(812) 931-04-53
(812) 541-01-43
tbp@spbtsp.ru
ТехноСтройПроект
ПРОЕКТНО-ИНЖИНИРИНГОВАЯ КОМПАНИЯ
ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ
Энергии направленный поток

Энергоблок для Административно-производственного комплекса ЗАО «НПФ «Микран»

Энергоблок для Административно-производственного комплекса ЗАО «НПФ «Микран», расположенного по адресу:
Томская область, г. Томск, пр. Кирова 51а, корпус 2, строение 14

декабрь 2011 -сентябрь 2013г.
Разработка проектной и рабочей документации для строительства. Государственная экспертиза проектной документации.

Разработана проектная и рабочая документация для объекта капитального строительства «Энергоблок для Административно-производственного комплекса, расположенного по адресу: Томская область, г. Томск, пр. Кирова 51а, строение 14» Заказчик  проектирования и строительства – ЗАО «НПФ Микран»,  г. Томск.
 
Энергоблок предназначен для обеспечения электроэнергией, тепловой энергией и холодом потребителей Административно-производственного комплекса ЗАО «НПФ Микран»,  расположенного по адресу: Томская область, г. Томск, пр. Кирова 51а., строение 14, а также сторонних потребителей.
 
Энергоблок представляет собой комплект основного и вспомогательного технологического оборудования заводского изготовления, повышенной монтажной готовности, которое монтируется монтажной организацией на месте эксплуатации в соответствии с ГОСТ 15.005-86. Здание Энергоблока представляет собой отдельно стоящее здание, состоящее из двух разновысотных объемов правильной прямоугольной формы:

- в осях 1-5, А-Б  -  объем четырехэтажный, однопролетный, пролетом 7,2м, общей длиной в осях 19,91м, высотой 20,85м по верху парапета;

- в осях 5-7, А-Б - объем лестничной клетки, ведущей до третьего этажа (отм. +9,600), размерами в осях 4,5м х 2,31 м, высотой 13,2м по верху парапета.

Высота этажей здания до уровня выступающих конструкций составляет:

- I этаж - 4,14м;

- II этаж - 4,46м;

- III этаж - 5,00м;

- IV этаж - 3,53м.

Подключение оборудования после строительства здания Энергоблока предусматривается в три этапа.

Первый этап предполагает подключение следующего основного оборудования:

-         Две газопоршневые установки (далее по тексту ГПУ) производства «Caterpillar» типа G3412C LE  единичной установленной электрической мощностью 360 кВт (на отметке 0.000 м.);

-         Два выносных блока охлаждения ГПУ тип SCAGE-12-A-09-06N5-H-22 «Alfa Laval» (на отметке 19.600 м.);

-         Две системы утилизации тепла (СУТ) от выхлопных газов и контура охлаждения ГПУ производства ОАО «Русский дом» единичной установленной тепловой мощностью 754 кВт (на отметке 15.000 м.);

-          Главный распределительный щит Энергоблока (ГРЩ) напряжением 0,4 кВ;

-         Два газовых водогрейных котла производства фирмы «Viessmann» тип Vitoplex 100 PV1 единичной установленной тепловой мощностью 1351-1700 кВт с горелками фирмы «Oilоn» (на отметке 4.800 м.);

-         ГРУ с коммерческим узлом учета газа для нужд Энергоблока и технологических линий;

-         Установка для водоподготовки непрерывного действия (на отметке 4.800 м.).

 

Второй этап предполагает подключение следующего основного оборудования:

-         Газопоршневая установка (ГПУ) производства «Caterpillar» тип G3508 LE единичной установленной электрической мощностью 505 кВт (на отметке 0.000 м.);

-         Выносной блок охлаждения ГПУ тип SCAGE-22A-09-06N5-H-66 «Alfa Laval» (на отметке 19.600 м.);

-         Система утилизации тепла (СУТ) от выхлопных газов и контура охлаждения ГПУ производства ОАО «Русский дом», единичной установленной тепловой мощностью 754 кВт (на отметке 15.000 м.);

-         Два газовых водогрейных котла производства фирмы «Viessmann» тип Vitoplex 100 PV1 единичной установленной тепловой мощностью 1351-1700 кВт с горелками фирмы «Oilоn» (на отметке 4.800 м.);

-         Абсорбционная охладительная установка, работающая на горячей воде, серии «ProChill», типа LT31T, холодопроизводительностью 750 кВт (отметке 9.600 м.);

-         Градирня пленочного типа «Baltimore» VXT N215;

-         Сухой охладитель хладоносителя типа BDDT903CT «Alfa Laval» (отметке 19.600 м.).

