Меню

Технико экономические показатели парогазовой установки

Энергогенерирующая установка и ее технико-экономические показатели

Общая характеристика парогазовых установок. Термодинамические расчеты циклов газотурбинной и паротурбинной установок. Определение технико-экономических показателей ПТУ. Определение электрической мощности ГТУ и ее технико-экономические показатели.

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/

1. Общая характеристика парогазовых установок (информационный обзор)

2. Термодинамический расчет цикла газотурбинной установки

3. Расчет цикла паротурбинной установки

4. Определение технико-экономических показателей ПТУ

6. Определение электрической мощности ГТУ и ее технико-экономические показатели

7. Технико-экономические характеристики ПГУ

8. Сводная таблица и анализ результатов расчета по трем видам энергогенерирующих установок

Список использованной литературы

Введение

Энергетика — базовая отрасль, влияющая на состояние всей экономики. Вместе с тем она является одним из основных потребителей первичных энергетических ресурсов и оказывает заметное влияние на окружающую среду. На сегодняшний день имеются широкие возможности энергетического использования газообразного и жидкого топлива. Исключительная народнохозяйственная ценность этих видов топлива требует изыскания наиболее рациональных схем энергетических установок, причем многообразие потребителей и особенности экономических районов заведомо не позволяет ограничиться разработкой какой либо одной оптимальной схемы.

Постоянный рост в мире производства электроэнергии с доминирующей ролью тепловых электростанций, сжигающих органическое топливо, стоимость которого неуклонно растет, обусловливает необходимость повышения эффективности топливоиспользования на ТЭС, что возможно только на основе более совершенных технологических и технических решений преобразования энергии топлива в электрическую (и тепловую). Определяющими здесь являются степень совершенства и мощностью возможности теплового двигателя (привода электрогенератора), работающего на водяном паре и газообразных продуктах сжигаемого топлива.

Стратегическим направлением развития мировой энергетики является внедрение парогазовых технологий (ПГУ) при выработке электроэнергии и тепла. Это направление дает возможность существенно повысить КПД конденсационных установок с 38%-40% до 55%-60%. ПГУ особенно актуальны для отечественной электроэнергетики, которая почти на 90% зависит от привозного топлива Рост производства электроэнергии нужно рассматривать еще и с точки зрения наращивания экспортного потенциала в качестве важной валютной составляющей совокупного дохода. С этих позиций назрела необходимость внедрения современных ПГУ или надстройки паровой части в установленных ГТУ. Это позволяет значительно снизить удельные расходы топлива на выработку тепла и электроэнергии, сократить эксплуатационные расходы и численность персонала, существенно улучшить экологическую обстановку.

парогазовый установка газотурбинный мощность

1. Общая характеристика парогазовых установок (информационный обзор)

Парогазовые установки производят электричество и тепловую энергию. Парогазовая установка состоит из двух отдельных блоков: паросилового и газотурбинного. Топливом ПГУ может служить как природный газ, так и продукты нефтехимической промышленности, например мазут. В парогазовых установках на одном валу с газовой турбиной находится первый генератор, который за счет вращения ротора вырабатывает электрический ток. Проходя через газовую турбину, продукты сгорания отдают ей лишь часть своей энергии и на выходе из турбины все ещё имеют высокую температуру. Далее продукты сгорания попадают в паросиловую установку, в котел-утилизатор, где нагревают водяной пар. Температуры продуктов сгорания достаточно для того, чтобы довести пар до состояния, необходимого для вращения паровой турбины (температура 500 градусов по Цельсию и давление 80 атмосфер). С паровой турбиной механически связан второй генератор.

Существуют различные схемы ПГУ: ПГУ с высоконапорным парогенератором, ПГУ с обычным (низконапорным) парогенератором, ПГУ с котлом-утилизатором.

Рис. 1 «Принципиальная схема ПГУ с парогенератором утилизационного типа»

( 1 — воздух из атмосферы; 2 — топливо; 3 — отработавшие в турбине газы; 4 — уходящие газы; 5 — свежий пар; 6 — питательная вода)

На рис. 1 представлена схема простейшей установки со сбросом еще горячих газов (продуктов сгорания) 3, поступающих из газовой турбины Т в котел-утилизатор КУ.

