ФГУП  ПО “Старт”

г. Заречный, Пензенская область

ТЕХНИКО-КОММЕРЧЕСКОЕ ПРЕДЛОЖЕНИЕ

по реконструкции действующей

на территории предприятия котельной

с установкой турбоагрегата 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.

 

1. Краткое описание существующего положения

 

На предприятии имеется собственная котельная, на которой установлено 8 паровых котлов и 6 водогрейных котлов. Параметры котлов внесены в табл. 1 и 2.

 

Таблица 1. Паровые котлы

 

Располагаемый пар от паровых котлов: 100 т/ч пара с абсолютным давлением 14 кг/см² и температурой 194,1 °С.

 

Таблица 2. Водогрейные котлы

        

Общее количество тепловой энергии, вырабатываемое водогрейными котлами: 300 Гкал/ч.

 

Вырабатываемый котлами пар поступает на покрытие технологической нагрузки предприятия, собственных нужд котельной, мазутного хозяйства и на покрытие отопительной нагрузки, включая горячее водоснабжение и вентиляцию. Потребители пара внесены в ниже следующую таблицу 3.

 

Таблица 3. Сведения о потребителях пара

 

Продолжительность отопительного сезона 206 дней (4944 часа).

Температурный график системы отопления: 150/70°С.

Расчетная нагрузка отопления, включая вентиляцию и горячее водоснабжение, составляет ~ 417 Гкал/ч. Фактический среднечасовой расход воды на подпитку теплосети равен ~ 400 т/ч. Схема горячего водоснабжения – открытая.

Потребляемая электрическая мощность предприятия колеблется в пределах:

в отопительный сезон:          ~ 9¸10 МВт;

в неотопительный сезон:       ~ 5¸6 МВт.

 

Годовое потребление электроэнергии предприятием по месяцам представлено в таблице 4:

Таблица 4. Потребление электроэнергии по месяцам

 

Основное топливо для котлов – природный газ с теплотворной способностью 7970 Ккал/нм³. Резервное топливо – топочный мазут теплотворной способностью 9680.

 

Тарифы на энергоносители (без НДС):

 

Электроэнергия
с учетом заявленной мощности, руб./кВт×ч              0,82

 

Природный газ, руб./нм³                                           0,77

 

2. Предлагаемые технические решения

 

По данным Заказчика среднечасовая подпитка теплосети составляет, примерно, 400 т/ч причем вода поступает на подпитку после атмосферного деаэратора практически без охлаждения с температурой, примерно, 90°С. Таким образом, среднечасовое количество тепла на подпитку теплосети будет порядка:

400×(90-15)×10^-3 = 30 Гкал/ч,

где 15°С – принятая температура исходной водопроводной воды.

Таким образом, имеется устойчивое тепловое потребление с круглогодичной загрузкой ~30 Гкал/ч.

В настоящее время вода на подпитку теплосети нагревается в подогревателях исходной и химумягченной воды и далее в атмосферном деаэраторе, для которых греющим паром служит пар давлением 0,6 МПа получаемый после редукционно-охладительной установки 13/6. Для возможности более рационального использования пара на выработку электроэнергии предлагается нагрев подпиточной воды  производить паром 0,12 МПа с установкой новых подогревателей исходной и химумягченной воды.          Снижение давления пара с 1,3 МПа до 0,12 МПа предлагается выполнить посредством установки блочной противодавленческой турбины производства ОАО «Калужский турбинный завод» типа ТГ-3,5/6,3 Р12/1,2 номинальной электрической мощностью 3500 кВт с генераторным напряжением 6,3 кВ. Количество тепла, которое можно получить из противодавления турбины равно примерно 22 Гкал/ч.

Работать турбоагрегат ТГ-3,5/6,3 будет в течение всего года.

Номинальные технические характеристики турбоустановки ТГ-3,5/6,3 Р12/1,2 представлены в табл.5.

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

* - t_s – температура насыщения для заданного давления.

Турбина оснащается местным пультом управления, с которого осуществляется пуск 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.

Охлаждение маслоохладителей турбины и воздухоохладителей генератора может быть выполнено посредством установки вентиляторных градирен, либо использованием исходной воды потребляемой котельной. Окончательное решение будет определено после выезда специалистов на место и ознакомления со схемой всех материальных потоков котельной.

Турбина комплектуется синхронным генератором типа ТК-4 производства АО «Привод» г. Лысьва, с системой возбуждения. Напряжение на клеммах генератора 6,3 кВ.

Турбину предполагается разместить в пристройке к существующей котельной. Блочная поставка турбоагрегата обеспечивает быстрый монтаж и ввод в эксплуатацию.

