Портал по тригенерации, когенерации и мини-ТЭЦ
 

Технико-экономический расчет
по созданию энергогенерирующих мощностей

1. Описание Объекта.

Население 86,7 тыс. чел.  Прирост тепловых нагрузок в ближайшее время не ожидается.

Существенно превышены санитарные стандарты по пыли, диоксидам азота, формальдегиду, хлористому водороду. В результате общей оценки экологического состояния городской среды было установлено, что в целом территория Чапаевска соответствует параметрам зоны чрезвычайной экологической ситуации.

Сокращение объемов выбросов вредных веществ в атмосферу планируется провести за счет реконструкции установок по очистке отходящих газов и реконструкции городских котельных с переводом их на газ.

Климатические характеристики приведены на основании данных Гидрометеорологического центра.

Средняя месячная температура воздуха, °С

I

II

III

IV

V

VI

VII

VIII

IX

X

XI

XII

Год

-12,4

-11,6

-5,2

6,2

14,4

19

20,6

18,9

12,9

4,7

-3,4

-9,2

4,6

Среднее месячное количество осадков, мм

I

II

III

IV

V

VI

VII

VIII

IX

X

XI

XII

Год

41

33

32

36

41

49

54

47

43

50

44 j

43

513

Повторяемость направления ветра и штилей (%). Годовая.

С

СВ

В

юв

ю

юз

3

СЗ

Штиль

12

6

16

12

10

15

18

И

4

 

По климатическим характеристикам, связанным с количеством ин­версии, способности воздушного бассейна к очищению от загрязнений за счет их разложения, район строительства УПН-40, относится к II зоне -«умеренной зоне».

По количеству ультрафиолетовой радиации состояние района оцени­вается как «благоприятное», т.к. число часов солнечного сияния в районе намечаемого строительства составляет более 1800 часов в год.

По метеопотенциалу - «ограниченно благоприятное», т.к. район строительства, по потенциалу загрязнения атмосферы (ПЗА) относится к II зоне.

Несмотря на засушливый климат, годовая сумма осадков составляет 513 мм, что позволяет оценить состояние района строительства как «благоприятное».

2. Территориально-планировочная организация

Город сформировался на основе различных населенных мест: пристанционного и строительного поселков, нескольких сел, промзон заводов и жилых поселений при них, а также собственно селитебных, позже застроенных зон. Такое освоение территории предопределило не только внешнюю мозаичность, чересполосицу промышленных и жилых зон, но и фрагментарное развитие инженерной и социальной инфраструктуры.

Город вытянут вдоль железной дороги, и последняя разделяет его на две достаточно автономных части с ограниченным числом организованных переходов и одним переездом. От центральной магистрали ко всем основным промышленным предприятиям города отходят подъездные пути, разрезающие его еще на несколько частей.

Промышленные предприятия занимают 51% территории города. Санитарные зоны вокруг них четко не определены, что связано с начальным этапом застройки города, когда вопросам защиты населения от вредных выбросов предприятий не уделялось должного внимания. В пределах санитарно-защитных зон в настоящее время находятся часть жилых домов, несколько дошкольных учреждений, профилакторий.

3. Районная котельная

Анализ существующей инфраструктуры производства и транспортировки тепловой энергии и пожелания Заказчика показали, что наиболее оптимальным местом вариантом строительства новой ТЭЦ-ГТУ  является Районная котельная (РК).

Краткие сведения о существующем объекте.

3.1. Районная котельная (РК).

РК расположена в промзоне на относительно большом удалении от жилого фонда,

На РК установлены три водогрейных котла типа ПТВМ-30М

 Наименование

ПТВМ-30М

Номинальная теплопроизводительиесть, МВт (Гкал/ч)

46,52/40,7 (40/35)

Температура воды, °С:

 

 

на входе в котел

 

 

в основном режиме

70

в пиковом

104

на выходе из котла в ре жиме: основном

 пиковом

150

 

Избыточное давление воды, МПа (кгс/см2): на входе в котел

 

 

расчетное

2,0(20)

минимальное

0,8(8)

Расход воды, т/ч:

 

 

в основном режиме

500/400

в пиковом

-

Расход топлива, кг/ч: мазута

природного газа

4355

5200

 

Расход воздуха, м3

63720

Сопротивление котла:

 

 

тазовое, кПа (кгс/м2)

6,0-6,5 (600-650)

гидравлическое, МПа (кгс/см2)

0,17(1,7)

Температура уходящих газов, °С: на мазуте

на природном газе

250

162

 

Коэффициент полезного действия, %: на газе

на мазуте

90,1

87,9

Объем топочной камеры, м3

81,5

Размеры топочной камеры в плане, мм

4160х2240

Количество газо-мазутных горелок, шт.

6

Избыточное давление перед горелкой, МПа (кгс/см2): газа

мазута

0,02(0,2)

2(20)

Площадь поверхности нагрева, м2: радиационной

конвективной

128,6

693

Габаритные размеры, мм: длина ширина высота

9360*8240*12280

Масса металлической части, т

64,0

 

Тепловые нагрузки потребителей РК и котельной 24 «В» за 2006 г.

Расчет тепловых нагрузок определялся по потребленному топливу и с учетом КПД водогрейных котлов:

Структура затрат по РК, ВК 24 «В» и СВЗХ:

Тариф на тепловую энергию

руб/Гкал

476,71

Средства полученные от реализации тепловой энергии

руб

203 844 063

Затраты на топливо (1,4847 руб за 1 м3)

руб

87 459 244

Затраты на топливо (7,5 руб за 1 м3)

руб

6 349 538

Затраты на э/э (1,239 за кВт*ч)

руб

31 015 601

Рентабельность (принята 10 %)

руб

20 384 406

Затраты на з/п, текущий ремонт, обще котельные затраты, амортизация, непр. расходы и. т.д.

руб

58 635 275

В процентном соотношении:

 

3.2. Краткие сведения о планируемом объекте.

Предусматривается строительство ТЭЦ-ГТУ на площадке РК с использованием существующей инфраструктуры:

Водовод;
Газопровод;
Тепловые сети;
Канализация и т.д.

В работе рассмотрены два варианта строительства ТЭЦ-ГТУ:

1 Вариант - две ГТУ типа АТГ-10 и два водогрейных котла-утилизатора установленной электрической мощностью 20 МВт.

2 Вариант - три ГТУ типа АТГ-10 и три водогрейных котла-утилизатора установленной электрической мощностью 30 МВт.

3 Вариант - три ГТУ типа АТГ-10,  три паровых котла-утилизатора и одной паровой турбины типа П-6-3,4/0,5 установленной электрической мощностью 36 МВт.

 

Краткая техническая характеристика вводимого оборудования

АТГ-10:

номинальная мощность (при t=+15°C, Рн=7б0 мм. рт. ст.), МВт

10,0

номинальное напряжение, кВ

10,5

эффективный КПД электрический:

 

(на клеммах генератора), %

не менее 32

(с учётом собственных нужд),%

не менее 31

частота, Гц

50

снижение мощности за межремонтный период, %

не более 4

относительное снижение эффективного КПД за межремонтный период, %

не более 2

топливо

природный газ по ГОСТ 5542-87

давление газа на входе, кгс/см2

24+'

тип масла

для двигателя - ТП.22С ТУ38.101821-83, смесь 50% МС.8П  ОСТ3801163-78 и 50% масла МС-20 ГОСТ 21743-76 по объёму; для генератора - Т-30 ГОСТ 9972.74, смесь 50% МС-8П ОСТ 3801163-78 и 50% масла МС.20 ГОСТ 21743-76 по объёму; для редуктора - Т-30 ГОСТ 9172-74, смесь 50% МС-8П ОСТ 3801163-78 и 50% масла МС-20 ГОСТ 21743-76 по объёму

содержание окислов азота в выхлопных газах (NOx), мг/м3

не более 50

содержание окислов углерода (СО), мг/м3

не более 300

температура газов на выходе из двигателя на номинальной мощности, К(°С)

 

800 (527)

расход уходящих газов, кг/с

39,0

общетехнический ресурс, час

100 000

межремонтных ресурс, час

20 000

 

Котел-утилизатор КУВ-17:

Котел-утилизатор типа КУВ-17 (рис.5.1) предназначен для охлаждения выхлопных газов газовых турбин и подогрева сетевой воды. Параметры котла указаны в технической характеристике.

Техническая характеристика

Наименование

Ед. измерения

КУВ-17

Номинальная теплопаропроизводительность

МВт (Гкал/ч)

19,9 (17,2)

Расчетное давление воды на выходе из котла

МПа (кгс/см2)

2,5 (25)

Температура воды на входе из котла

°С

70

Температура воды на выходе из котла

°С

150

Количество охлаждаемых газов

кг/с

57

Температура дымовых газов на входе в котел

°С

446

Температура дымовых газов на выходе из котла

°С

117

Габаритные размеры котлоагрегата

длина

ширина

высота

м

 

5,2

3,35

4,5

Масса металлической части котла

т

27

 

Котел предназначен для установки вне поме­щения. Для уменьшения массы и габаритов кот­ла все поверхности нагрева выполнены из труб со спиральным оребрением. Котел устанавливается на собственном каркасе и снабжен необходимы­ми лестницами и площадками обслуживания. Газоход котла расположен горизонтально.

В объем поставки котла входят блок поверх­ностей нагрева, трубопровод в пределах котла, опоры, лестницы и площадки обслуживания, газоходы, необходимая арматура.

Обеспечивается шефмонтаж и шефналадка, возможно сервисное обслуживание.

 

 

Паровая турбина П-6-3,4/0,5:

Паровая турбина П-6-3,4/0,5 предназначена для выработки электрической и тепловой энергии.

Показатели

П-6-3,4/0,5-1

Ном. (макс.) мощность, кВт 

6000

Частота вращения ротора, об/мин

3000

Параметры свежего пара.  номинал (рабочий диапазон) абсолютное давление, Мпа

3,4

Отклонения

(3,1-3,6)

температура, оС 

435

Отклонения

(420-445)

Энтальпия, ккал/кг

789,7

Ном. абс. давление пара за турбиной. при ном отборах, кПа

3,5

при конденсационном режиме, кПа 

5

Температура регенер подогрева питательной воды, °С

145

Регулируемый производственный отбор,  номинал (рабочий диапазон). абсолютное давление, МПа

0,5

Отклонения

(0,4-0,7)

температура, °С

229

Отклонения

(208-262)

Энтальпия, ккал/кг

696,9

расход, т/ч

40

Отклонения

(0-47)

Ном. расход пара на турбину при работе с номинальными отборами, т/ч

53,4

при конденсационном режиме, т/ч  (для турбин типа ПР без П-отбора)

25,8

Ном. удельный расход теплоты  при конденсационном режиме, ккал/кВтч

2845,9

Тип конденсатора.

КП-540/2

поверхность охлаждения, м2

540

гидравлическое сопротивление по воде, МПа

0,04

ном (макс) температура охлаждающей воды, °С 

20

Ном. расход охлаждающей воды на конденсатор  и маслоохладители, м3/ч 

2060

Поверхность нагрева подогревателей, м2 низкого давления

 

высокого давления

 

Масляная система: емкость масляного бака, м3

3,6

поверхность охлаждения маслоохладителей, м' 

18*2

Монтажные характеристики: масса турбины,т

39,5

масса конденсатора, т

14,1

масса поставляемого оборудования, т

72

высота фундамента турбины.

5,5

высота крюка крана над полом  машинного зала, м 

4,5

 

5. Расчет экономической эффективности проекта

При расчете сроков окупаемости было принято допущение, что продажа электроэнергии осуществляется по цене покупной электроэнергии 1,239 руб/кВт*ч минус 10 % (рентабельность), что составляет -   1,1151 руб/кВт*ч.

1 вариант

Две ГТУ типа АТГ-10 и два водогрейных котла-утилизатора установленной электрической мощностью 20 МВт. Теплопроизводительность одного котла-утилизатора 14 Гкал/ч.

