Технико-экономический расчет по созданию энергогенерирующих мощностей
Территориально-планировочная организация города. Анализ существующей инфраструктуры производства и транспортировки тепловой энергии. Расчет тепловых нагрузок. Теплопроизводительность одного котла-утилизатора, затраты на вновь вводимое оборудование ТЭЦ.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | статья |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 30.01.2017 |
| Размер файла | 398,0 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru//
Размещено на http://www.allbest.ru//
теплопроизводительность котел утилизатор
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/ч |
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.
4.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 |
tв |
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) |
Sт |
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) |
Sв |
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 |
Sт |
% |
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 |
tв |
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) |
Sт |
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) |
Sв |
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 |
Sт |
% |
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 |
tв |
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) |
Sт |
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) |
Sв |
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 |
Sт |
% |
48,9 |
Простой срок окупаемости с учетом 1 года строительства составляет - 7,0 лет.
Выводы
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 |
Как видно из сводной таблицы 1 Вариант по сроку окупаемости является самым привлекательным, имеет меньшие капитальным затраты и менее сложный в эксплуатации.
Для города большее значение имеет надежность теплоснабжения и возможное снижение тарифов на тепловую энергию для населения, поэтому наилучший вариант -Вариант 1.
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.) |
Комп-лект |
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 |
|
