Портал по тригенерации, когенерации и мини-ТЭЦ

Реконструкция существующей котельной в мини-ТЭЦ с установкой турбины П-25-3,4/0,6

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

Данное ТКП выполнено для оценки возможности выработки собственной электроэнергии на тепловом потреблении.

 

 

1. Краткое описание существующего положения

На заводе имеется собственная котельная на которой установлено следующее основное оборудование:

 

Паровые котлы

Тип котла

Произво-дительность
т/ч

Разрешенное давление
кг/см2(изб)

Разрешенная температура
°С

Год

ввода в эксплуатацию

Примечание

1.    

СП-25

25

12

260

1946

 

2.    

ТП-35

35

36

450

1954

 

3.    

ТП-35

35

36

450

1955

 

4.    

ГМ-50

50

36

450

1974

 

 

 

Водогрейные котлы

Тип котла

Произво-дительность
Гкал/ч

Год

ввода в эксплуатацию

Фактическая температура на выходе из котла
°С

Примечание

1.   

ПТВМ-100

85

1975

130

 

2.   

ПТВМ-100

85

1975

130

 

 

 

Количество пара поступающего к потребителям приводится в нижеследующей таблице.

 

 

Тип

потребителя

Отопительный сезон

Неотопительный сезон

Режим потреб-ления*

Кол-во пара
т/ч

Давле-ние
кг/см2

(изб)

Темпе-ратура,
°С

Кол-во пара
т/ч

Давле-ние
кг/см2

(изб)

Темпе-ратура,
°С

1.  

Технология вакуумирования

-

-

-

3

10

230

2-3 плавки в сутки

2.  

Технология травилки

8

6

180

3

6

230

круглосуточно

3.  

Технология прочие

5

5

180

3

6

230

круглосуточно

4.  

Отопление

16

4

180

-

-

-

круглосуточно

5.  

Вентиляция

10

4

180

-

-

-

круглосуточно

6.  

Горячее водоснабжение

3

5

180

2

6

230

круглосуточно

7.  

Мазутное хозяйство

4

3

180

-

-

-

круглосуточно

8.  

Собственные нужды

6

6

220

2

6

230

круглосуточно

 

Расчетная суммарная нагрузка отопления, вентиляции составляет 91,0 Гкал/ч,а среднечасовая нагрузка горячего водоснабжения примерно 8,5 Гкал/ч.

Продолжительность отопительного сезона – 180суток ( 4320 часов ).

Температурный график – 130/70 0С

Основное топливо – природный газ  теплотворностью 7950 ккал/нм3, резервное – топочный мазут теплотворной способностью 9650 ккал/кг.

Максимальная потребляемая мощность предприятием 100 МВт. Годовое потребление электроэнергии примерно 460 млн.кВт*ч.

Тарифы на энергоносители:

- Заявленная мощность – руб. за квт в месяц                   166,0

- Электроэнергия – руб./кВт·ч                                          0,741

- природный газ – руб./нм3                                              0,718

 

 

2. Предлагаемые технические решения

Из вышеприведенной таблицы тепловых потребителей следует, что на предприятии имеется круглогодичное потребление пара давлением 5 кгс/см2     ( изб.) равное примерно 52 т/ч в отопительный сезон и 10 т/ч в остальное время. Кроме этого  в отопительный сезон расчетная нагрузка отопления и вентиляции равна 22 Гкал/ч, что в средне-зимнем режиме соответствует примерно 10 Гкал/ч или ~ 17 т/ч пара.Таким образом, на предприятии имеются тепловые потребители на расход пара порядка 35+17=52 т/ч, что позволит выработать электроэнергию на тепловом потреблении пара.

Учитывая то обстоятельство, что завод потребляет в максимальном режиме до 100 МВт электрической мощности, а также располагаемый потенциал пара 36 кгс/см2, 450оС существующей котельной предлагается установить конденсационную турбину с регулируемым отбором пара давлением 5 кгс/см(изб.) электрической мощностью 25000 кВт. При работе в отопительный сезон расход пара из отбора турбины будет составлять примерно 50 т/ч при развиваемой электрической мощности 18000 кВт и расходе пара на турбину 110 т/ч. В неотопительный сезон расход пара из отбора турбины будет примерно 10 т/ч при развиваемой электрической мощности 24000 кВт и расходе пара на турбину 110 т/ч. Годовая выработка электроэнергии при среднегодовом времени работы турбины 8400 часов составит 175 млн.кВт*ч.

Для охлаждения конденсатора турбины, маслоохладителей системы смазки, воздухоохладителей генератора предлагается выполнить систему циркуляционного водоснабжения с установкой 2-х секционной вентиляторной градирни производительностью 5000 м3/ч и двух циркуляционных насосов.

