Портал по тригенерации, когенерации и мини-ТЭЦ

Реконструкция котельной при помощи газотурбинного привода номинальной электрической мощностью 6,25 МВт производства НПО «Зоря-Машпроект» г. Николаев (Украина)

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

Тип котла

Кол.

Произво-дительность, т/ч

Разрешенное давление, кг/см2 (изб.)

Разрешенная температура, °С

Год ввода в эксплуатацию

1.

ДЕ-25-24-250

2

25

24

250

1995

2.

ДЕ-25-14-225

2

25

14

225

1995

3.

ДЕ-25-24-380

2

25

24

380

1998

 

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

Тип котла

Кол.

Произво-дительность, Гкал/ч

Фактическая температура на выходе из котла, °С

Год ввода в эксплуатацию

Примечание

1.

ПТВМ-30

3

30

до 115

1979

 

2.

 

 

 

 

 

 

           

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

 

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

25

20

230

20

20

230

круглосуточно

2.  

Технология 2

65

5

200

40

5

200

круглосуточно

3.  

Мазутное хозяйство

1,5

5

200

круглосуточно

4.  

Собственные нужды

10

5

200

6

5

200

круглосуточно

 

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

Месяц

Потребление электроэнергии за 2002 год, кВт×ч

Фактическая мощность, потребляемая предприятием, кВт

Январь

9 708 000

12 043

Февраль

8 901 000

12 428

Март

9 227 000

11 965

Апрель

8 282 000

11 513

Май

7 253 000

11 424

Июнь

6 795 000

10 835

Июль

7 353 000

11 151

Август

7 122 000

11 441

Сентябрь

7 073 000

11 474

Октябрь

7 813 000

12 638

Ноябрь

7 648 000

10 602

Декабрь

8 552 000

12 759

Итого за год:

95 727 000

 

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

                                энергоустановка

Параметры

ГТА-6РМ

Мощность на выходном валу ГТД, МВт

6,7

КПД, %

31,5

Мощность электрическая на клеммах электрогенератора, МВт

6,2*

КПД электрический, %

29,8*

Температура газов перед турбиной, °С

1015

Степень повышения давления в компрессоре

13,9

Расход газов на выхлопе ГТД, кг/с

30,6

Температура газов на выхлопе ГТД, °С

430

Частота вращения выходного вала, об/мин

3000

Вид топлива

природный газ

Необходимое давление топливного газа на входе в ГТД, °С

25**

Номинальный расход газообразного топлива при НИН = 50056 кДж/кг, кг/ч

1495

Ресурс ГТД до капитального ремонта, ч

25000

Полный ресурс ГТД до списания, ч

100000

Наработка на отказ, ч, не менее

3500

Габаритные размеры ГТД (длина´ширина´высота), м

4,6´1,8´1,8

Масса ГТД, т

4,5

Паропроизводительность, т/ч

13,1

Температура перегретого пара, °С

250

Давление перегретого пара, кгс/см2

25

Температура газов за ГПСВ, °С

91

Расход воды через ГПСВ, т/ч

36

Температура воды на входе в ГПСВ, °С

70

Температура воды на выходе из ГПСВ, °С

110

Тепловая мощность котла-утилизатора с ГПСВ, МВт

11,1

Коэффициент использования тепла топлива, %

84,8

                        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



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.

 

Когенерация.ру, http://www.combienergy.ru