 

Третий этап предполагает подключение следующего основного оборудования:

-         Газопоршневая установка (ГПУ) производства «Caterpillar» тип G3508 LE единичной установленной электрической мощностью 505 кВт (на отметке 0.000 м.);

-         Выносной блок охлаждения ГПУ тип SCAGE-22A-09-06N5-H-66 «Alfa Laval» (на отметке 19.600 м.);

-         Система утилизации тепла (СУТ) от выхлопных газов и контура охлаждения ГПУ производства ОАО «Русский дом» единичной установленной тепловой мощностью 754 кВт (на отметке 15.000 м.);

-         Абсорбционная охладительная установка, работающая на горячей воде, серии «ProChill», типа LT31T, единичной холодильной мощностью 750 кВт (на отметке 9.600 м.);

-         Градирня пленочного типа «Baltimore» VXT N215;

-         Сухой воздушный охладитель хладоносителя  BDDT903CT «Alfa Laval» (отметке 19.600 м.).

Резервное топливо для ГПУ не предусматривается. Аварийное топливо для котлов – дизельное топливо.

Расчеты показателей эффективности вариантов реализации системы электро- и теплоснабжения потребителей объекта Заказчика предлагается выполнить на основании капитальных и эксплуатационных затрат, а также исходя из объемов выработки электроэнергии на Энергоблоке или объемов потребления такого же количества энергии от внешних источников энергоснабжения (городских инженерных сетей).
 
При этом сформировать «положительные» потоки денежных средств предлагается за счет разности «себестоимостей»  произведенной на Энергоблоке электроэнергии, холода и тепла, и стоимости энергоносителей (электроэнергия, холод и тепло), полученных от внешних источников энергоснабжения.
 
На основании исходных и расчетных данных была определена ежегодная суммарная выработка электроэнергии по обоим вариантам, а также затраты на ее производство.
После этого проведены расчеты себестоимости вырабатываемой на Энергоблоке электрической и тепловой энергии, а также рассчитан период окупаемости строительства Энергоблока.
 

Результаты расчетов приведены в таблице 1.

 

Таблица 1.

№ п/п

Наименование показателя

Единицы измерения

Варианты  получения   энергии

№1 - от собственного Энергоблока

№2 - от существующих энергоисточников

1  Основные исходные данные для расчета

1.1

Расчетная мощность потребителей электроэнергии

кВт

1 440,00

1 440,00

1.2

Расчетная мощность потребителей тепла

кВт

9 000,00

9 000,00

 

 

Гкал/час

7,74

7,74

1.3

Тариф за подключение к электросетям

Руб.

 

15 528 988,80

1.4

Тариф за подключение к тепловым сетям

Руб.

 

44 961 830,28

1.5

Тариф за подключение к сетям холодоснабжения

Руб.

 

7 548 814,00

1.6

Существующий тариф за установленную электрическую мощность

Руб./год

 

44 247,17

1.7

Существующий тариф на электрическую энергию

Руб./(кВт*ч)

 

3,32

1.8

Существующий тариф на тепловую энергию

Руб./Гкал

 

892,53

1.9

Расчетный  тариф на энергию холода

Руб./Гкал

 

2 321,06

1.10

Расчетный период

лет

10,00

10,00

1.11

Расход топлива (природный газ) на одну ГПУ

Нм3/час

111,00

 

1.12

Годовая наработка ГПУ при К исп=0,8

час

7 000,00

 

1.13

Расход топлива (природный газ) на один котёл

Нм3/час

150,00

 

1.14

Годовая наработка котла (согласно СНиП))

час

5 664,00

 

1.15

Годовая выработка ЭЭ от ГПУ

МВт*год

10 080,00

10 080,00

1.16

Годовая выработка ЭХ от ХЦ

МВт*год

10 332,00

 

 

 

Гкал

8,89

8,89

1.17

Годовая выработка тепла от ГПУ (только для АБХМ)

 

15 680,00

 

 

 

Гкал

13 480,00

 

1.18

Годовая выработка тепла от котельной

МВт*год

50 976,00

 

 

 

Гкал

43 839,36

43 839,36

1.19

Годовая выработка энергии холода от ТЭС

МВт*год

10 332,00

 

 

 

Гкал

8 885,52

8 885,52

1.20

Стоимость природного газа

Руб./тыс. нм3

3 520,00

 

2. Затраты при использовании собственного локального источника энергии

(Энергоблока)  

2.1

Расход природного газа на ГПУ на год

Тыс. нм3/год

3 108,00

 

2.2

Расход природного газа на котельную на год

Тыс. нм3/год

3 398,40

 

2.3

Расход природного газа для ТЭС на год

Тыс. нм3/год

6 506,40

 

2.4

Стоимость природного газа на ГПУ на год

Руб.

10 940 160,00

 

2.5

Стоимость природного газа на котельную на год

Руб.

11 962 368,00

 

2.6

Стоимость природного газа для ТЭС на год эксплуатации

Руб.

22 902 528,00

 

2.7

Стоимость масла для ГПУ на год

Руб.

1 290 240,00

 

2.8

Средняя стоимость ТО с ЗИП для ГПУ в год

Руб.

1 494 400,00

 

2.9

Стоимость ТО с ЗИП на котельную на год

Руб.

2 108 000,00

 

2.10

Основная заработная плата обслуживающего персонала Энергоблока (включая налоги с ФОТ) за год

Руб.

