Главная / Примеры решений /

Cтраницы: << предыдущая | 1 | 2 |

Строительство мини-ТЭЦ мощностью 5 МВт

Окончание

 

Поскольку давление газа перед ГРП ­– 6 кг/см2, а  необходимое давление газа на входе в турбоагрегат – 21-25 кг/см2, то перед турбоагрегатом устанавливается дожимная компрессорная станция.

Энергоустановка  ГТЭС-2,5 выполнена в  виде блочно-транспортабельных  блоков  в полной  заводской готовности и состоит из следующих основных узлов:

1. Энергетического блока в виде контейнера с рамой, в котором размещено основное  оборудование ГТЭС:

• газотурбинный двигатель;

• синхронный турбогенератор с системой возбуждения;

• редуктор и компенсирующие соединительные устройства;

• система автоматического управления (САУ);

• высоковольтное распределительное устройство;

• система электрических защит турбогенератора;

• система возбуждения турбогенератора;

• система электрообеспечения собственных нужд ГТЭС;

• система топливоподачи (газообразного топлива);

• система маслообеспечения ГТД, редуктора, турбогенератора;

• система обогрева отсеков и подогрева масла;

• система вентиляции;

• система освещения (основная и аварийная);

• система контроля загазованности;

• система противопожарной защиты.

 

2. Комплексного   воздухоочистительного  устройства (КВОУ);

3. Парового котла с сепаратором пара и байпасом котла;

4. Шахты  выхлопа с шумоглушителем;

5. Блока охлаждения  масла;

6. Устройства  забора и очистки воздуха охлаждения  турбогенератора;

7. Выносного пульта управления;

8. Металлоконструкции под котел-утилизатор и воздухоочистительное  устройство.

 

ГТЭС выполнена с учетом установки на открытой площадке, оснащена системами отопления, вентиляции, освещения. 

Конструкция ГТЭС обеспечивает замену основного оборудования на месте эксплуатации, доступ к элементам, требующим проверки, регулирования и обслуживания при эксплуатации, а также обеспечивает удобство монтажа и демонтажа.

Контрольно-измерительные приборы ГТЭС обеспечивают класс точности не ниже 2,5 (кроме частотомеров, приборов контроля изоляции и приборов контроля первичного двигателя, класс точности которых не ниже 4).

Энергоблок ГТЭС разделен на отсеки ГТД и турбогенератора тепло звукоизолирующей перегородкой, исключающей попадание газа в отсек турбогенератора. Предел огнестойкости перегородки не менее 0,25 часа.

Энергоблок состоит из рамы, контейнера с перегородкой и пристроенного отсека, имеющего доступ снаружи, для размещения оборудования пожаротушения.

Газотурбинные электростанции будут размещаться в собственных контейнерах, поэтому строительство здания под их установку не требуется.

 

3. Ориентировочные этапы и сроки проекта

 

3.1. Разработка рабочего проекта  3-6 месяцев.

3.2. Заказ, изготовление и поставка оборудования и материалов 10-12месяцев

3.3.Строительно-монтажные и пуско-наладочные работы со сдачей объекта Заказчику 14-16 месяцев.

Для сокращения сроков реализации проекта необходимо будет выполнить заказ основного оборудования (турбоустановки) сразу после утверждения ТЭО.

Сроки и продолжительность работ указаны от начала действия договора (общий срок до 16 месяцев) и при условии стабильного финансирования.

Определяющим в сроке строительства является срок изготовления турбоагрегата, который по данным завода-изготовителя составляет 9-12 месяцев. Кроме этого, на срок реализации проекта в целом может повлиять время согласование и утверждения проекта.

 

Стоимостные показатели

Общий объем капитальных вложений  на условиях «под ключ» по укрупненным показателям в текущих ценах ориентировочно составит (без НДС) 130,83 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 95 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 турбинами:

225008000 = 40 млн. кВт*ч

где       2500 кВт         – электрическая мощность, развиваемая одной турбиной;

8000 часов     – среднегодовое время работы турбин.