Срок службы турбоагрегата до списания – 25 лет.

Период между капитальными ремонтами – 5 лет.

В дальнейшем при установке еще одного котла паропроизводительностью 20 т/ч возможна установка еще одной блочной противодавленческой турбины аналогичной предыдущей с выхлопом пара в бойлеры предварительного нагрева обратной сетевой воды перед водогрейными котлами при работе в отопительный сезон.

 

3. Тепловая схема

 

                   Пар, вырабатываемый котлами, поступает в паросборный коллектор с абсолютным давлением 1,4 МПа и температурой 194°С. Далее часть пара через РОУ поступает в коллектор 0,6 МПа и 158°С, и далее – в атмосферный деаэратор. А другая часть пара ~45 т/ч идет на турбоустановку. Турбина резервируется РОУ, которая включается параллельно турбине.

         Выхлопной пар турбины давлением 0,12 МПа поступает в новые подогреватели исходной и химумягченной воды, в которых подпиточная вода нагревается до ~63°С и далее поступает в атмосферный деаэратор.

        

4. Ориентировочные этапы и сроки проекта

 

4.1. Разработка рабочего проекта 5-6 месяцев, в том числе утверждаемая часть 2 месяца.

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.

Определяющим в сроке строительства является срок изготовления турбоагрегата, который по данным завода-изготовителя составляет 9-10 месяцев. Кроме этого, на срок реализации проекта в целом может повлиять время согласование и утверждения проекта.

 

 

 

5. Объем услуг

 

Компания ООО «Промышленные сети» 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 (без НДС) 35 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 28 месяцев с момента начала эксплуатации. (Приложение 1).

Дисконтированный срок окупаемости (с учетом изменений стоимости денег во времени) составил 4 года 7 месяцев.

 

В вышеуказанную стоимость не включено:

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

 

Ориентировочный график выполнения работ и платежей

 

2003 год

2004 год

2005

окт

ноя

дек

янв

фев

мар

апр

май

июн

июл

авг

сен

окт

ноя

дек

янв

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

Разработка рабочего проекта

Пуско-наладка

Утв. часть

Согл.

Рабочая документация

Заказ, изготовление и поставка турбоагрегата

Монтаж турбоагрегата

Заказ и изготовление вспомогательного оборудования

Строительно-монтажные работы

Капитальные вложения с НДС: 42 млн. руб.

 

Приложение 1

Ориентировочный расчет срока окупаемости капвложений

1. Годовая выработка электроэнергии турбинами определяется исходя из мощности, вырабатываемой турбинами и количества часов работы этих турбин:

3500×8400 = 29,4 млн. кВт×ч

где    3500 кВт    – электрическая мощность, развиваемая турбиной;

8400 час    – среднегодовое время работы турбины.

2. Отпуск электроэнергии в сеть завода, учитывая увеличение собственных нужд в размере ~2% : 

29,4×(1-0,02) = 28,81 млн. кВт×ч

3. Уменьшение ежегодной платы на покупку электроэнергии при тарифе 0,82 руб./кВт·ч без НДС с учетом заявленной мощности составит:

28,81×0,82 = 23,62 млн. руб.

4. Увеличение расхода топлива на выработку электрической мощности составит:

где    860   – перевод кВт в ккал/ч;

7970 ккал/кг – теплотворная способность газа;

         0,96  – электромеханический КПД турбоустановки;

         0,91  – КПД котла;

         0,99  – коэффициент теплового потока.

5. Увеличение затрат на покупку газа при тарифе 0,77 руб./нм³:

3,67×0,77 = 2,82  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:

2,82 + 1,28 + 0,26 + 0,64 + 0,41 + 0,2 = 5,61 млн. руб.

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

23,62 – 5,61 = 18,01 млн. руб.

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

18,01×(1-0,24) = 13,69 млн. руб.

15. Поток денежных средств (экономия +амортизация)

13,69 + 1,28 = 14,97 млн. руб.

16. Стоимость капвложений в реконструкцию ориентировочно составит 35 млн. руб. (без НДС)

 

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

18. Срок возврата капитала:                   2,3 + 1,3 = 3,6 года

 

19. Себестоимость выработки электроэнергии: 5,61/28,81 = 19 коп.

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 на октябрь 2003 года;

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

4.     Прочие затраты приняты в размере 10% от суммы затрат на амортизацию, заработную плату и ремонтно-техническое обслуживание;

5.     Возврат НДС 20% от общей суммы капвложений по годам производится после ввода объекта в эксплуатацию;

6.     В расчете учитывается налог на прибыль в размере 24%;

7.     Заработная плата персонала по годам рассчитывалась с учётом ежегодной инфляции в размере 10%;

8.     Ставка дисконта принята в соответствии с рекомендуемой ставкой для энергообъектов в размере 20%.

