена на рис.1.

 

4. Ориентировочные этапы и сроки проекта

 

4.1. Разработка рабочего проекта 4-5 месяцев, в том числе утверждаемая часть 2 месяца.

4.2. Заказ, изготовление и поставка оборудования и материалов

       12-14 месяцев.

4.3.Строительно-монтажные и пуско-наладочные работы со сдачей

       объекта Заказчику 16-18 месяцев.

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

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

Определяющим в сроке строительства является срок изготовления турбоагрегата, который по данным завода-изготовителя составляет для газовой турбины: 10-12 месяцев. Кроме этого, на срок реализации проекта в целом может повлиять время согласование и утверждения проекта.

			Рис.1 Принципиальная тепловая схема ТЭЦ
	Рис. 1. Принципиальная тепловая схема мини ТЭЦ

 

 

5. Стоимостные показатели

 

Общий объем капитальных вложений  на условиях «под ключ» по укрупненным показателям в текущих ценах ориентировочно составит (с НДС) 139 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 73 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 газовой турбиной определяется исходя из мощности, вырабатываемой турбиной и количества часов работы:

7200×5000 + 6200×(8400-5000) =

= 36 + 21,08 = 57,08 млн. кВт×ч

где      7200 и 6200 кВт        – электрическая мощность, развиваемая газовой турбиной в отопительный и неотопительный период;

5000 час         – длительность отопительного периода;

8400 час         – среднегодовое время работы турбины;

 

2. Отпуск электроэнергии в сеть завода, учитывая увеличение собственных нужд при работе газовой турбины –  ~ 3%: 

57,08×(1-0,03) = 55,37 млн. кВт×ч

3. Уменьшение ежегодной платы на покупку электроэнергии при тарифе 0,71 руб./кВт·ч без НДС с учетом заявленной мощности составит:

55,37×0,71 = 39,31 млн. руб.

4. Увеличение расхода топлива на выработку электроэнергии:

1)      расход газа на газовую турбину в отопительный период:

где 860       – коэффициент перевода кВт в ккал/ч;

        0,298 – электрический КПД газовой турбины см. табл. 5.;

7950       – теплотворная способность газа, ккал/кг;

5000  – длительность отопительного периода, час.

2)      расход газа на газовую турбину в неотопительный период:

3) уменьшение расхода топлива потребляемого существующими котлами котельной при замещении их котлом-утилизатором:

            – в отопительный период: 

            – в неотопительный период:         

            – за год:          7,58 + 4,44 = 12,02 млн. нм³

где  12,9 и 11,1 МВт – тепловая мощность котла-утилизатора в отопительный и неотопительный период по данным завода-изготовителя;

0,86 – коэффициент перевода МВт в ккал/ч;

0,92 – КПД существующих паровых котлов ДЕ-25-24-250;

7950 – теплотворная способность газа, ккал/кг;

4) увеличение расхода топлива на выработку электроэнергии газовой турбиной:

13,07 + 7,65 – 12,02 = 8,7 млн. нм³

5. Увеличение затрат на покупку газа при тарифе 0,832 руб./нм³:

8,7×0,832 = 7,24  млн. руб.

6.  Увеличение стоимости основных фондов ориентировочно составит 110 млн. руб.

7. Учитывая, что ресурс работы газотурбинного агрегата – 12 лет, средневзвешенная норма амортизации составит ~0,083, тогда амортизационные отчисления:

110×0,083 = 9,13 млн. руб.

8. Среднегодовые затраты на ремонтно-техническое обслуживание оборудования с учетом отчислений на капремонт по данным завода-изготовителя составят ~3,6 млн. руб.

9. Увеличение налога на основные фонды 2%:

110×0,02 = 2,2 млн. руб.

10. Годовое увеличение расходов на заработную плату дополнительного персонала из расчета 15 человек с окладами 5000 рублей и отчислений с ФОТ (36%)

5000×15×12×1,36 = 1,22 млн. руб.

11. Прочие затраты принимаем 20% от условно-постоянных затрат:

0,2×(9,13 + 3,6 + 1,22) = 2,79 млн. руб.

12. Годовые эксплуатационные затраты связанные с установкой турбины составят:

7,24 + 9,13 + 3,6 +  2,2 + 1,22 + 2,79 = 26,18 млн. руб.

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

 39,31 – 26,18 = 13,13 млн. руб.

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

13,13×(1-0,24) = 9,98 млн. руб.

15. Поток денежных средств (экономия +амортизация)

9,98 + 9,13 = 19,11 млн. руб.

16. Стоимость капвложений в реконструкцию ориентировочно составит 116 млн. руб. (без НДС)

 

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

года   или   » 73 месяца

 

18. Себестоимость выработки электроэнергии: 26,18/55,37 = 47 коп.