Как видно из рис. 1, топливо 2 (газотурбинное, жидкое, газ) поступает в камеру сгорания КС, куда также с помощью компрессора К подается воздух. Компрессор размещен на одном валу с газовой турбиной Т и электрическим генератором; компрессор К и генератор приводятся в действие газовой турбиной Т.

В котле-утилизаторе КУ за счет тепла продуктов сгорания 3 вода 6 превращается в пар 5, поступающий в паровую турбину ПТ, на одном валу с которой находится второй электрический генератор. Такого рода парогазовая установка позволяет использовать (утилизировать) тепло отработавших в газовой турбине продуктов сгорания 3. Охладившиеся в котле-утилизаторе продукты сгорания 4 выбрасываются наружу. Отработавший в паровой турбине ПТ пар поступает, как обычно, в конденсатор, в котором отдает тепло охлаждающей воде, превращается в конденсат и затем с помощью питательного насоса 6 снова поступает в котел-утилизатор.

Представим данный цикл в T,S координатах.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис.2 « Цикл ПГУ в T-S диаграмме»

На рис. 2 наложены циклы ПСУ и ГТУ, где рабочими телами являются соответственно водяной пар и продукты сгорания топлива 1-2-3-4-1 — газовый цикл, а 5-6-7-8-9-10-5 — паровой.

В ПГУ, работающей по данному циклу, повышение КПД достигается только за счет надстройки парового цикла газовым. Передача теплоты отработавших газов ГТУ паровому циклу осуществляется путем подогрева питательной воды, направляемой в парогенератор. Расход уходящих газов у этой ПГУ практически равен суммарному расходу уходящих газов ГТУ и ПТУ до их объединения, но температура уходящих газов ПГУ значительно ниже чем у отдельной ГТУ и примерно равна температуре уходящих газов парогенератора, что и является источником экономии топлива.

ПГУ- это установка, объединяющая ПТУ и ГТУ. Согласно заданию к курсовой работе, выбираем парогазовую установку с использованием тепла выхлопных газов на нагрев питательной воды парогенераторов, параметры работы соответствующих турбин в ПГУ такие же, как в ПТУ и ГТУ. ПТУ имеет два регенеративных отбора, электрическая мощность паровой турбины = 90 МВт, рабочее тело ГТУ обладает свойствами воздуха.

2. Термодинамический расчет цикла газотурбинной установки

Газотурбинными установками (ГТУ) называются теплоэнергетические устройства, в которых рабочим телом служат газообразные продукты сгорания топлива, а рабочим двигателем является газовая турбина.

Рис. 3 «Принципиальная схема ГТУ»

Компрессор (К) сжимает атмосферный воздух и нагнетает его в камеру сгорания. Топливо в камеру сгорания (КС) подается (в случае газообразного топлива — топливным компрессором; в случае жидкого — топливным насосом через форсунки). Образовавшиеся продукты сгорания являются рабочим телом давлением 12?20 атм. и 1000?1200 , которые подаются в газовую турбину (ГТ) и превращают ее в действие (вращение на валу). Затем выбрасываются наружу. Турбина находится на одном валу с компрессором и одновременно приводит в действие ротор электрогенератора (ЭГ), вырабатывающего электроэнергию.

Цикл ГТУ, работающий по описанной выше схеме, осуществляется с изобарным подводом теплоты.

Рис. 4 «Цикл ГТУ в T,S-координатах»

1-2 — адиабатное сжатие воздуха в компрессоре.

2-3 — изобарный процесс подвода теплоты в камеру сгорания (горение топлива).

3-4 — адиабатное расширение продуктов сгорания в турбине.

4-1 — изобарный процесс смены отработавших газов, атмосферным воздухом, условно замыкающей цикл

Рассчитаем основные характеристики в этих точках.