 

 

Номинальные технические характеристики турбоустановки:

 

Турбины конденсационные с регулируемыми отборами

 

Показатели

П-25-3,4/0,6

Ном. (мак.) мощность, кВт

18170 (25430

Частота вращения ротора, об/мин

3000

Параметры свежего пара,

 

номинал (рабочий диапазон):

 

абсолютное давление, МПа

3,2 (2,9-3,4)

температура, 0С

435 (420-445)

Ном. абс. давление пара за турбиной:

 

при ном. отборах, кПа

6,08

при конденсационном режиме, кПа

9,61**

Температура регенеративного подогрева питательной воды, 0С

70-74

Регулируемый производственный отбор,

 

номинал (рабочий диапазон):

 

абсолютное давление, МПа

0,6 (0,5-0,7)

температура, 0С

255 (235-341)

расход , т/ч

50

Ном. расход пара на турбину:

 

при работе с ном. отборами, т/ч

110

при конденсационном режиме, т/ч

110**

Ном. удельный расход теплоты

 

при  конденсационном режиме, ккал/кВт

3119,7

Тип конденсатора:

КП-1650-3

поверхность охлаждения, м2

1650

гидравл. сопротивление по воде, МПа

не более 0,06

ном. (макс) температура охл. воды, 0С

25

Ном. расход охл. воды на конденсатор

4600

и маслоохладители, м3

80х2

Поверхность нагрева подогревателей, м2:

 

низкого давления

70

высокого давления

-

Масляная система:

 

емкость масляного бака, м3

13

поверхность охлаждения маслоохладителей, м2

24х2

Монтажные характеристики:

 

масса турбины, т

61,83

масса конденсатора, т

35,5

масса поставляемого оборудования, т

159,396

высота фундамента турбины, м

7,0

высота крюка крана над полом

 

машинного зала, м

не менее 4,5

 

 

 

Турбоустановку предполагается установить в отдельно стоящем здании машзала размерами 18 х 18 метров и высотой по низу ферм 16 метров. Для выполнения ремонтных работ в машзале устанавливается мостовой кран грузоподъемностью 32 т, а также будет предусмотрен автомобильный въезд на ремонтную площадку.

За пределами здания на расстоянии не менее 5 метров от границы стены устанавливается подземная емкость для аварийного слива турбинного масла.

Турбина оснащается местным пультом управления, с которого осуществляется пуск турбоустановки. Контроль за работой турбоустановки осуществляется с группового щита управления котельной, куда будут вынесены все необходимые ключи управления, приборы, а также сигнализация о неисправностях работы.

Для турбины не требуется постоянной обслуживающий персонал находящийся рядом с установкой.

Выдачу генераторного напряжения предполагается выполнить посредством установки повышающего трансформатора 35/6 кВ и далее кабелем 35 кВ до секции 35 кВ с установкой вводного выключателя. Синхронизация генератора с энергосистемой предусматривается на генераторном выключателе, устанавливаемом в электротехническом помещении здания машзала.

Для безаварийного останова турбоагрегата при полной потери питающего напряжения ( аварийный масляный насос, оперативный ток и т.п.) предусмотрено строительство помещения аккумуляторной.

В случае  аварийного останова турбины или останова в плановый ремонт подача пара в коллектор 5 кгс/см2  будет осуществляться от существующих РОУ также, как и это было до установки турбины.

Турбина комплектуется синхронным генератором типа Т-25-2У3 производства АО «Привод» г.Лысьва, с системой возбуждения СВБД. Напряжение на клеммах генератора 6,3 кВ. Генератор имеет воздушное охлаждение по замкнутому циклу с установкой двух газоохладителей. Расход охлаждающей воды 250 м3/ч.

Срок службы турбоагрегата до списания – 25 лет.

Период между капитальными ремонтами – 5 лет.

 

3. Ориентировочные этапы и сроки реализации проекта

1. Разработка рабочего проекта               5 – 6 месяца

2. Заказ, изготовление и поставка оборудования и материалов 10 – 12 месяцев.

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 (турбоустановок) сразу после согласования основных технических решений.

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

 

4. Стоимостные показатели

 

Общая стоимость основного и вспомогательного оборудования при установки П-25-3,4/0,6 (турбогенератор, трубопроводы, запорная арматура, электротехническое оборудование, кабельная продукция и др.)        составит ориентировочно 93 млн.руб (без НДС).

Стоимость проектных работ 9,0 млн.руб.

Общий объем капитальных вложений в строительство по укрупненным показателям в текущих ценах ориентировочно составит (без НДС) 198,0 млн.руб. Указанные затраты будут уточнены после 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 24 месяца. (Приложение 1).

Анализ проекта с учетом прогнозных тарифов на электроэнергию и топливо, инфляцию при определении заработной платы, а также изменения стоимости денег во времени выполнен в Приложении 2. Срок окупаемости капвложений с момента начала финансирования составил 2 года 11 месяцев.

При отсутствии собственных средств на реконструкцию, для примера, выполнен расчет погашения кредита в размере 120 млн. рублей с процентной ставкой 20% годовых. Срок возврата кредита при этом составил 2 года 3 месяца.

Из-за отсутствия на данной стадии технических условий на параллельную работу с энергосистемой, в данном предложении не учтены возможные дополнительные затраты по выполнению требований энергосистемы.

Приложение №1.

Ориентировочный расчет срока окупаемости капвложений.

1.            Годовая выработка электроэнергии турбиной

         где 24000 и 18000 кВт – электрическая мощность, развиваемая турбиной по сезонам при расходе пара на турбину 110 т/ч и расходе пара из отбора соответственно 10 и 50 т/ч;

         8400 – среднегодовое время работы турбины.

2.      Годовой расход электроэнергии на собственные нужды ( циркуляционные, конденсатные насосы + увеличение расхода питательными насосами ) составит:

зимой           450 кВт х 4320 = 1,94 млн.кВт*ч

летом            750 кВт х ( 8400 – 4320 ) = 3,06 млн.кВт*ч

всего за год     1,94 + 3,06 = 5,0 млн.кВт*ч`

2.      Уменьшение потребления электроэнергии от энергосистемы:

175,68 – 5 = 170,68 млн. кВт*ч

3.            Уменьшения платы за покупку электроэнергии при тарифе 0,741 руб./квт·ч без НДС составит:

170,68 х 0,741 = 126,47 млн.руб.

4.            Уменьшение платы за заявленную мощность при снижении в среднем за год на 18000 кВт при тарифе 166 руб. за кВт в месяц без НДС составит:

18000 х 166 х 12 = 35,86 млн. руб.

5.            Суммарное годовое уменьшение затрат на покупку электроэнергии:

126,47 + 35,86 = 162,33 млн. руб.

6.            Увеличение часового расхода тепла на выработку электроэнергии определим как разность между расходом тепла на турбину и расходом тепла из отбора турбины:

зима:    

110 х 103 х 792 – 50 х 103 х 696 = 52,32 х 106 ккал/ч

 

лето:    

110 х 103 х 792 – 10 х 103 х 696 = 80,16 х 106 ккал/ч

где 792 и 696 ккал/кг теплосодержание пара на выходе из котла и из отбора турбины соответственно;

 

7.             Увеличение годового расхода тепла на выработку электроэнергии будет равно:

52,32 х 106 х 4320 + 80,16 х 106 ( 8400 – 4320 ) = 553 х 109 ккал

8.             Увеличение годового расхода топлива на выработку электроэнергии при  теплотворной  способности природного газа равной 7950 ккал/ч будет равно:

         где

         0,9 – КПД котла.

9.            Увеличение расходов на дополнительное потребление природного газа при тарифе 0,718 рубля за н м 3    составит:

10.        Увеличение стоимости основных фондов ориентировочно составит 180 млн. руб.

 

11.        Учитывая, что ресурс работы турбоагрегата составляет 25 лет принимаем  амортизацию в размере4,0 %.

180х 0,04 = 7,2 млн. руб.

12.        Прочие расходы принимаем 10% от амортизации:

7,2 х 0,1 = 0,72 млн.руб.

13.        Увеличение налога на основные фонды 2%

180 х 0,02 = 3,6 млн.руб.

14.        Годовое увеличение расходов на заработную плату из расчета 12 человек с окладами 5000 рублей и отчислений с ФОТ (34%)

5000 х12 х 12 х 1,36 = 0,98 млн.руб.

15.        Годовые эксплуатационные затраты связанные с установкой турбины составят:

55,5+7,2+0,72+3,6+0,98 = 68,0 млн. руб.

 

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

162,33 – 68,0 = 94,33 млн. руб.

17.        Поток денежных средств ( экономия +амортизация)

                                               94,33 + 7,2 = 101,53 млн.руб.

18.        Стоимость капвложений в реконструкцию ориентировочного составит 198 млн. руб. без НДС)

                                              

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

20.                     То же с момента начала финансирования:

1,94 + 1,5= 3,44 года

21.        Себестоимость производства потребляемой электроэнергии:

 

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