 

Месяц

Потребление топлива Топливо (основное - газ), тут

Среднечасовая отопительная нагрузка, Гкал/ч

Среднечасовая выработка э/э, МВт*ч

Количество т/э за КУ, Гкал/ч

Количество т/э от ВК, Гкал/ч

Январь

13 028 576,42

110,32

20

28

82,32

Февраль

10 724 028,14

100,54

20

28

72,54

Март

9 389 066,32

79,50

20

28

51,50

Апрель

5 684 888,90

49,74

20

28

21,74

Май

1 969 555,80

16,68

11,91

16,68

0,00

Июнь

994 230,46

8,70

6,21

8,70

0,00

Июль

2 507 195,16

21,23

15,16

21,23

0,00

Август

2 195 840,18

18,59

13,28

18,59

0,00

Сентябрь

2 526 556,56

22,11

15,79

22,11

0,00

Октябрь

6 047 072,74

51,21

20

28

23,21

Ноябрь

7 866 949,18

68,84

20

28

40,84

Декабрь

8 932 597,22

75,64

20

28

47,64

 

Укрупненные затраты на вновь вводимое оборудование:

НАИМЕНОВАНИЕ

Кол-во

Цена, тыс. руб (без НДС)

Ст-ть, тыс. руб (без НДС)

АТГ-10

2

161 000

322 000

Водогрейный котел-утилизатор типа КУВ-17

2

5 000

10 000

Паровая турбина П-6-3,4/1

0

48 263

0

Градирня

2

3 000

6 000

Повышающий трансформатор 6/35/110

2

40 000

80 000

Прокладка  трубопровода в двухниточном исполнении ОВ, ГВС (0,6 км)

 

12 000

12 000

Всего за оборудование

 

 

430 000

Строительно-монтажные работы

 

 

365 500

Непредвиденные расходы (3 % от стоимости оборудования)

 

 

12 900

Итого

 

 

808 400

 

Расчет технико-экономических показателей по 1 варианту:

Наименование

обознач.

Размер.

 

2

3

4

5

Место расположения котельной

 

г. Чапаевск

Температура наружного воздуха

Расчетная для отопления

tот

оС

-30

Расчетная для вентиляции

оС

-12

Средняя за отопительный период

tсот

оС

-5,2

Продолжительность отопит. периода

tот

сут

203

Установленная тепловая мощность ВК

Qвк

Гкал/ч

120,0

Тепловая мощность водогрейных КУ ГТУ

Qпт

Гкал/ч

28,0

Установленная электрическая мощность ГТУ

Nпгту

МВт

20,0

Годовая выработка теплоты на ОВ и ГВС

Qогод

Гкал

452 759

Годовая выработка теплоты КУ ГТУ

Qвырпт

Гкал/год

206 682

Годовая выработка теплоты ВК

Qвырвк

Гкал/год

246 077

Годовая выработка эл/энергии ГТУ

Nгод

МВт*ч

147 630

Число часов использования установ. мощности  ГТУ

 

часов

7 382

Число часов использования установ. мощности ВК

 

часов

2 051

Годовой отпуск теплоты от ТЭЦ

Qотпгод

Гкал/год

443 704

Годовой отпуск эл/энергии от ТЭЦ

Nотпгод

МВт*ч

132 867

Часовой расход топлива на ГТУ

Впгту

тут/ч

7 307,9

Годовой расход топлива на ГТУ

Впгту

тут

53 943,0

Годовой расход топлива на ВК

Ввк

тут

36 244,7

Доля топлива на выработку электроэнергии

 

 

0,60

Доля топлива на выработку тепловой энергии

 

 

0,40

Удельный расход топлива на 1 кВт*ч отпущенной э/э

bотпэ

гр/кВт*ч

407,3

Удельный расход топлива на 1 Гкал

bотпт

кг/Гкал

81,3

Себестоимость

 

 

2006 г.

Годовые затраты на топливо (природный газ 1,217 руб за тут)

руб/год

109 758 375

Годовые затраты на э/э

Sэ/э

руб/год

0

Годовые затраты на воду (7,5 руб за 1 м3)

руб/год

6 349 538

Годовые затраты на амортизацию ГТУ

Sам

руб/год

43 215 000

Годовые затраты на текущий ремонт ГТУ

Sтр

руб/год

8 643 000

Годовые затраты на з/п ГТУ (сред з/п - 15000 руб/ч)

Sз/п

руб/год

3 600 000

Прочие суммарные расходы

Sпп

руб/год

16 637 400

Затраты на з/п, текущий ремонт, обще котельные затраты, амортизация, непр. расходы и. т.д. существующей котельной

Sкот

 

35 805 920

Годовые эксплуатационные расходы

Sэкспл

руб/год

224 009 232

Себестоимость выработанной электроэнергии

Сэ

руб/кВт*ч

0,910

Себестоимость отпущенной тепловой энергии

Сq

руб/Гкал

201,9

В том числе топливная составляющая

%

49,0

Простой срок окупаемости с учетом 1 года строительства составляет - 6,4 лет.