Из уравнения состояния идеального газа для точки 1 следует:

Принимая, что рабочее тело обладает свойствами воздуха:

Из формулы (2.1) выразим удельный объем и рассчитаем его:

Найдем основные характеристики рабочего тела в т.4. Нам известны следующие параметры:

Воспользуемся формулой (2.2) и рассчитаем удельный объем газов в т.4:

Перейдем к расчету основных характеристик в т.3. Нам известны следующие параметры:

Так как процесс (3-4) адиабатный, то между температурами и давлениями в этих точках существует следующая зависимость:

Преобразуем данное выражение и выразим из него :

Воспользовавшись формулой (2.2) и подставив в нее значение параметров в т.3, мы получим удельный объем газов на входе в газовую турбину:

2-3 — изобарный процесс, поэтому верно следующее равенство:

1-2 — адиабатный процесс, и для него верно равенство:

Подставим в формулу (2.2) значение параметров в т.2:

Рассчитаем энергетические характеристики цикла ГТУ

Удельное количество теплоты, подведенное к одному килограмму рабочего тела в ГТУ:

где — теплоемкость тела при изобарном процессе и рассчитывается по формуле:

где i — количество степеней свободы, для двухатомного газа равное 5

Рассчитаем удельное количество подводимой теплоты:

Количество теплоты, отведенной от 1кг. рабочего тела в ГТУ:

Удельная теоретическая работа цикла ГТУ:

Термический КПД цикла ГТУ:

Абсолютный электрический КПД ГТУ:

3. Расчет цикла паротурбинной установки

Паротурбинные установки — это установки, тепловым двигателем в которых является турбина, а рабочим телом — водяной пар, который получается в специальных установках, называемых паровыми котлами (парогенераторами), благодаря сжиганию в последних топлива и за счет теплообмена между продуктами сгорания и водой, получения из нее пара.

Паровой котел, или парогенератор (I), представляет собой устройство, в котором производится сжигание топлива, и тепло образовавшихся газообразных продуктов сгорания используется для превращения поступающей в него воды в пар (насыщенный или перегретый). Выработанный пар поступает в пароперегреватель (II), а затем в паровую турбину (III), где его потенциальная энергия превращается в кинетическую энергию струи пара, попадающего на лопатки турбины и заставляющего вращаться рабочее колесо турбины и ротор электрогенератора (IV), вырабатывающего электроэнергию.

Рис. 5 Принципиальная схема ПТУ с двумя регенеративными отборами.

Изобразим описанный цикл в T,S-диаграмме водяного пара:

Рис.6 «Цикл ПТУ в T,S-координатах»

5 — свежий пар перед турбиной

5-6 — адиабатное расширение пара в турбине

6 — отработавший пар на выходе из турбины

6-7 — изобарно-изотермический процесс конденсации отработавшего пара

7-8 — адиабатное повышение давление воды в насосе

8-9-10-5 — изобарный процесс получения рабочего тела в парогенераторе

Весьма существенное повышение экономичности ПТУ достигается путем применения в них регенеративного подогрева питательной воды за счет теплоты конденсации пара, расширяющегося в турбине. В нашей установке 2 регенеративных подогревателя.

У нас есть следующие исходные данные:

Воспользовавшись h-s диаграммой, определим энтальпии пара на входе в паровую турбину и на выходе из нее, а также энтальпии пара в отборах.

Получаем следующие значения:

Воспользовавшись таблицами в справочнике Роддатис и Полтарецкого [1], найдем необходимые нам значения энтальпий:

энтальпии конденсата при давлении пара в первом отборе (hотб1 = 814,7),

конденсата при давлении пара во втором отборе(hотб2 =494,275), энтальпии конденсата при давлении отработавшего пара(h6 = 101 ).

Для расчета термического КПД используется следующая формула:

Где 1 и 2 — доля пара в соответствующем отборе, определяется из уравнения теплового баланса соответствующего регенеративного подогревателя:

Где hотб1-энтальпия пара в первом отборе;

hотб2— энтальпия пара во втором отборе;

hотб1— энтальпия конденсата при давлении пара в первом отборе;

hотб2— энтальпия конденсата при давлении пара во втором отборе;

h6— энтальпия конденсата при давлении отработавшего пара.

4. Определение технико-экономических показателей ПТУ

Рассчитаем абсолютный электрический КПД ПТУ. Для этого используем формулу (2.8):

Удельный расход пара (в расчете на 1 кВт•ч) в регенеративном цикле идеальной ПТУ:

Удельный расход пара реальной ПТУ:

Расход пара паровой турбиной:

Расход натурального топлива (природного газа) в парогенераторе для выработки найденного расхода пара:

где — теплота сгорания топлива(для природного газа из газопровода Дашава — Киев =35880);

() — энтальпия питательной воды, поступающей в парогенератор.

Удельный расход (в расчете на 1 кВт•ч выработанной электроэнергии) натурального топлива:

Удельный расход условного топлива:

5. Расчет цикла ПГУ

Принимаем параметры работы соответствующих турбин ПГУ такими же, как в ГТУ и ПТУ (по заданию). Регенеративный подогрев питательной воды в ПГУ отсутствует. ПГУ, схема которой представлена на рисунке 7.1, является полностью бинарной: выхлопные газы ГТУ направляются в котел- утилизатор (КУ), где значительная часть энергии в виде теплового потока передается питательной воде, из которой генерируется перегретый пар, поступающий в паровую турбину.

Для определения расходов газов на КУ составим уравнение теплового баланса:

Gг, Gп.в — расход газов и питательной воды через КУ;

— изобарная теплоемкость газов;

— температура газов на выхлопе ГТ или на входе в КУ;

— температура на выходе из КУ;

— энтальпия перегретого пара перед турбиной;

— энтальпия питательной воды (для данной схемы без регенераторов равна энтальпии конденсата ( = = 111,84).

Расход питательной воды равен расходу пара на турбину( = ), который для цикла без регенерации должен обеспечить заданную электрическую мощность паровой турбины. Тогда удельный расход пара определяется по формуле:

Реальный удельный расход пара с учетом потерь:

Определим полный расход пара. Для этого воспользуемся формулой (2.14):

Из уравнения (2.19) найдем расход газов через КУ:

Электрическая мощность газогенератора (одинаковая для ГТУ и ПГУ):

6. Определение электрической мощности ГТУ и ее технико-экономические показатели

Использование выхлопа ГТ в котле-утилизаторе для выработки рабочего тела паровой части схемы не влияет на характеристики цикла ГТУ.

Расход натурального топлива (природного газа) в камере сгорания:

Рассчитаем расход условного топлива по формуле (2.16):

Удельный расход топлива в ГТ (из формулы (2.17)):

Удельный расход условного топлива (формула (2.18)):

7. Технико-экономические характеристики ПГУ

Термический КПД парогазового цикла:

Абсолютный электрический КПД ПГУ (из формулы (2.8)):

В ПГУ топливо расходуется только в камере сгорания газовой части схемы, т.е. расход натурального и условного топлива на ПГУ:

Общая электрическая мощность ПГУ равна:

Удельный расход топлива в ПГУ:

Основные технико-экономические показатели по 3 видам установок (ГТУ, ПТУ, ПГУ) сведены в Таблицу 1 и представлены в графической части работы (лист 2).

8. Сводная таблица и анализ результатов расчета по трем видам энергогенерирующих установок

источник

Оценка технико-экономической эффективности модернизации ГТУ-ТЭС с использованием парогазовой технологии

При выборе способа технического перевооружения ГТЭС необходим глубокий детальный анализ технических возможностей модернизируемого объекта — с учетом конкретных условий проведения работ, схемы финансирования и т.д. В статье представлены результаты исследования экономической эффективности технического перевооружения энергообъекта с использованием парогазовых технологий на примере реконструкции Ингушской ГТЭС.

A. Виноградов, А. Григорьев, В. Макаревич — ЗАО «МР-Энерго-Строй»

B. Буров, В. Торжков — Московский энергетический институт (ТУ)

Ингушская ГТЭС (проект ЦПЭ АО РОСЭП, генеральный подрядчик ЗАО «МР-Энерго»), изначально предназначенная для комплексной выработки электрической и тепловой энергии, состоит из четырех газотурбинных установок типа ГТГ-15 производства НПКГ «Зоря»-«Машпроект». Компоновка основного оборудования ГТЭС — размещение энергоустановок в двух модулях, в каждом по две ГТУ.

Выработка тепловой энергии на внешнее потребление в виде горячей воды должна была осуществляться за счет утилизации тепла выхлопных газов газотурбинных двигателей, для чего предусмотрены водогрейные котлы-утилизаторы (газовые подогреватели сетевой воды).

Вследствие резкого снижения потребности в тепловой энергии и низкой эффективности использования топлива при работе ГТУ по простому циклу (кпд по выработке электроэнергии брутто при стандартных условиях ISO составляет 31%), МР-Энерго-Строй и МЭИ провели исследования по повышению тепловой экономичности Ингушской ГТЭС. Одним из основных вариантов является создание на базе ГТЭС парогазовой электростанции.

На первом этапе техническое перевооружение предполагается провести на двух установленных газотурбинных агрегатах. Наиболее предпочтительно использование парогазовой установки с котлом-утилизатором одного давления (рис. 1).

Принципиальная тепловая схема ПГУ-КЭС с котлом-утилизатором одного давления:

2-котел-утилизатор (ПЕ, И, ЭК- соответственно пароперегреватель, испарительная система и экономайзерная поверхности нагрева КУ; ГПК- газовый подогреватель конденсата)

4-деаэратор питательной воды

Такие ПГУ характеризуются достаточно простой тепловой схемой, компактны, что особенно важно при реконструкции ГТУ малой и средней мощности.

Выбранный вариант тепловой схемы ИГУ предусматривает установку паровой турбины с конденсацией пара. Основным критерием при выборе параметров пара и мощности паровой турбины является располагаемый теплоперепад выхлопных газов ГТУ, а также характер его изменения в течение года в зависимости от температуры наружного воздуха.

Существуют два основных подхода к надстройке газотурбинного оборудования паросиловыми блоками: применение типового и использование вновь разрабатываемого паротурбинного оборудования с наиболее оптимальными для заданного типа ГТУ начальными параметрами пара. Рассмотрены следующие варианты:

1.Создание двух парогазовых энергоблоков на базе серийно выпускаемого оборудования. В качестве типовой была выбрана паротурбинная установка конденсационного типа К-6-1,6У производства Калужского турбинного завода. Номинальная электрическая мощность данного агрегата б МВт (начальные параметры пара 1,57 МПа/320°С, давление пара за турбиной — 9,8 кПа). Тепловая схема каждого из двух блоков представлена на рис. 1. Следует отметить, что в заводской комплектации в состав данной ПГУ включен подогреватель низкого давления (ПНД) для подогрева основного конденсата перед деаэратором атмосферного типа. В схеме ПГУ эту функцию выполняет газовый подогреватель конденсата.

2. Создание на базе двух ГТУ парогазового дубль-блока.

За счет утилизации части тепла уходящих газов в КУ генерируется перегретый пар. Он поступает в общий коллектор и далее в проточную часть паровой турбины для выработки электроэнергии. В остальном тепловая схема конденсационного парогазового дубль- блока аналогична представленной на рис. 1. Выбор такого варианта обусловлен, прежде всего, возможностью размещения основного оборудования ПГУ в рамках существующих компоновочных решений проекта Ингушской ГТЭС. При реализации данной схемы появляется возможность более компактного размещения паротурбинного оборудования во вновь сооружаемом машинном зале, сокращается количество вспомогательного оборудования и т.д.

Как показывают результаты ранее выполненных исследований, начальные параметры пара указанной типовой паротурбинной установки не являются оптимальными с точки зрения тепловой экономичности ПГУ на базе ГТУ типа ГТГ-15. В связи с этим для них были получены оптимальные начальные параметры пара, генерируемого в котле-утилизаторе (КУ). Температурный напор на входе в пароперегреватель КУ а также давление в конденсаторе паротурбинных установок приняты равными варианту с турбиной К-6-1,6У. Таким образом, для схемы дубль- блока параметры пара, генерируемого в КУ, составили: Рпе=0,9 МПа, tпе=325°C. Электрическая мощность такой паровой турбины при работе в составе дубль-блока ПГУ с учетом изменения характеристик выхлопных газов ГТУ (в зависимости от температуры наружного воздуха) составит около 10 МВт.

3. ПГУ-КЭС на базе установки К-6-1,6У с использованием дополнительного сжигания топлива перед КУ в среде выхлопных газов ГТУ.

Предварительный анализ характеристик турбины К-6-1,6У и теплового потенциала выхлопных газов агрегата ГТГ-15 показал неполную загрузку данной ПТУ паром. Величина загруженности при среднегодовой температуре наружного воздуха составляет около 72,5% от номинального расхода пара (при отрицательных tHB она может снижаться до 50% и ниже). Для увеличения и стабилизации расхода и параметров генерируемого в котле-утилизаторе пара возможно использование дожигания топлива.

Для каждого из рассмотренных способов перевооружения были проведены расчеты элементов схемы и установки в целом. Ввиду отсутствия серийных котлов-утилизаторов для генерации пара необходимых параметров, проведена серия предварительных расчетов для оценки поверхностей нагрева КУ и их компоновки. Расчеты проводились с использованием методик и программных средств, разработанных в НИЛ «ГТУ и ПГУ ТЭС» МЭИ на основе нормативных документов. Конструкторский расчет КУ проводился для характеристик ГТУ, соответствующих условиям среднегодовой температуры рассматриваемого региона tHB=10,4°C.

На основе результатов, полученных для среднемесячных температур, были определены суммарные годовые и среднегодовые показатели тепловой экономичности ПГУ-КЭС. При этом количество часов работы станции в году принято равным 8000 (табл. 1).

Годовые показатели работы вариантов ПГУ-КЭС на базе ГТУ типа ПТ-15 Таблица 1

Годовой отпуск электрической энергии потребителю, МВт«ч:

Годовой расход газового топлива, тыс. кубм

Среднегодовая электрическая мощность (нетто), МВт

Среднегодовой кпд производства электроэнергии (нетто), %

Среднегодовой расход условного топлива на единицу отпущенной электроэнергии, г/кВт*ч

Здесь также представлены показатели работы ГТУ по простому циклу (без утилизации тепла выхлопных газов). Вариантам 1 и 3 соответствуют показатели двух парогазовых моноблоков, варианту 2 — одного парогазового дубль- блока ГТЭС -двух газотурбинных установок ГТГ-15 простого цикла.

На основании анализа результатов расчета прирост кпд по производству электроэнергии нетто, в зависимости от варианта, составляет 7-8% (абс.) по сравнению с показателями работы ГТУ в простом цикле. Как видно из табл. 1, реализация технического перевооружения при оптимальных начальных параметрах пара (вариант 2) приводит к наибольшему приросту кпд. Дополнительное сжигание топлива перед КУ (вариант 3) для обеспечения ПТУ К-6-1,6У паром наряду с увеличением мощности установки приводит к снижению кпд производства электроэнергии, по сравнению с вариантом без дожигания (вариант 1).

Полученные показатели тепловой экономичности и суммарные годовые показатели являются исходной информацией для проведения исследований экономической эффективности проекта реконструкции ГТЭС. При этом основой методического подхода является сопоставление капитальных вложений в проведение реконструкции и прироста прибыли в результате ее проведения. При предлагаемых способах технического перевооружения повышается электрическая мощность, а также тепловая экономичность установки. В этом случае прирост прибыли в рамках одного года после создания на базе действующей ГТУ парогазовой установки можно выразить как (р./год):

— текущий тариф на электроэнергию (принят постоянным в рамках года, р./ МВт*ч);

— электрическая мощность на клеммах генератора паровой турбины (МВт);

— электроэнергия для обеспечения собственных нужд ПТУ;

— электрическая мощность газотурбинной установки при работе в простом цикле (МВт);

— продолжительность соответствующего i-го месяца (ч.);

— количество часов вывода электростанции из-под нагрузки (для планового ремонта и т.п.); i=1. 12;

— годовой расход натурального топлива в камеры дожигания КУ (кг/год);

— цена топлива, сжигаемого в камере дожигания КУ (принята постоянной в рамках года, р./кг);

— коэффициент снижения мощности ГТУ, учитывающий изменение мощности ГТУ из-за дополнительного аэродинамического сопротивления на выхлопе вследствие установки котла-утилизатора;

— издержки, связанные с эксплуатацией ПТУ (в том числе КУ) в составе ПГУ (р./год);

— изменение прочих издержек (р./год):

— прочие издержки, связанные с работой ПГУ;

— прочие издержки, связанные с работой ГТЭС до реконструкции (р./год).

