Портал по тригенерации, когенерации и мини-ТЭЦ

Реконструкция существующей котельной в мини-ТЭЦ мощностью 3,5 МВт

 

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

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

 

 

Краткое описание существующего положения

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

Паровые котлы

Тип котла

Кол.

Произво-дительность
т/ч

Разрешенное давление
кг/см2(изб)

Разрешенная температура
°С

Год

ввода в эксплуатацию

1.

ДКВР-10-13

1

25

13

250

1978

2.

ДЕ-25-13

1

25

13

225

1993

3.

БГ-35

1

50

13

насыщ.

1965

4.

ДЕ-25-13

2

25·2=50

13

225

1991

 

Водогрейные котлы

Тип котла

Кол.

Произво-дительность
Гкал/ч

Год

ввода в эксплуа- тацию

Фактическая температура на выходе из котла
°С

1.

ПТВМ-50

2

50

1972

95

2.

КВГМ-10

2

10

1978

120

 

Количество и параметры пара к потребителю на выходе из котельной приводится в нижеследующей таблице.

 

Тип

потребителя

Кол-во пара
т/ч

Давле-ние
кг/см2

(изб)

Темпе-ратура,
°С

Режим потребления

1.

Технология

 

30

13

200

круглосуточно

круглогодично

2.

Технология

20

13

200

3.

Мазутное хозяйство

1

6

200

4.

Собственные нужды

1

6

200

 

 

Расчетная суммарная нагрузка отопления, вентиляции составляет 131,2 Гкал/ч, а среднечасовая нагрузка горячего водоснабжения примерно 18-20 Гкал/ч, причем нагрузка горячего водоснабжения полностью покрывается от котлов-утилизаторов.

Продолжительность отопительного сезона – 205суток ( 4920 часов ).

Температурный график 120/70 0С - проектный и 95/70 – фактический.

Основное топливо – природный газ  теплотворностью 7950 ккал/нм3, резервное – топочный мазут теплотворной способностью 9500 ккал/кг.

Годовое потребление электроэнергии заводом порядка 59 млн.кВт*ч.

Тарифы на энергоносители:

- одноставочный тариф, руб/кВт*ч      1,13

- природный газ – руб./нм3                   0,879

 

Предлагаемые технические решения

Из вышеприведенной таблицы тепловых потребителей следует, что на потреблении технологического пара из-за отсутствия перепада давления не имеется возможности установки противодавленческой турбины для выработки электроэнергии поэтому единственным вариантом выработки электроэнергии на тепловом потреблении это перенос части отопительной нагрузки с водогрейных котлов на паровые. Поскольку в отопительный сезон расчетная нагрузка отопления и вентиляции равна 131,2 Гкал/ч, что в среднегодовом режиме соответствует примерно 60 Гкал/ч, то имеется хорошая возможность совместной выработки тепла и электроэнергии. В связи с тем, что нагрузка горячего водоснабжения полностью покрывается от котлов-утилизаторов, то совместная выработка тепла и электроэнергии возможна только в отопительный сезон.

Предлагается к установке одна блочная противодавленческая турбина производства ОАО «Калужский турбинный завод» типа ТГ-3,5/6,3 Р12/1,2 номинальной электрической мощностью 3500 кВт с генераторным напряжением 6,3 кВ.

Под заданные Заказчиком тепловые нагрузки отопления и руководствуясь целесообразностью получения максимальной электрической мощности на тепловом потреблении при средней нагрузки отопительного сезона можно было бы установить две такие турбины, но располагаемой паропроизводительности котельной будет недостаточно, поскольку примерно 70т/ч пара потребляется на технологию. После обследования предприятия и уточнения нагрузок возможно будет рассмотрен вариант и по установке двух турбин.

Номинальные технические характеристики турбоустановки ТГ3,5/6.3 Р12/1,2:

 

Показатели

ТГ3,5/6.3Р12/1,2

Номинальная мощность, кВт

Частота вращения ротора, об/мин

Турбины

Генератора

Параметры 3-фазного электрического тока:

Напряжение, В

Частота, Гц

 

Номинальные параметры свежего пара (рабочий диапазон):

Абсолютное давление, МПа

Температура, 0С

 

Номинальное абсолютное давление пара за турбиной (рабочий диапазон), кПа

 

Номинальный расход пара, Т/ч

Номинальная температура охлаждающей воды/воздуха (рабочий диапазон), 0С 

Расход охлаждающей воды на теплообменники, м3

Автономная масляная система:

Емкость масляного бака, м3

Масса турбогенератора, т

Масса поставляемого оборудования, т

Габариты ТГ, м:

Длина

Ширина

Высота

Тип генератора

3500

 

3000

3000

 

6300

50

 

 

1,2

(1,0-1,4)

187

(ts-300)*

 

120

(105-200)

46,3

25

(2-32)

40

 

 

2,5

27,0

29,25

 

6,83

2,7

3,52

ТК-4

 

* - ts – температура насыщения для заданного давления

 

В отопительный сезон выхлопной пар будет направлен в теплообменник, охлаждающей водой которого будет служить обратная сетевая вода. Нагрев обратной сетевой воды будет производиться в теплообменнике, а дальнейший нагрев сетевой воды до необходимой температуры будет осуществляться  водогрейными котлами.

