ФГУП  «Нововятский механический завод»

г. Киров

ТЕХНИКО-КОММЕРЧЕСКОЕ ПРЕДЛОЖЕНИЕ

по реконструкции действующей

на территории предприятия котельной

с установкой турбоагрегата типа ТГ-3,5/6,3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Москва, 2003

 

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

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

После выезда специалистов ООО «Промышленные системы» непосредственно на объект возможна корректировка данного предложения.

 

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

 

Таблица 2. Водогрейные котлы

        

Вырабатываемый паровыми котлами пар поступает на покрытие технологической нагрузки предприятия следующих параметров:

– в отопительный сезон: 8,8 т/ч с давлением 1,1 МПа и температурой 171,5°С;

– в неотопительный сезон: 11 т/ч с давлением 0,97 МПа и температурой 169°С.

Тепло, вырабатываемое водогрейными котлами, идет на покрытие заданной расчетной нагрузки отопления, включая нагрузку горячего водоснабжения и вентиляции.

Продолжительность отопительного сезона 231 день (5544 часов).

Температурный график системы отопления: 110/70°С.

Фактический среднечасовой расход воды на подпитку теплосети равен ~ 7¸8 т/ч. Схема горячего водоснабжения – закрытая.

Потребление электрической мощности предприятием составляет в отопительный период: в среднем примерно 4 МВт и в неотопительный – 6 МВт.

Годовое потребление электроэнергии и мощности предприятием по месяцам представлено в таблице 3:

Таблица 3. Потребление электроэнергии и мощности по месяцам

Основное топливо для котлов – природный газ, резервное топливо – топочный мазут.

 

Тарифы на энергоносители (без НДС):

 

–Электроэнергия
  с учетом заявленной мощности, руб./кВт×ч            0,94

 

–Природный газ, руб./нм³                                         0,761

 

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

 

Из-за малого расхода и отсутствия перепада давления между давлением пара на выходе из паровых котлов (см. табл.1) и давлением пара, поступающего на технологию, выработка электроэнергии на потреблении технологического пара не представляется возможной.

Используя существующие паровые котлы можно вырабатывать электроэнергию на тепловом потреблении отопительной нагрузки.

Для выработки электроэнергии предлагается часть отопительной нагрузки перенести на паровые котлы. Под заданные Заказчиком тепловые нагрузки отопления и горячего водоснабжения и, руководствуясь целесообразностью получения максимальной электрической мощности на тепловом потреблении при средней нагрузке отопительного сезона, к установке предлагается блочная противодавленческая турбина производства ОАО «Калужский турбинный завод» типа ТГ-3,5/6,3 Р12/1,2 номинальной электрической мощностью 3500 кВт. Номинальные технические характеристики турбины представлены в таблице 4.

Таблица 4. Номинальные технические характеристики турбоустановки ТГ-3,5 АЛ/6,3  Р12/1,2

   Примечание:     * Изготовители генераторов:

–        АО «Электросила», г. Санкт-Петербург (типы МСК, ГС)

–        АО «Привод», г. Лысьва (тип ТК)

–        ООО «ПО ЛЭЗ» г. Санкт-Петербург (тип ТПС)

                               ^** Напряжение оговаривается при заказе.

 

При этом электрическая мощность, вырабатываемая турбиной, составит: в отопительный период – ~3500 кВт (при расходе пара 45 т/ч) и в неотопительный – ~2350 кВт (при расходе пара 32 т/ч). И количество тепловой энергии, которую можно получить от турбины: в отопительный период: ~22 Гкал/ч и в неотопительный: ~16 Гкал/ч.

Конструктивно турбогенератор ТГ-3,5/6,3 Р12/1,2 выполнен в виде компактного блока 100% заводской готовности, испытанного и построенного на заводском стенде.

Все основное оборудование турбогенератора – турбина, редуктор, генератор, смонтированы на общей раме.

Отдельно устанавливаемое оборудование включает в себя эжектор, аварийный масляный бак, местный пульт управления.

Масляный бак с установленными на нем узлами системы маслоснабжения – выносной, устанавливаемый с заглублением относительно опорных площадок рамы турбогенератора. Подземная емкость для аварийного слива масла устанавливается за пределами здания на расстоянии не менее 5 метров от границы стены.

Турбина оснащается местным пультом управления, с которого осуществляется пуск турбоустановки.

Турбина предлагается с нижним выхлопом, что упрощает условия обслуживания и ремонта турбоустановки.

Для турбины не требуется постоянный обслуживающий персонал находящийся рядом с установкой, поэтому контроль за работой турбоагрегата будет вестись с существующего группового щита котельной, куда будут вынесены основные параметры работы турбоустановки, сигнализация о неисправностях, а также ключи управления и останова турбоагрегата.

В объем комплектной поставки турбогенератора входят:

– турбина с парораспределением, блоком регулирования,

   стопорным клапаном;

– узлы системы маслоснабжения, в том числе:

- бак масляный V = 1 м³;

- бак масляный аварийный V = 0,2 м³;

- блок масляных насосов;

- эжектор системы отсоса.

Выдача электрической мощности от турбины осуществляется на свободную или пристраиваемую ячейку секций 6 кВ распредустройства завода. Генератор турбоустановки синхронизируется с электрической сетью и таким образом работает параллельно с энергосистемой.

В случае  аварийного останова турбины нагрев воды будет осуществляться в водогрейных котлах так же, как это и было до установки турбины.