Следует отметить, что в формуле (1) принято, что режим работы ГТУ в составе ПГУ остается неизменным, т.е. издержки, связанные с эксплуатацией газотурбинной установки в составе ПГУ, остаются неизменными по сравнению с исходным вариантом ГТЭС.

Оценка суммарных капиталовложений в реконструкцию Ингушской ГТЭС выполнена на основе данных, представленных производителями оборудования, экспертных оценок и проектов-аналогов. При этом принимались во внимание только затраты, связанные с вводом в действие нового оборудования. На рассматриваемой ГТЭС изначально предусматривалась утилизация уходящих газов ГТУ в газовых подогревателях сетевой воды. При размещении паровых котлов-утилизаторов возможно использование ряда ранее принятых строительных и технических решений. Капитальные вложения в осуществление технического перевооружения для рассматриваемых вариантов (с учетом НДС) представлены в табл. 2.

Оценка капитальных вложений для варианта с использованием вновь разрабатываемого паротурбинного оборудования для работы в составе дубль- энергоблока ПГУ (вариант 2) проводилась на базе данных о стоимости установки К-6-1,6У. При этом учитывалось, что цена проектных и конструкторских работ по созданию новой ПТУ составляет ориентировочно 10% от ее цены и распространяется только на первый экземпляр. Поэтому возможно некоторое увеличение удельных капитальных вложений по сравнению с вариантом 1. Однако в данном случае не учитывался эффект снижения стоимости вследствие укрупнения единичной мощности паротурбинного оборудования и уменьшения количества вспомогательных агрегатов, что в конечном итоге способствует сокращению удельных капитальных вложений для варианта 2. Увеличение стоимости реконструкции для варианта 3 объясняется дополнительными капитальными вложениями в блоки дожигающих устройств. Определение эффективности инвестиций в реконструкцию газотурбинной ТЭС проводилось в соответствии с «Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов» с учетом представленных выше особенностей. В качестве основных критериев приняты срок окупаемости (возврата капитала — РВ или DPB) и интегральные показатели:

¦ индекс прибыльности (доходности) — PI;

¦ внутренняя норма рентабельности (доходности) — IRR.

Анализ коммерческой эффективности реконструкции выполнен с использованием компьютерной программы «Project Expert 7.O3», разработанной компанией «Про-Инвест-ИТ».

Все виды интегральных результатов и затрат выражались и сопоставлялись в дисконтированной форме. Ставка дисконтирования принята равной 10%. Расчеты выполнены в ценах по состоянию на 1-й квартал 2001 г. с учетом платежей в бюджетные и внебюджетные фонды и с учетом НДС. Продолжительность реконструкции, включая проектирование и пусконаладочные работы, — 18 месяцев. Основные исходные данные, принятые при расчетах эффективности инвестиционного проекта, приведены в табл. 2. В расчетах были заданы переменные значения уровня инфляции с тенденцией снижения годовых темпов инфляции — после 2004 г. годовой уровень инфляции принят постоянным и равным 10%.

При расчете учитывались следующие издержки, связанные с эксплуатацией вновь устанавливаемого оборудования ПГУ-КЭС:

¦ топливо на технологические цели (в камеры дожигания котлов-утилизаторов);

¦ вода на технологические цели (подпитка контуров котлов-утилизаторов и контура оборотного водоснабжения);

¦ заработная плата персонала (дополнительный штат, связанный с вводом нового оборудования);

¦ расходы на содержание и эксплуатацию оборудования ;

¦ ремонт основного оборудования.

Нормы амортизационных отчислений по всем активам (оборудование, здания и сооружения, другие активы) приняты в соответствии с «Классификацией основных средств, включаемых в амортизационные группы» от 1 января 2002 г.

Затраты на все виды ремонтных работ для паросилового оборудования приняты на базе проектов аналогов из расчета $4 МВт»ч выработанной электроэнергии.

Основные интегральные показатели эффективности инвестиционного проекта, определенные без учета схемы финансирования, приведены в табл. 3.

Анализ полученных результатов указывает на экономическую эффективность проекта реконструкции для всех рассматриваемых вариантов. Показателем эффективности является тот факт, что срок окупаемости меньше принятого для расчета (15 лет) и внутренняя норма рентабельности превышает принятую ставку дисконтирования. Учитывая, что инвестирование в энергетику в современных условиях характеризуется достаточно продолжительными сроками окупаемости, полученные абсолютные значения DPB (с начала проекта 10,3-12,7 лет) могут быть привлекательными для потенциального инвестора.