В результате проведенных расчетов получено:

·        внутренняя норма доходности, которая составила 54,53%, превышает принятую в расчетах ставку дисконта – 20%, что доказывает инвестиционную привлекательность проекта;

·        дисконтированный срок окупаемости равен 4 годам и 7 месяцам, что для подобных проектов является вполне приемлемым сроком

Таблица 6. Исходные данные для расчета

№	Наименование	Размерн.	2003	2004	2005	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015
1	Капитальные вложения (с НДС)	млн.руб.	12,60	29,40
2	Производство электроэнергии	млн.кВт.ч			26,95	29,40	29,40	29,40	29,40	29,40	29,40	29,40	29,40	29,40	29,40
3	Производство тепла	тыс.Гкал
4	Расход электроэнергии на собственные нужды	млн.кВт.ч			0,494	0,588	0,588	0,588	0,588	0,588	0,588	0,588	0,588	0,588	0,588
5	Расход тепла на с.н.	тыс.Гкал
6	Отпуск электроэнергии	млн.кВт.ч			26,46	28,81	28,81	28,81	28,81	28,81	28,81	28,81	28,81	28,81	28,81
7	Отпуск тепла	тыс.Гкал
8	Отпуск эл.энергии в энергосистему	млн.кВт.ч
9	Отпуск теп.энергии на сторону	тыс.Гкал
10	Уменьшение потребления эл.энергии от энергосистемы	млн.кВт.ч			26,46	28,81	28,81	28,81	28,81	28,81	28,81	28,81	28,81	28,81	28,81
11	Уменьшение потребления теп.энергии от энергосистемы	тыс.Гкал
12	Тариф на отпускаемую эл.энергию	руб./кВт.ч
13	Тариф на покупаемую эл.энергию	руб./кВт.ч	0,82
14	Коэффициент прогноза роста тарифа на эл.энергию		1,00	1,16	1,16	1,16	1,15	1,10	1,09	1,08	1,07	1,06	1,05	1,05	1,05
15	Индексы тарифа на эл.энергию к базовому году		1,00	1,16	1,35	1,57	1,81	1,99	2,17	2,34	2,50	2,65	2,78	2,92	3,07
16	Прогнозный тариф на отпускаемую эл.энергию	руб./кВт.ч
17	Прогнозный тариф на покупаемую эл.энергию	руб./кВт.ч	0,82	0,95	1,11	1,29	1,48	1,63	1,78	1,92	2,05	2,17	2,28	2,39	2,52
18	Тариф на отпускаемую теп.энергию	руб./Гкал
19	Тариф на покупаемую теп.энергию	руб./Гкал
20	Коэффициент прогноза роста тарифа на теп.энергию		1,00	1,20	1,20	1,18	1,15	1,10	1,09	1,08	1,07	1,06	1,05	1,05	1,05
21	Индексы тарифа  на теп.энергию к базовому году		1,00	1,20	1,44	1,69	1,94	2,13	2,32	2,51	2,69	2,85	2,99	3,14	3,30
22	Прогнозный тариф на отпускаемую теп.энергию	руб./Гкал
23	Прогнозный тариф на покупаемую теп.энергию	руб./Гкал
24	Доход от продажи эл.энергии в энергосистему	млн.руб.
25	Уменьшение затрат на покупку эл.энергии	млн.руб.			29,29	37,08	42,76	47,02	51,26	55,29	59,06	62,61	65,69	68,98	72,52
26	Доход от продажи теп.энергии на сторону	млн.руб.
27	Уменьшение затрат на покупку теп.энергии	млн.руб.
28	Суммарный доход от продажи тепловой и электрической энергии	млн.руб.
29	Суммарное уменьшение затрат на приобретение тепловой и  электрической энергии	млн.руб.			29,29	37,08	42,76	47,02	51,26	55,29	59,06	62,61	65,69	68,98	72,52
30	Суммарные выгоды от снижения приобретаемой и продажи тепловой электрической энергии	млн.руб.			29,29	37,08	42,76	47,02	51,26	55,29	59,06	62,61	65,69	68,98	72,52
31	Расход топлива	млн.нм3 ;  млн.т			3,36	3,67	3,67	3,67	3,67	3,67	3,67	3,67	3,67	3,67	3,67
32	Тариф на топливо	руб.нм3 ;  руб.т	0,77
33	Коэффициент прогноза роста тарифа на топливо		1	1,2	1,2	1,175	1,15	1,1	1,09	1,08	1,07	1,06	1,05	1,05	1,05
34	Индексы тарифа на топливо к базовому году		1	1,2	1,44	1,69	1,94	2,13	2,32	2,51	2,69	2,85	2,99	3,14	3,3
35	Прогнозный тариф на топливо	руб.нм3 ;  руб.т	0,77	0,92	1,11	1,30	1,49	1,64	1,79	1,93	2,07	2,20	2,30	2,42	2,54
36	Затраты на топливо	млн.руб.			3,73	4,77	5,48	6,02	6,55	7,09	7,60	8,06	8,45	8,87	9,33
37	Стоимость основных фондов	млн.руб.			32,00	32,00	32,00	32,00	32,00	32,00	32,00	32,00	32,00	32,00	32,00
38	Процент амортизации	%			4,0%	4,0%	4,0%	4,0%	4,0%	4,0%	4,0%	4,0%	4,0%	4,0%	4,0%
39	Амортизационные отчисления	млн.руб.				1,28	1,28	1,28	1,28	1,28	1,28	1,28	1,28	1,28	1,28
40	Среднегодовые затраты на ремонтно-техническое обслуживание				0,24	0,29	0,31	0,35	0,38	0,42	0,46	0,51	0,56	0,61	0,67
41	Процент налога на основные фонды	%			2,0%	2,0%	2,0%	2,0%	2,0%	2,0%	2,0%	2,0%	2,0%	2,0%	2,0%
42	Налог на основные фонды	млн.руб.			0,64	0,64	0,64	0,64	0,64	0,64	0,64	0,64	0,64	0,64	0,64
43	Количество персонала	чел.				5	5	5	5	5	5	5	5	5	5
44	Средняя заработная плата  (с учетом инфляции 10% в год)	руб.	6000,0	6600,0	7260,0	7986,0	8784,6	9663,1	10629,4	11692,3	12861,5	14147,7	15562,5	17118,7	18830,6
45	Ставка налогов с ФОТ (%)	%			36%	36%	36%	36%	36%	36%	36%	36%	36%	36%	36%
46	Затраты на заработную плату с учетом инфляции	млн.руб.				0,65	0,72	0,79	0,87	0,95	1,05	1,15	1,27	1,4	1,54
47	Прочие затраты 10% (от строки 36+39+40+42+46)	млн.руб.			0,44	0,73	0,81	0,87	0,93	1,00	1,06	1,11	1,16	1,22	1,28
48	Итого эксплуатационные затраты	млн.руб.			5,05	8,37	9,25	9,95	10,66	11,38	12,09	12,74	13,36	14,03	14,74
49	Прибыль до уплаты налогов	млн.руб.			24,24	28,72	33,51	37,07	40,60	43,91	46,98	49,86	52,33	54,95	57,78
50	Ставка налога на прибыль (%)	%			24,0%	24,0%	24,0%	24,0%	24,0%	24,0%	24,0%	24,0%	24,0%	24,0%	24,0%
51	Налог на прибыль	млн.руб.			5,82	6,89	8,04	8,90	9,74	10,54	11,27	11,97	12,56	13,19	13,87
52	Чистая прибыль	млн.руб.			18,42	21,82	25,47	28,18	30,85	33,37	35,70	37,90	39,77	41,76	43,91
53	Возврат НДС	млн.руб.			4,90
54	Поток денежных средств (Cash Flow)	млн.руб.			23,32	23,10	26,75	29,46	32,13	34,65	36,98	39,18	41,05	43,04	45,19
55	Чистый поток денежных средств	млн.руб.	-12,60	-29,40	23,32	23,10	26,75	29,46	32,13	34,65	36,98	39,18	41,05	43,04	45,19
56	Ставка дисконта (%)	%	20,00%	20,00%	20,00%	20,00%	18,00%	18,00%	18,00%	18,00%	16,00%	16,00%	16,00%	16,00%	14,00%
57	Коэффициент дисконтирования		0,833	0,694	0,579	0,482	0,437	0,370	0,314	0,266	0,263	0,227	0,195	0,168	0,182
58	Чистая текущая стоимость (NPV)	млн.руб.	-10,50	-20,42	13,50	11,14	11,69	10,91	10,09	9,22	9,72	8,88	8,02	7,25	8,23
59	То же нарастающим итогом	млн.руб.	-10,50	-30,92	-17,42	-6,28	5,41	16,32	26,41	35,63	45,36	54,24	62,26	69,51	77,74
60	Внутренняя норма доходности (IRR)	%	54,53%
61	Срок возмещения капитала (Тв)	лет	4 года 7  мес.