 

2 Вариант

Три ГТУ типа АТГ-10 и три водогрейных котла-утилизатора установленной электрической мощностью 30 МВт. Паропроизводительность одного котла-утилизатора 14 Гкал/ч.

НАИМЕНОВАНИЕ

Кол-во

Цена, тыс. руб (без НДС)

Ст-ть, тыс. руб (без НДС)

АТГ-10

3

161 000

483 000

Водогрейный котел-утилизатор типа КУВ-17

3

5 000

15 000

Паровая турбина П-6-3,4/1

0

48 263

0

Градирня

2

3 000

6 000

Повышающий трансформатор 6/35/110

2

40 000

80 000

Прокладка  трубопровода в двухниточном исполнении ОВ, ГВС (0,6 км)

 

12 000

12 000

Всего за оборудование

 

 

596 000

Строительно-монтажные работы

 

 

506 600

Непредвиденные расходы (3 % от стоимости оборудования)

 

 

17 880

Итого

 

 

1 120 480

 

Расчет технико-экономических показателей по 2 варианту:

Наименование

обознач.

Размер.

 

2

3

4

5

Место расположения котельной

 

г. Чапаевск

Температура наружного воздуха

Расчетная для отопления

tот

оС

-30

Расчетная для вентиляции

оС

-12

Средняя за отопительный период

tсот

оС

-5,2

Продолжительность отопит. Периода

tот

сут

203

Установленная тепловая мощность ВК

Qвк

Гкал/ч

120,0

Тепловая мощность водогрейных КУ ГТУ

Qпт

Гкал/ч

42,0

Установленная электрическая мощность ГТУ

Nпгту

МВт

30,0

Годовая выработка теплоты на ОВ и ГВС

Qогод

Гкал

452 759

Годовая выработка теплоты КУ ГТУ

Qвырпт

Гкал/год

277 914

Годовая выработка теплоты ВК

Qвырвк

Гкал/год

174 845

Годовая выработка эл/энергии ГТУ

Nгод

МВт*ч

198 510

Число часов использования установ. мощности  ГТУ

 

часов

6 617

Число часов использования установ. мощности ВК

 

часов

1 457

Годовой отпуск теплоты от ТЭЦ

Qотпгод

Гкал/год

443 704

Годовой отпуск эл/энергии от ТЭЦ

Nотпгод

МВт*ч

178 659

Часовой расход топлива на ГТУ

Впгту

тут/ч

10 961,8

Годовой расход топлива на ГТУ

Впгту

кут

72 534 138,9

Годовой расход топлива на ВК

Ввк

кут

27 373 237,9

Доля топлива на выработку электроэнергии

 

 

0,70

Доля топлива на выработку тепловой энергии

 

 

0,30

Удельный расход топлива на 1 кВт*ч отпущенной э/э

bотпэ

гр/кВт*ч

391,4

Удельный расход топлива на 1 Гкал

bотпт

кг/Гкал

66,2

Себестоимость

 

 

2006 г.

Годовые затраты на топливо (природный газ 1,217 руб за тут)

руб/год

121 587 278

Годовые затраты на э/э

Sэ/э

руб/год

0

Годовые затраты на воду (7,5 руб за 1 м3)

руб/год

7 619 445

Годовые затраты на амортизацию ГТУ

Sам

руб/год

59 898 000

Годовые затраты на текущий ремонт ГТУ

Sтр

руб/год

11 979 600

Годовые затраты на з/п ГТУ (сред з/п - 15000 руб/ч)

Sз/п

руб/год

3 600 000

Прочие суммарные расходы

Sпп

руб/год

22 643 280

Затраты на з/п, текущий ремонт, обще котельные затраты, амортизация, непр. расходы и. т.д. существующей котельной

Sкот

 

35 805 920

Годовые эксплуатационные расходы

Sэкспл

руб/год

263 133 523

Себестоимость выработанной электроэнергии

Сэ

руб/кВт*ч

0,928

Себестоимость отпущенной тепловой энергии

Сq

руб/Гкал

177,9

В том числе топливная составляющая

%

46,2

Простой срок окупаемости с учетом 1 года строительства составляет - 7,75 лет.

3 вариант

Три ГТУ типа АТГ-10, три паровых котла-утилизатора и одна паровая турбина типа П-6-3,4/0,5 общей установленной электрической мощностью 36 МВт. Паропроизводительность одного котла-утилизатора 16 т/ч.

НАИМЕНОВАНИЕ

Кол-во

Цена, тыс. руб (без НДС)

Ст-ть, тыс. руб (без НДС)

АТГ-10

3

161 000

483 000

Паровой котел-утилизатор типа ПК-16

3

8 500

25 500

Паровая турбина П-6-3,4/1

1

48 263

48 263

Градирня

2

3 000

6 000

Повышающий трансформатор 6/35/110

2

40 000

80 000

Прокладка  трубопровода в двухниточном исполнении ОВ, ГВС (0,6 км)

 

12 000

12 000

Всего за оборудование

 

 

654 763

Строительно-монтажные работы

 

 

556 548

Непредвиденные расходы (3 % от стоимости оборудования)

 

 

19 643

Итого

 

 

1 230 954

 

Расчет технико-экономических показателей по 3 варианту:

Наименование

обознач.

Размер.

 

2

3

4

5

Место расположения котельной

 

г. Чапаевск

Температура наружного воздуха

Расчетная для отопления

tот

оС

-30

Расчетная для вентиляции

оС

-12

Средняя за отопительный период

tсот

оС

-5,2

Продолжительность отопит. Периода

tот

сут

203

Установленная тепловая мощность ВК

Qвк

Гкал/ч

120,0

Тепловая мощность отбора ПТ

Qпт

Гкал/ч

23,9

Установленная электрическая мощность ПГТУ

Nпгту

МВт

36,0

Годовая выработка теплоты на ОВ и ГВС

Qогод

Гкал

452 759

Годовая выработка теплоты ПГТУ

Qвырпт

Гкал/год

206 937

Годовая выработка теплоты ВК

Qвырвк

Гкал/год

245 823

Годовая выработка эл/энергии ПГТУ

Nгод

МВт*ч

263 637

Число часов использования установ. мощности ПГТУ

 

часов

7 323

Число часов использования установ. мощности ВК

 

часов

2 049

Годовой отпуск теплоты от ТЭЦ

Qотпгод

Гкал/год

443 704

Годовой отпуск эл/энергии от ТЭЦ

Nотпгод

МВт*ч

237 273

Часовой расход топлива на ПГТУ

Впгту

тут/ч

10 961,8

Годовой расход топлива на ПГТУ

Впгту

тут

80 275 855,3

Годовой расход топлива на ВК

Ввк

тут

38 485 288,2

Доля топлива на выработку электроэнергии

 

 

0,80

Доля топлива на выработку тепловой энергии

 

 

0,20

Удельный расход топлива на 1 кВт*ч отпущенной э/э

bотпэ

гр/кВт*ч

400,4

Удельный расход топлива на 1 Гкал

bотпт

кг/Гкал

53,5

Себестоимость

 

 

2006 г.

Годовые затраты на топливо (природный газ 1,217 руб за тут)

руб/год

144 532 312

Годовые затраты на э/э

Sэ/э

руб/год

0

Годовые затраты на воду (7,5 руб за 1 м3)

руб/год

7 619 445

Годовые затраты на амортизацию ПГТУ

Sам

руб/год

65 803 653

Годовые затраты на текущий ремонт ПГТУ

Sтр

руб/год

13 160 731

Годовые затраты на з/п ПГТУ (сред з/п - 15000 руб/ч)

Sз/п

руб/год

3 600 000

Прочие суммарные расходы

Sпп

руб/год

24 769 315

Затраты на з/п, текущий ремонт, обще котельные затраты, амортизация, непр. расходы и. т.д. существующей котельной

Sкот

 

35 805 920

Годовые эксплуатационные расходы

Sэкспл

руб/год

295 291 375

Себестоимость выработанной электроэнергии

Сэ

руб/кВт*ч

0,896

Себестоимость отпущенной тепловой энергии

Сq

руб/Гкал

133,1

В том числе топливная составляющая

%

48,9

Простой срок окупаемости с учетом 1 года строительства составляет - 7,0 лет.

6. Выводы

6.1. Сводная таблица расчетов по варинтам:

НАИМЕНОВАНИЕ

Ед. измерения

1 Вариант

2 Вариант

3 Вариант

Состав вновь вводимого оборудования

 

2 АТГ-10, 2 КУВ-17, 2 трансформатора

3 АТГ-10, 3 КУВ-17, 2 трансформатора

3 АТГ-10, 3 ПК-16, 1 П-6-3,4/0,5, 2 трансформатора

Установленная электрическая мощность

МВт

20

30

36

Капитальные затраты

Тыс. руб

808 400

1 120 480

1 230 954

Годовая выработка теплоты КУ ГТУ

Гкал/год

206 682

277 914

206 937

Годовая выработка теплоты ВК

Гкал/год

246 077

174 845

245 823

Годовая выработка эл. энергии ПГТУ

МВт*ч

147 630

198 510

263 637

Число часов использования установ. мощности  ГТУ

часов

7 382

6 617

7 323

Число часов использования установ. мощности ВК

часов

2 051

1 457

2 049

Годовой отпуск теплоты от ТЭЦ

Гкал/год

443 704

443 704

443 704

Годовой отпуск эл/энергии от ТЭЦ

МВт*ч

132 867

178 659

237 273

Годовой расход топлива на ГТУ

тут

53 943,0

72 534,1

70 423,98

Годовой расход топлива на ВК

тут

36 244,7

27 373,2

19 442,96

Удельный расход топлива на 1 кВт*ч отпущенной э/э

гр/кВт*ч

407,3

391,4

400,4

Удельный расход топлива на 1 Гкал

кг/Гкал

81,3

66,2

53,5

Годовые эксплуатационные расходы

руб/год

224 009 232

263 133 523

295 291 375

Себестоимость выработанной электроэнергии

руб/кВт*ч

0,910

0,928

0,896

Себестоимость отпущенной тепловой энергии

руб/Гкал

201,9

177,9

133,1

В том числе топливная составляющая

%

49,0

46,2

48,9

Простой срок окупаемости с учетом 1 года строительства

лет

6,4

7,75

7

 

6.2. Как видно из сводной таблицы 1 Вариант по сроку окупаемости является самым привлекательным, имеет меньшие капитальным затраты и менее сложный в эксплуатации.

6.3. Для города большее значение имеет надежность теплоснабжения и возможное снижение тарифов на тепловую энергию для населения, поэтому наилучший вариант -Вариант 1.

6.4. Строительство повышающей подстанции 6/35/110 кВ позволит существенно повысить надежность электроснабжения города при аварии на существующей подстанции 110 кВ.  

Приложение № 1

Стоимость комплекта оборудования АТГ-10

п/п

Наименование

Кол-во

Цена

(руб.)

 

Комплект материальной части ГТЭС, в т.ч.:

1

192 650 000

    1

Газотурбинный энергоблок в шумоизолирующем корпусе полной заводской готовности с генератором, муфтой, трансмиссией, на раме, входным и выходным патрубками, КВОУ  и глушителями на входе и выхлопе, со стандартной АСУ и системами, в т.ч.:

 

137 000 000

  1.1.

Контейнер (турбоблока) звукотеплоизолирующий для размещения ГТУ, редуктора и электрогенератора с бронещитом в районе турбины, лестницами для обслу-  живания, оснащенный системами контроля загазованности, пожаротушения, освещения, вентиляции и обогрева

1

14 900 000

  1.2

Газотурбинный двигатель с агрегатами топливопитания и автоматики

1

33 800 000

  1.3.

Редуктор выносной фирмы «FLENDER» (Германия)

1

13 000 000

  1.4.