Блочная поставка турбоагрегата обеспечивает быстрый монтаж и ввод в эксплуатацию.

Срок службы турбоагрегата до списания – 25 лет.

Период между капитальными ремонтами – 5 лет.

Турбина комплектуется синхронным генератором типа ТК-4 производства АО «Привод» г. Лысьва, с системой возбуждения. Напряжение на клеммах генератора 6,3 кВ. Основные технические данные и характеристики турбогенератора ТК-4 приведены в таблице 5.

Таблица 5. Основные технические данные и характеристики турбогенератора ТК-4-2-РУХЛЗ

 

Выхлопной пар турбины с давлением 0,12 МПа, поступая в бойлерную установку (бойлерная установка состоит из 2-ух сетевых подогревателей), будет нагревать обратную сетевую воду перед водогрейными котлами. Номинальные технические характеристики бойлерной установки представлены ниже в таблице 6.

Таблица 6. Номинальные технические характеристики сетевого подогревателя типа ПСВ-200-7-15

 

3. Тепловая схема

        

Часть вырабатываемого котлами пара  поступает на технологию, а оставшаяся часть – на противодавленческую турбину.

Выхлопной пар турбоагрегатов поступает на бойлерную установку с давлением 0,12 МПа. Турбоагрегат ТГ-3,5 и бойлеры обвязаны по блочному принципу. В блок входит один турбоагрегат ТГ-3,5 и два бойлера.

Обратная сетевая вода после сетевых насосов подается на бойлерную установку, где происходит ее нагрев на 25-30°С. Дальнейший нагрев воды осуществляется в водогрейных котлах.

Принципиальная тепловая схема включения турбоагрегатов и бойлеров в схему котельной представлена на рис.1.

 

4. Ориентировочные этапы и сроки проекта

 

4.1. Разработка рабочего проекта 4-5 месяцев.

4.2. Заказ, изготовление и поставка оборудования и материалов

       10-12 месяцев.

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

       объекта Заказчику 14-16 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 16 месяцев) и при условии стабильного финансирования.

			Рис.1 Принципиальная тепловая схема

 

Ориентировочный график выполнения работ

 

Определяющим в сроке строительства является срок изготовления турбоагрегата, который по данным завода-изготовителя составляет для паровой противодавленческой турбины: 9-11 месяцев. Кроме этого, на срок реализации проекта в целом может повлиять время согласование и утверждения проекта.

5.    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.

 

6. Стоимостные показатели

 

Общий объем капитальных вложений  на условиях «под ключ» по укрупненным показателям в текущих ценах ориентировочно составит (с НДС) 44 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 29 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 определяется исходя из мощности, вырабатываемой турбиной и количества часов работы:

3500×5544 + 2350×(8400-5544) = 26,11 млн. кВт×ч

где    3500 и 2300 кВт – электрическая мощность, развиваемая турбиной в течение отопительного и неотопительного сезона;

5544 часов – продолжительность отопительного периода;

8400 часов – среднегодовое время работы турбины.

2. Отпуск электроэнергии в сеть завода, учитывая собственные нужды ТЭЦ в размере ~3%, составит:

26,11 ×(1-0,03) =  25,33 млн. кВт×ч

3. Уменьшение ежегодной платы на покупку электроэнергии при тарифе 0,94 руб./кВт·ч без НДС составит:

25,33×0,94 = 23,81 млн. руб.

4. Увеличение расхода топлива на выработку электрической мощности составит:

где    860   – перевод кВт в ккал/ч;

8000 ккал/кг – теплотворная способность газа;

         0,95  – электромеханический КПД турбоустановки;

         0,91  – КПД котла;

         0,99  – коэффициент теплового потока.

5. Увеличение затрат на покупку газа при тарифе 0,761 руб./нм³:

3,28×0,761 = 2,5  млн. руб.

6. Увеличение стоимости основных фондов ориентировочно составит 32 млн. руб.

7. Учитывая, что ресурс работы турбины составляет 25 лет принимаем амортизацию в размере 4,0 %, тогда амортизационные отчисления:

32×0,04 = 1,28 млн. руб.

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

1,28×0,2 = 0,26 млн. руб.

9. Увеличение налога на основные фонды 2%:

32×0,02 = 0,64 млн. руб.

10. Годовое увеличение расходов на заработную плату дополнительного персонала из расчета 5 человек с окладами 5000 рублей и отчислений с ФОТ (36%)

5000×5×12×1,36 = 0,41 млн. руб.

11. Прочие затраты принимаем 10%:

0,1×(1,28 + 0,26 + 0,41) = 0,2 млн. руб.

12. Годовые эксплуатационные затраты связанные с установкой турбины составят:

2,5 + 1,28 + 0,26 + 0,64 + 0,41 + 0,2 = 5,33 млн. руб.

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

23,81 – 5,33 = 18,48 млн. руб.

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

18,48×(1-0,24) = 14,04 млн. руб.

15. Поток денежных средств (экономия +амортизация)

14,04 + 1,28 = 15,32 млн. руб.

16. Стоимость капвложений в реконструкцию ориентировочно составит 36,7 млн. руб. (без НДС)

 

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

месяцев

 

18. Срок возврата капитала:                   2,4 + 1,3 = 3,7 года

 

19. Себестоимость выработки электроэнергии: 5,33/25,33 = 21 коп.