 

2. Отпуск электроэнергии в сеть завода, учитывая дополнительные собственные нужды в размере 3,2% при работе дожимной компрессорной станции:

40(1-0,032) = 38,72 млн. кВт*ч

 

3. Уменьшение ежегодной платы на покупку электроэнергии при тарифе 0,9 руб./кВт·ч без НДС составит:

38,720,9 = 34,85 млн. руб.

 

4. Определим годовой расход топлива на выработку электрической мощности:

4.1. часовой расход топлива на одну газотурбинную установку составит:

(2500*860)/(0,265*8000*0,99)=1024,4 нм3/ч

где       2500 кВт – электрическая мощность, развиваемая одной турбиной;

            860 – коэффициент перевода кВт в ккал/ч;

            0,265 – электрический КПД турбины;

            8000 ккал/м3 – теплотворная способность газа;

            0,99 – коэффициент теплового потока.

4.2. годовой расход топлива при работе 2-х газовых турбоустановок:

1024,428000 = 16,4 млн. нм3

где       2 – количество устанавливаемых турбоустановок;

            8000 часов – среднегодовое время работы турбин.

4.3. уменьшение расхода топлива потребляемого существующими котлами котельной при замещении их котлами-утилизаторами:

(61920*1000000)/(0,9*8000)=8,6 млн.нм3

где       8000 ккал/м3 – теплотворная способность газа;

0,9 – ориентировочная оценка КПД существующих котлов котельной (см. табл.1);

61920 Гкал     – годовая выработка тепловой энергии котлами-утилизаторами (по данным завода-изготовителя);

 

4.4. тогда годовой расход топлива на выработку электрической мощности при работе 2-х газотурбинных установок составит:

16,4 – 8,6 = 7,8 млн. нм3

 

5. Увеличение затрат на покупку газа при тарифе 0,70 руб./нм3:

7,80,7 = 5,46  млн. руб.

 

1. Увеличение стоимости основных фондов ориентировочно составит 122 млн. руб.
2. 
   

7. Учитывая, что ресурс работы турбины составляет 15 лет принимаем амортизацию в размере 6,7 %, тогда амортизационные отчисления:

122*6,7% / 100% = 8,17 млн. руб.

 

8. Затраты на капитальный ремонт в расчете на год (приняты исходя из стоимости капитального ремонта двигателя ДО49Р; наработки двигателя до капитального ремонта  = 20000 часов; количества работы установки = 8000 часов) составят 3,84 млн. руб.

 

9. Затраты на покупку масла ТП-22С, ТП-22 по цене 24,2 руб/кг с учетом безвозвратных потерь масла 1,4 кг/ч (по данным завода-изготовителя):

24,21,4 8000 = 0,27 млн. руб.

 

10. Увеличение налога на основные фонды 2%:

1220,02 = 2,44 млн. руб.

 

11. Годовое увеличение расходов на заработную плату из расчета 15 человек с окладами 6000 рублей и отчислений с ФОТ (36%)

600015121,36 =  млн. руб.

 

12. Прочие затраты принимаем 15%:

0,15(8,17 + 3,84 + 0,27 + 1,47) = 2,1 млн. руб.

 

13. Годовые эксплуатационные затраты связанные с установкой турбины составят:

5,46 + 8,17 + 3,84 + 0,27 + 2,44 + 1,47 +2,1 = 23,75 млн. руб.

 

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

34,85 – 23,75 = 11,1 млн. руб.

 

15. После выплаты налога на прибыль в размере 24%, чистая прибыль составит:

11,1(1-0,24) = 8,44 млн. руб.

 

16. Поток денежных средств (экономия +амортизация)

8,44 + 8,17 = 16,61 млн. руб.

 

17. Стоимость капвложений в реконструкцию ориентировочно составит 130,83 млн. руб. (без НДС)

 

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

130,83/16,61=7,9 лет = 95 месяцев

 

 

 

Авторские права на размещенные материалы принадлежат авторам
© Тригенерация.ру - Портал по тригенерации, когенерации и мини-ТЭЦ, 2007 - 2012
о проекте, карта сайта, E-mail: