Портал по тригенерации, когенерации и мини-ТЭЦ

Строительство  мини-ТЭЦ мощностью 5 МВт

 

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

Настоящее предложение выполнено для оценки возможности выработки собственной электроэнергии при максимальном использовании существующего теплового потребления.

 

1. Краткое описание существующего положения

 

На предприятии имеется собственная котельная, на которой установлены паровые котлы. Тип и параметры котлов указаны в табл.1.

 

Таблица 1. Установленные паровые котлы

Тип котла

Кол.

Произво-дительность,
т/ч

Разрешенное давление,
кг/см2 (изб)

Разрешенная температура,
С

Год ввода в эксплуатацию

1.

ДЕ-10-44-250

2

8

12

180

1991

2.

ДЕ-25-14-225

1

22

14

225

2001

3.

«Паукер»

1

35

12

350

1930

4.

«Стерлинг»

1

20

8

350

1929

5.

«Стерлинг»

1

24

12

350

1931

 

Вырабатываемый котлами пар идет на покрытие технологической нагрузки предприятия, отопления, включая вентиляцию и горячее водоснабжение, а также на покрытие собственных нужд котельной. Параметры потребителей пара представлены в нижеследующей табл. 2.

Таблица 2. Потребители пара

Тип

потребителя

Отопительный сезон

Неотопительный сезон

Режим потребления

Кол-во пара,
т/ч

Давление,
кг/см2

(изб)

Температура,
С

Кол-во пара,
т/ч

Давление,
кг/см2

(изб)

Температура,
С

1.

Технология 1

13,5

12

200

13,5

12

200

круглосут.

круглогод.

2.

Отопление

11,3

3

200

-

-

-

круглосут.

отоп. сезон

3.

Вентиляция

7,5

3

200

-

-

-

круглосут.

отоп. сезон

4.

Горячее водоснабжение

0,5

3

200

0,5

3

200

круглосут.

круглогод.

5.

Мазутное хозяйство

27

 

 

 

 

 

круглосут.

круглогод.

6.

Собственные нужды

5

3

200

3,5

3

200

круглосут.

круглогод.

 

Продолжительность отопительного сезона 5784 часов.

Схема горячего водоснабжения – закрытая. Температурный график системы отопления – 110С/85С.

Основное и резервное топливо для котлов – природный газ теплотворной способностью 8000 Ккал/нм3.

Потребляемая электрическая мощность предприятия колеблется в пределах 8 МВт.

Тарифы на энергоносители (без НДС):

- электроэнергия с учетом заявленной мощности, руб/кВт*ч: 0,9

- природный газ, руб./нм3: 0,7

 

2. Предлагаемые технические решения

Для снижения доли покупки электроэнергии от ТЭЦ предлагается установить два газотурбинных агрегата ГТЭС-2,5 электрической мощностью по 2500 кВт с паровыми котлами-утилизаторами на параметры пара 1,3 МПа и 200С.

Котлы-утилизаторы будут подключены в работу параллельно с существующими котлами котельной, что позволит резервировать их работу в случае аварийного останова газовой турбины или останова в плановый ремонт, а также при ограничениях в подаче природного газа на предприятие (при работе на мазуте).

Существующее потребление пара (табл. 2) дает возможность вырабатывать электроэнергию двумя газовыми турбинами в течение всего года на тепловом потреблении.

Основные параметры и характеристики ГТЭС-2,5 (ISO 2314) приведены в табл.3.

 

Таблица 3. Характеристики газотурбинной установки ГТЭС-2,5

1. Общие сведения

Мощность:

· электрическая

тепловая с использование тепла выхлопных газов на паровой  котел:

 

МВт

МВт (Гкал)

 

2,5

4,1 (3,53)

Коэффициент полезного действия (КПД):

-         электрический

-         суммарный

 

%

%

 

26,5

74

Частота тока

Гц

50

Напряжение

В

6 300

2. Рабочие характеристики

Температура воздуха на входе

С

от – 45 до + 40

Температура в аппаратном отсеке

С

от +5 до + 50

Относительная влажность воздуха при + 25 С

%

до 98

Средняя рабочая высота при  атм. давлении 630 мм рт.ст.

м

1 000

Выдерживает сейсмическое воздействие по шкале MSK-64           интенсивностью   

баллов

 

не более 7

Динамическое давление, необходимое на входе:

·       топливного газа

 

кг/см2

 

 

21-25

 

Расход топлива при номинальном режиме:

·   топливного газа       (Нu=50056 кДж/кг)

 

кг/ч

 

 

680

 

Содержание NOx в выхлопных газах при работе на:

· природном газе

 

мг/м3

 

 

не более 70

 

Звуковое давление

дБа

не более 80

Ресурс:

· междукапитальными ремонтами

· назначенный

 

ч

ч

 

20 000

120 000

3. Характеристики вырабатываемой мощности

Нестабильность частоты и напряжения при коэффициенте мощности 0,8:

·       по напряжению

·       по частоте

 

 

%

%

 

 

2

0,2

Колебания частоты и напряжения при 50% спаде/повышении номинальной нагрузки:

·       по напряжению

·       по частоте

 

 

%

Гц

 

 

10

+ 0,5–1,0  

Время, необходимое для стабилизации частоты при 50% изменении номинальной нагрузки

 

сек

 

не более 5

4. Показатели маневренности

Время пуска и выхода на обороты холостого хода

мин

4

Время пуска и набора полной нагрузки

мин

14

Время пуска и экстренного нагружения

мин

7

Время проворачивания ГТД после его остановки

мин

30

5. Габариты и вес установки

Габариты (LxBxH)

м

15,75х6,71х15,25

Вес установки

кг

64 000

 

Поскольку давление газа перед ГРП ­– 6 кг/см2, а  необходимое давление газа на входе в турбоагрегат – 21-25 кг/см2, то перед турбоагрегатом устанавливается дожимная компрессорная станция.

Энергоустановка  ГТЭС-2,5 выполнена в  виде блочно-транспортабельных  блоков  в полной  заводской готовности и состоит из следующих основных узлов:

1. Энергетического блока в виде контейнера с рамой, в котором размещено основное  оборудование ГТЭС:

  • газотурбинный двигатель;
  • синхронный турбогенератор с системой возбуждения;

  • редуктор и компенсирующие соединительные устройства;

  • система автоматического управления (САУ);

  • высоковольтное распределительное устройство;

  • система электрических защит турбогенератора;

  • система возбуждения турбогенератора;

  • система электрообеспечения собственных нужд ГТЭС;

  • система топливоподачи (газообразного топлива);

  • система маслообеспечения ГТД, редуктора, турбогенератора;

  • система обогрева отсеков и подогрева масла;

  • система вентиляции;

  • система освещения (основная и аварийная);

  • система контроля загазованности;

  • система противопожарной защиты.

 

2. Комплексного   воздухоочистительного  устройства (КВОУ);

3. Парового котла с сепаратором пара и байпасом котла;

4. Шахты  выхлопа с шумоглушителем;

5. Блока охлаждения  масла;

6. Устройства  забора и очистки воздуха охлаждения  турбогенератора;

7. Выносного пульта управления;

8. Металлоконструкции под котел-утилизатор и воздухоочистительное  устройство.

 

ГТЭС выполнена с учетом установки на открытой площадке, оснащена системами отопления, вентиляции, освещения. 

Конструкция ГТЭС обеспечивает замену основного оборудования на месте эксплуатации, доступ к элементам, требующим проверки, регулирования и обслуживания при эксплуатации, а также обеспечивает удобство монтажа и демонтажа.

Контрольно-измерительные приборы ГТЭС обеспечивают класс точности не ниже 2,5 (кроме частотомеров, приборов контроля изоляции и приборов контроля первичного двигателя, класс точности которых не ниже 4).

Энергоблок ГТЭС разделен на отсеки ГТД и турбогенератора тепло звукоизолирующей перегородкой, исключающей попадание газа в отсек турбогенератора. Предел огнестойкости перегородки не менее 0,25 часа.

Энергоблок состоит из рамы, контейнера с перегородкой и пристроенного отсека, имеющего доступ снаружи, для размещения оборудования пожаротушения.

Газотурбинные электростанции будут размещаться в собственных контейнерах, поэтому строительство здания под их установку не требуется.

 

3. Ориентировочные этапы и сроки проекта

 

3.1. Разработка рабочего проекта  3-6 месяцев.

3.2. Заказ, изготовление и поставка оборудования и материалов 10-12месяцев

3.3.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 ТЭО.

