Портал по тригенерации, когенерации и мини-ТЭЦ

Строительство мини-ТЭЦ с установкой газовой турбины

Краткое описание существующего положения

На котельной предприятия установлено 5 котлов ГМ-50-14/250 тепло производительностью по 50 т/ч на параметры пара: 1,4 МПа, 2500 С.

Вырабатываемый котлами пар подается в сеть объекта к различным потребителям некоторые из которых дросселируют и охлаждают пар до параметров, необходимых для технологии.

Количество вырабатываемого пара равного, примерно 120 т/ч.

Электрическая нагрузка предприятия колеблется от 15 до 31 МВт.

Тарифы на энергоносители (без НДС):

- Заявленная мощность, руб./кВт.ч в месяц

59,81

- электроэнергия, руб./кВтч

0,78

- пар (на сторону), руб./Гкал

224,17

-природный газ за 1000 НМ3, руб.

(с учетом транспортировки)

729,75

                            Предлагаемые технические решения

Как следует из опросного листа Заказчику необходимо рассмотреть варианты выработки собственной электроэнергии с использованием паротурбинного цикла.

Вариант выработки электроэнергии с установкой противодавленческой турбины не представляется возможным, поскольку вырабатываемый котлами пар поступает в сеть завода с теми же параметрами, что и на выходе из котлов.

Выработка электроэнергии при установке конденсационных турбин малопривлекательна из-за больших капиталовложений и высоких удельных расходов на выработку электроэнергии и , возможно, даже больше, чем в энергосистеме.

Наиболее целесообразно при данных условиях, когда имеется тепловой потребитель с круглогодичной загрузкой по тепловому потреблению – это вариант установки газовой турбины (ГТ) с котлом-утилизатором (КУ).

Предлагается, для выработки электроэнергии на тепловом потреблении, установка газовой турбины электрической мощностью 16000 кВт с паровым котлом-утилизатором на параметры пара такие же, как и у существующих котлов ГМ-50 в количестве, примерно, 30 т/ч.

Вырабатываемый КУ пар будет подаваться в коллектор от паровых котлов котельной, а электроэнергия на одну из секций 6 кВ П/С 110/6.

Удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии составит, примерно, 140 гут/кВт.ч, что в 2,5 раза меньше, чем в среднем по энергосистеме.

Место установки агрегата возможно на существующих свободных площадях.

Работа агрегата предусматривается параллельно с энергосистемой. В случае аварийного останова ГТУ-ТЭЦ или останова в плановый ремонт недостающая электроэнергия будет поступать от энергосистемы, а недостающее тепло от существующих паровых котлов котельной.

                                         Стоимостные показатели

Общая стоимость основного и вспомогательного оборудования (турбогенераторы, трубопроводы, запорная арматура, электротехническое оборудование, кабельная продукция и др.) составит ориентировочно 200 млн. руб. (без НДС и транспортных расходов).

Стоимость проектных работ (ТЭО + рабочая документация) 5 млн. руб.

Общий объем капитальных вложений в строительство на условиях «под ключ», по укрупненным показателям в текущих ценах ориентировочно составит (без НДС) 225 млн. руб. Простой срок окупаемости капитальных вложений в реконструкцию котельной, определенный по общепринятой методике для аналогичных объектов промышленной теплоэнергетики, при указанной Заказчиком стоимости электрической энергии и топлива, составит ориентировочно 30-32 месяца (Приложение 1).

Расчет экономической эффективности приводится в приложении 2.

В вышеуказанную стоимость не включено:

-                 инженерно-геологические изыскания;

-                 затраты, связанные с выполнением технических условий энергосистемы.

Общая стоимость реализации проекта и по отдельным статьям расходов будет уточнена при разработке ТЭО, разрабатываемом по техническому заданию, утвержденному Заказчиком, в котором будут определены конкретные объемы строительства с учетом местных условий.

Приложение 1

Ориентировочный расчет срока окупаемости капвложений.

При установке ГТУ-ТЭЦ на предприятии будет производиться собственная электроэнергия, которая будет потребляться самим предприятием без выдачи ее в энергосистему. Таким образом, выгоды от установки ГТУ-ТЭЦ будут связаны только с уменьшением покупки электроэнергии от системы.

Выработка пара котлом-утилизатором ГТУ-ТЭЦ в расчете не учитывалась, поскольку удельные расходы топлива на выработку тепла примерно такие же, как и при работе котлов ГМ-50 котельной.

1.             Годовая выработка электроэнергии при среднегодовом числе часов работы равным 8000 часов и коэффициенте загрузки 0,9 составит:

16000´8000´0,9=115,2 млн. кВт×ч

2.             Отпуск электроэнергии в сеть завода:

115,2(1-0,05)=109,44 млн. кВт×ч

5% – расход электроэнергии на собственные нужды

3.             Уменьшение затрат на покупку электроэнергии при тарифе 0,78 руб/кВтч (без НДС) составит

109,42´0,78´1,2=102,44 млн. руб.

4.             То же за уменьшение платы за заявленную мощность при тарифе 59,81 руб. за кВт в месяц

16000´59,81´1,2´(1-0,05)´11=12,00 млн. руб.

5.             Итого уменьшение затрат на покупку электроэнергии

102,44+12=114,44 млн. руб.

6.             Увеличение часового расхода топлива на выработку электроэнергии на 1 кВтч электрической мощности

                              DВ = N э    860      1      ´        860     =  0,125 нм3

                  hэм Qнрhк         0,955 ´8000´0,9

, где 0,955 – электромеханический КПД турбины;

            0,9- КПД котлоагрегата;

8000 ккал   - ориентировочная теплопроводная способность газа;

         нм3

860 – коэффициент перевода кВт в ккал/час.

7.             То же в год

115,2´106´0,125=14,01 млн. нм3

8.             То же в денежном выражении при тарифе 729,75 руб. за 1000 нм3 (без НДС).

12,97´0,72975х1,2=12,27 млн. руб.

9.             Стоимость основных фондов будет примерно равно 200 млн. руб.

10.        При ресурсе до списания равном 100000 часов и среднегодовом временем работы 8000 часов амортизация составит 8% или в денежном выражении

200´0,08=16 млн. руб.

11.        Увеличение налоговых выплат (2%) за счет роста стоимости основных фондов

200´0,02=4 млн. руб.

12.        Затраты на ремонтно-техническое обслуживание составляют по статистическим данным 2$ на МВт×час

115,2´103´2´32=7,37 млн. руб.,

где 32 руб. за 1 $ США.

13.        Годовые затраты на заработную плату при дополнительном персонале в количестве 5 человек с окладом 7000 рублей и с учетом отчислений с ФОТ:

7000´5´1,36´12=0,72 млн. Руб.

14.        Прочие затраты примем в размере 10% от амортизации

16´0,1=1,6 млн. руб.

15.        Эксплуатационные затраты составят

12,27+16+4+7,37+0,73+1,6=41,97 млн. руб.

16.        Ежегодная экономия денежных средств на покупку электроэнергии

114,44-41,97=72,47 млн. руб.

17.        Поток наличности (прибыль + амортизация)

72,47+16=88,47 млн. руб.

18.        Объем капвложений при строительстве ГТУ-ТЭЦ «под ключ» составит примерно 225 млн. руб.

19.        Простой срок окупаемости:

                            225      = 2,54 года

88,47

20.        Себестоимость потребляемой собственной электроэнергии:

                                     41,97 = 38,3 коп/кВтч

109,44

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 1,5 года;

2.     Прогнозный рост тарифов на электроэнергию и топлива принят по оценке Минфина РФ.

3.     Прочие затраты приняты в размере 30% от суммы затрат на амортизацию, заработную плату и налога на основные фонды;

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

5.     Налог на прибыль в расчете не учитывается, поскольку вся вырабатываемая электроэнергия будет потребляться внутри предприятия без продажи её в энергосистему;

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

7.     Ставка дисконта принята снижающейся во времени на 2% через каждые 4 года; с 20% в 2003 году и 10% с 2023года.

В результате расчётов внутренняя норма рентабельности (IRR) составляет 66%, что более чем в 3 раза  превышает принятую ставку дисконта, показывает высокую инвестиционную привлекательность проекта и его устойчивость.

Срок возврата капитала с учётом принятой начальной ставки дисконта в размере 20% составляет 3 года 6 месяцев.

Выполнен также расчет возврата кредита для случая 100% финансирования заемными средствами при процентной ставке в размере 20% годовых. Срок погашения кредита при этом составит 4 года 7 месяцев.