Таким образом, можно будет примерно 22 Гкал/ч отопительной нагрузки получать от паровых котлов.

Турбоустановку предполагается установить в существующем здании ХВО выполнив соответствующие перегородки.

Для выполнения ремонтных работ в помещении имеется подвесная кран-балка грузоподъемностью 2 тн.

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

Турбина оснащается местным пультом управления, с которого осуществляется пуск турбоустановки.

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

Выдача электрической мощности от турбины ТГ-3,5 предполагается на одну из секций 6 кВ  РУ котельной. Синхронизация генератора с энергосистемой предусматривается на генераторном выключателе.

В случае  аварийного останова турбины нагрев сетевой воды будет осуществляться в водогрейных котлах также, как и это было до установки турбины.

Охлаждение маслоохладителей турбины и воздухоохладителей генератора будет выполнено посредством установки вентиляторной градирни, либо использованием исходной воды потребляемой котельной. Окончательное решение будет определено после выезда специалистов на место и ознакомления со схемой всех материальных потоков котельной.

Турбина комплектуется синхронным генератором типа ТК-4 производства АО «Привод» г.Лысьва, с системой возбуждения. Напряжение на клеммах генератора 6,3 кВ.

 Блочная поставка турбоагрегата обеспечивает быстрый монтаж и ввод в эксплуатацию.

Срок службы турбоагрегата до списания – 25 лет.

Период между капитальными ремонтами – 5 лет.

 

        Ориентировочные этапы и сроки реализации проекта.

 

2.1. Разработка рабочего проекта               5 – 6 месяца

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

2.3. Строительно-монтажные и пуско-наладочные работы со сдачей объекта Заказчику – 14 – 15 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 15 месяцев) и при условии стабильного финансирования.

 

 

 Стоимостные показатели.

 

Общий объем капитальных вложений в строительство по укрупненным показателям в текущих ценах ориентировочно составит (без НДС) 29,8 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 22 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 и 7 месяцев.

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

Из-за отсутствия на данной стадии технических условий АО «Мосэнерго» 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.     

где 3500 кВт – электрическая мощность, развиваемая турбиной;

4920 – продолжительность отопительного сезона.

2.     

17,22 х ( 1 – 0,01 ) = 17,05 млн. кВт*ч,

где 0,01 – доля электроэнергии на собственные нужды.

3.     

17,05 х 1,13 = 19,26 млн.руб.

4.        электрической мощности составит:

где 7950 ккал/нм3 предполагаемая теплотворная  способность природного газа;

0,95 – электромеханический КПД.

860 – перевод кВт в ккал/ч.

0,9 – КПД котла.

5.     

17,22 х 0,127 х 106 =  2,18 млн.нм3   

6.      3    составит:

7.     

 

8.        амортизацию в размере4,0 %.

25 х 0,04 = 1,0 млн. руб.

9.     

1,0 х 0,2 = 0,2 млн.руб.

10. 

25 х 0,02 = 0,5 млн.руб.

11. 

4000 х5 х 12 х 1,36 = 0,33 млн.руб.

12. 

1,92+1,0+0,2+0,5+0,33 = 3,95 млн. руб.

13. 

19,26 - 3,95 = 15,31 млн. руб.

14. 

                                               15,31 + 1,0 = 16,31 млн.руб.

15. 

 

16.    с момента ввода в эксплуатацию:

17.  с момента начала финансирования:

1,83 + 1,3 = 3,13 года

18. 

 

Приложение 2

 

Расчет экономической эффективности капитальных вложений при установке ТГ-3,5.

 

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 1,3 года;

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

  3. Прочие затраты приняты в размере 10% от суммы затрат на топливо, 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. Затраты на заработную плату персонала в расчете были приняты со среднегодовой инфляцией в размере 10%;

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

 

В результате расчётов внутренняя норма рентабельности (IRR) составляет 95,14%, что более чем в  4 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 2 года и 7 месяцев.

При недостаточном количестве у Заказчика собственных финансовых средств в полном объеме на финансирование проекта, для ориентировки, выполнен расчет погашения кредита в количестве 20 млн.руб. с процентной ставкой 20% кодовых. Срок возврата кредита составил при этом 2 года 2 месяца.