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 9-12 месяцев. Кроме этого, на срок реализации проекта в целом может повлиять время согласование и утверждения проекта.

 

Стоимостные показатели

Общий объем капитальных вложений  на условиях «под ключ» по укрупненным показателям в текущих ценах ориентировочно составит (без НДС) 130,83 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 95 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 турбинами:

225008000 = 40 млн. кВт*ч

где       2500 кВт         – электрическая мощность, развиваемая одной турбиной;

8000 часов     – среднегодовое время работы турбин.

 

2. Отпуск электроэнергии в сеть завода, учитывая дополнительные собственные нужды в размере 3,2% при работе дожимной компрессорной станции:

40(1-0,032) = 38,72 млн. кВт*ч

 

3. Уменьшение ежегодной платы на покупку электроэнергии при тарифе 0,9 руб./кВт·ч без НДС составит:

38,720,9 = 34,85 млн. руб.

 

4. Определим годовой расход топлива на выработку электрической мощности:

4.1. часовой расход топлива на одну газотурбинную установку составит:

(2500*860)/(0,265*8000*0,99)=1024,4 нм3/ч

где       2500 кВт – электрическая мощность, развиваемая одной турбиной;

            860 – коэффициент перевода кВт в ккал/ч;

            0,265 – электрический КПД турбины;

            8000 ккал/м3 – теплотворная способность газа;

            0,99 – коэффициент теплового потока.

4.2. годовой расход топлива при работе 2-х газовых турбоустановок:

1024,428000 = 16,4 млн. нм3

где       2 – количество устанавливаемых турбоустановок;

            8000 часов – среднегодовое время работы турбин.

4.3. уменьшение расхода топлива потребляемого существующими котлами котельной при замещении их котлами-утилизаторами:

(61920*1000000)/(0,9*8000)=8,6 млн.нм3

где       8000 ккал/м3 – теплотворная способность газа;

0,9 – ориентировочная оценка КПД существующих котлов котельной (см. табл.1);

61920 Гкал     – годовая выработка тепловой энергии котлами-утилизаторами (по данным завода-изготовителя);

 

4.4. тогда годовой расход топлива на выработку электрической мощности при работе 2-х газотурбинных установок составит:

16,4 – 8,6 = 7,8 млн. нм3

 

5. Увеличение затрат на покупку газа при тарифе 0,70 руб./нм3:

7,80,7 = 5,46  млн. руб.

 

  1. Увеличение стоимости основных фондов ориентировочно составит 122 млн. руб.

7. Учитывая, что ресурс работы турбины составляет 15 лет принимаем амортизацию в размере 6,7 %, тогда амортизационные отчисления:

122*6,7% / 100% = 8,17 млн. руб.

 

8. Затраты на капитальный ремонт в расчете на год (приняты исходя из стоимости капитального ремонта двигателя ДО49Р; наработки двигателя до капитального ремонта  = 20000 часов; количества работы установки = 8000 часов) составят 3,84 млн. руб.

 

9. Затраты на покупку масла ТП-22С, ТП-22 по цене 24,2 руб/кг с учетом безвозвратных потерь масла 1,4 кг/ч (по данным завода-изготовителя):

24,21,4 8000 = 0,27 млн. руб.

 

10. Увеличение налога на основные фонды 2%:

1220,02 = 2,44 млн. руб.

 

11. Годовое увеличение расходов на заработную плату из расчета 15 человек с окладами 6000 рублей и отчислений с ФОТ (36%)

600015121,36 =  млн. руб.

 

12. Прочие затраты принимаем 15%:

0,15(8,17 + 3,84 + 0,27 + 1,47) = 2,1 млн. руб.

 

13. Годовые эксплуатационные затраты связанные с установкой турбины составят:

5,46 + 8,17 + 3,84 + 0,27 + 2,44 + 1,47 +2,1 = 23,75 млн. руб.

 

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

34,85 – 23,75 = 11,1 млн. руб.

 

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

11,1(1-0,24) = 8,44 млн. руб.

 

16. Поток денежных средств (экономия +амортизация)

8,44 + 8,17 = 16,61 млн. руб.

 

17. Стоимость капвложений в реконструкцию ориентировочно составит 130,83 млн. руб. (без НДС)

 

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

130,83/16,61=7,9 лет = 95 месяцев