Вал трансмиссии «двигатель-редуктор» и «редуктор-генератор»

1

2 600 000

  1.5

Воздухозаборное устройство с шумоглушителем и системой очистки воздуха (система подвода воздуха с самоочищающимся фильтром, шумоглушителем и антиобледелительным устройством (КВОУ)

1

14 500 000

  1.6.

Выходное устройство с компенсатором тепловых

 перемещений

1

2 800 000

  1.7.

Технологические трубопроводы и узлы (газовые, паровые, питательной воды, маслообеспечения, промывки, противопожарной системы, дренажа и др.)

комплект

600 000

  1 8.

Система запуска

1

3 400 000

  1.9.

Система подачи и подготовки топлива с предохранительным фильтром

1

700 000

 1.10.

Маслосистема (для маслообеспечения, смазки

и суфлирования двигателя, редуктора и генератора)

1

3 200 000

 1.11.

Автоматическая система вибродиагностики

1

300 000

 1 12.

Система охлаждения двигателя

1

2 550 000

 1.13.

Комплект датчиков, приборов, агрегатов, сборочных единиц, поставляемых совместно в изделиях

1

500 000

 1.14.

Комплект рам, на которых конструируется установка

1

2 450 000

 1.15.

Комплект площадок, лестниц, ограждений для безопасного обслуживания оборудования

1

800 000

 1.16.

Комплект инструмента и принадлежностей для технического обслуживания и ремонта ГТУ

1

300 000

 1.17.

Комплект запасных деталей, материалов и прочих средств, необходимых для проведения монтажных, пуско-наладочных работ, ввода в эксплуатацию и эксплуатации в течение гарантийного срока

1

1 100 000

 1.18.

Комплект инструмента и приспособлений для монтажа ГТУ

1

400 000

 1.19.

Кран-балка для монтажа-демонтажа основных узлов ГТЭС

1

700 000

 1.20.

Трубы аварийного выхлопа после ГТУ

1

800 000

 1.21.

Трубы основного выхлопа после котла-утилизатора

1

1 200 000

 1.22.

Комплект газоходов отвода газов с глушителями шума и компенсаторами

1

4 400 000

 1.23.

Устройство для выемки ГТД

 1

300 000

 1.24.

Система газообнаружения

1

1 600 000

 1.25.

Комплект ремонтной документации

2

 

 1.26.

Комплект эксплуатационной документации

2

 

 1.27.

Программа комплексных испытаний ГТЭС

2

 

 1.28.

Передвижная промывочная установка

1

3 350 000

 1.29

Турбогенератор типа ГТГ-8-2РУХЛЗ, в т.ч.:

1

15 000 000

 1.30.

Система синхронизации ручная и автоматическая

1

 

 1.31.

Бесщеточная система возбуждения с автоматической регулировкой (АРВ и РРВ), форсировкой возбуждения (ФВ

 и автоматом гашения поля (АГП)

1

 

 1.32.

Система охлаждения турбогенератора

1

 

 1.33.

Комплектное 2-х секционное распределительное устройство КРУ-6 кВ

1

3 500 000

 1.34.

Система силового управления и автоматики

1

1 500 000

 1.35.

Система гарантированного электропитания

(щит постоянного тока)

1

1 000 000

 1.36.

Система автоматического пожаротушения

1

2 400 000

 1.37.

Система освещения (основное и резервное)

1

250 000

 1.38

Двухсекционное распределительное устройство

 собственных нужд РУ-0,4 кВ с трансформаторами 6/0,4 кВ

1

3 100 000

    2

Котел-утилизатор водотрубный, в т. ч.:

1

28 650 000

  2.1.

Комплект устройств контроля герметичности арматуры обвязочных газопроводов котлов-утилизаторов

1

 

    3.

Автоматическая система управления технологическими процессами (АСУ ТП) ГТЭС (газотурбинным двигателем, котлом-утилизатором, турбогенератором, компрессором)

1

15 000 000

    4.

Дожимная компрессорная станция с винтовым

компрессором и блоком регулирования давления

топливного газа

2

24 000 000

ИТОГО  стоимость одного  комплекта материальной части                    (без учета НДС, в руб.)  ГТЭС  АТГ -10

 

204 650 000

5.

Шеф-монтаж

 

6 000 000

6.

Пуско-наладочные работы

 

12 000 000

ИТОГО:

 

222 000 000