Сравнение результатов, полученных для вариантов 1 и 2, демонстрирует экономическую эффективность перехода к оптимальным начальным параметрам пара ПГУ-КЭС. Это проявляется в снижении дисконтированного срока окупаемости DPB практически на один год и увеличении внутренней нормы доходности проекта на 0,92% (абс). Как отмечено выше, капитальные вложения, принятые для варианта 2, в действительности могут быть снижены за счет увеличения единичной мощности паротурбинного оборудования и уменьшения количества вспомогательного оборудования — в этом случае возможно повышение экономической эффективности.

Несмотря на некоторое снижение показателей тепловой экономичности при дожигании топлива в схеме ПГУ-КЭС (табл. 1), вариант 3 при указанных условиях расчета обладает наибольшей экономической эффективностью (табл. 3). Это связано с тем, что рассматривается не ПГУ в целом, а только вновь сооружаемая часть и все, что с ней связано. И если при дожигании производство электроэнергии (нетто) для ПГУ-КЭС в целом увеличивается примерно на 10% (табл. 1, вар. 1 и 3), то с точки зрения паротурбинной «пристройки» прирост годового отпуска электрической энергии для варианта 3 составляет на 48,7% больше, чем в варианте 1 (табл. 2). Именно этот прирост определяет экономическую эффективность варианта реконструкции и при определенном соотношении цены топлива и тарифа на электроэнергию вызывает более интенсивный приток наличных средств. В итоге, несмотря на увеличенные капитальные вложения и дополнительные затраты на дожигаемое топливо (табл. 2), данный вариант имеет лучшие экономические показатели. В зависимости от ситуации на рынке выходные показатели эффективности инвестиционного проекта могут существенно изменяться. Был проведен анализ изменения эффективности в зависимости от тарифов на отпущенную электроэнергию, при этом в качестве основного критерия был принят дисконтированный срок окупаемости (ВРВ) с начала реализации проекта (рис. 2). Из анализа результатов видно, что изменение тарифа на электроэнергию достаточно интенсивно влияет на величину ВРВ. Так, рост текущих тарифов на 30% приведет к уменьшению дисконтированного срока окупаемости на 32-37 мес. (большая величина соответствует варианту 1). Одним из важнейших параметров, определяющих экономическую эффективность проектов создания и реконструкции энергетических объектов, является цена топлива. Особенность рассматриваемой реконструкции заключается в том, что для вариантов 1 и 2, вследствие использования для выработки дополнительной электроэнергии только утилизируемого тепла газов ГТУ, топливная составляющая затрат отсутствует. Поэтому экономическая эффективность данных вариантов не зависит от цены топлива. При рассмотрении эксплуатационных затрат, связанных с работой вновь сооружаемой (надстраиваемой) части ПГУ, для варианта З топливная компонента составляет около 26,5%. Было исследовано, как влияет изменение тарифа на электроэнергию и цены топлива (природного газа) на дисконтированный срок окупаемости. Результаты показали, что изменение тарифов на электроэнергию имеет более существенное значение, чем на топливо. Так, рост цены на отпускаемую электроэнергию на 30% при одновременном увеличении стоимости природного газа на 75% снизит срок окупаемости на 26 месяцев. Это объясняется, прежде всего, малой величиной топливной составляющей в составе общих издержек эксплуатации, а также относительно низкой ценой природного газа на внутреннем рынке.

ВЫВОДЫ: * создание парогазовых установок на базе ГГУ малой и средней мощности — достаточно эффективный способ производства электроэнергии. Все предложенные варианты реконструкции ГТЭС являются экономически эффективными с точки зрения полученных сроков окупаемости и интегральных показателей; * выбор оптимальных начальных параметров паротурбинной части ПГУ экономически оправдан; * при имеющемся на данный момент уровне соотношения цены природного газа и тарифа на электроэнергию использование дополнительного сжигания топлива в схемах ПГУ-КЭС может быть экономически оправдано.

источник

Читайте также:  Получение разрешения на установку бытовых электроплит

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *

Adblock
detector