10 972 800,00

 

2.11

Суммарные эксплуатационные затраты на ТЭС за год

Руб.

38 767 968,00

 

3 Капитальные затраты при строительстве  

 

3.1

Ориентировочные капитальные затраты на строительство, из них:

Руб.

145 772 321,00

 

3.1.1

на строительство ТЭС-ГПУ(66%)

Руб.

96 209 731,86

 

3.1.2

на строительство ХЦ (21%)

Руб.

30 612 187,41

 

3.1.3

на строительство котельной (13%)

Руб.

18 950 401,73

 

3.1.4

     Капитальные затраты  на производство ЭЭ

%

0,26

 

3.1.5

                                           на производство ЭХ

%

0,61

 

3.1.6

                                           на производство ТЭ

%

0,13

 

3.2.

Капитальные затраты на прокладку наружных кабельных сетей 2 км и строительство подстанции 2 х 1600

Руб.

 

15 340 000,00

3.3.

Капитальные затраты на прокладку наружных тепловых сетей (8 км) 

Руб.

 

23 753 400,00

4 Расчёт себестоимости за расчётный период

4.1

Суммарные эксплуатационные затраты на строительство и эксплуатацию ЭБ за расчётный период (10 лет), из  них:

Руб.

533 452 001

1 039 325 134

 

     -   затраты на производство электрической энергии

Руб.

119 703 286

 

 

      -  затраты на производство энергии холода

Руб.

104 240 168

 

 

       - затраты на производство тепловой энергии

Руб.

309 508 545

 

4.2

Общая выработка энергии Энергоблоком (ЭБ) за расчётный период (10 лет),      из них

 

 

 

 

      -   Электрической энергии за расчётный период (10 лет)

МВт

100 800,00

 

 

      -    Энергии холода за расчётный период (10 лет)

МВт

103 320,00

 

 

 

Гкал

88 855,20

 

 

       -  Тепловой энергии за расчётный период (10 лет)

МВт*час

509 760,00

 

 

 

Гкал

438 393,60

 

4.3

Стоимость электроэнергии от внешних инженерных сетей

Руб.

 

350 204 100

4.4

Стоимость тепла от внешних инженерных сетей

Руб.

 

436 240 568

4.5

Стоимость энергии холода от внешних инженерных сетей

Руб.

 

213 787 064

5 Расчет показателей эффективности

5.1

Себестоимость электроэнергии

Руб./кВт

1,19

3,47

5.2

Себестоимость тепловой энергии

Руб./Гкал

706,01

995,09

5.3

Себестоимость энергии холода

Руб./Гкал

1 173,15

2 406,02

5.4

Доход (экономия) от выработки электроэнергии и тепла  от ЭБ по сравнению с подключением к инженерным сетям за расчетный период

Руб.

505 873 132

0

5.5

Доход (экономия) от выработки электроэнергии и тепла  от ЭБ по сравнению с подключением к инженерным сетям  за год эксплуатации

Руб./год

50 587 313

0

6.1

Срок окупаемости  ЭБ без учета времени строительства и дисконтирования цен

лет

5,13

 

           

 

Анализ приведенных расчетов, результаты которых представлены в таблице 1, позволяет сделать следующие основные выводы:

  1. За счет строительства собственного энергоблока (ЭБ), работающего на природном газе, себестоимость вырабатываемой электроэнергии снизилась с 3,47 руб./кВт*час (стоимость электроэнергии от внешней энергосистемы) до 1,19 руб./кВт*час. 
  2. За счет строительства собственного ЭБ себестоимость вырабатываемого тепла  снизилась с 995,00 руб./Гкал (стоимость тепловой энергии  от внешней энергосистемы) до 706,01 руб./Гкал. 
  3. Срок окупаемости инвестиций в строительство Энергоблока, работающего на природном газе, составляет 5,13 лет (5 лет и два месяца).
  4. За расчетный период (10 лет) использование собственного (локального) источника энергии позволит Заказчику получить доход в размере 505 873 132 рублей 65 копеек за счет более низкой себестоимости вырабатываемой энергии (электрической, тепловой и энергии холода).

 

Основными факторами, обуславливающими снижение себестоимости производимой электроэнергии, тепла и холода, являются:

  1.  Использование на Энергоблоке принципа комбинированной выработки электрической, тепловой энергии и энергии холода – технологии тригенерации.
  2.  Отсутствие в значениях себестоимости произведенной на ЭБ энергии тарифа за передачу энергии по внешним инженерным сетям.
  3.  Значительное снижение потерь электрической, тепловой энергии и энергии холода при передаче от источника энергии к потребителям объекта Заказчика (расстояние передачи энергии от ЭБ до потребителей составляет 100 метров) по сравнению с потерями при передаче энергии от внешних инженерных сетей (по электричеству – 2 км, по тепловым сетям – до 8,0 км).
  4.   Максимальное использование энергии первичного топлива (природного газа) за счет комбинированной выработки электрической, тепловой энергии и холода (применение принципа тригенерации в работе Энергоблока).