Меню

Технико экономическое обоснование когенерационной установки

Факторы оказывающие влияние на финансово-экономическое обоснование строительства объектов собственной генерации (мини ТЭЦ).

Финансово-экономическое обоснование строительства объектов собственной генерации (мини ТЭЦ) складывается из большого числа факторов, которые в той или иной мере влияют на экономику применения данной технологии, и каждый из этих факторов требует внимания.

Экономическая целесообразность строительства собственной мини ТЭЦ с применением системы когенерации определяется в результате проведения детального технического и экономического анализа. При сборе и обработке исходных данных учитываются технические и технологические характеристики объекта, режимное потребление энергии, размещение на генеральном плане, удалённость источника от объектов потребления, сравнительным анализом стоимости мощности централизованной сети, выполнения ТУ на присоединение и тарифных условий региона, ценой и доступностью топлива и многими другими факторами.
Содержание такого сравнительного анализа уникально для каждого отдельного объекта и позволяет наглядно обосновать финансово-экономическую целесообразность применения автономного энергообеспечения, а также при грамотном подходе специалистов сократить объем капитальных вложений за счет правильного выбора мощности ТЭЦ, разбивки по агрегатам, учитывая режим работы объекта, а также режим работы самой газо-поршневой станции (автономно или же параллельно с сетью), поэтапного ввода мощностей, что позволяет разумно вкладывать деньги и обеспечить оптимальные условия для окупаемости проекта.
Без проведения такого рода анализа можно лишь на примерах говорить об экономике применении газопоршневых когенерационных технологий (строительства газопоршневой электростанции) для конкретного объекта, что в принципе не отражает реальной картины по нему.
Так в частности ниже представлены выдержки из реального ТЭО автономного энергообеспечения коммерческого объекта.

Технически расчет проводился в 2014 году для объекта с полной расчетной электрической мощностью 5800,0 кВт. По условию задания работа собственная мини ТЭЦ направлена на теплоснабжение, электроснабжение, кондиционирование помещений в летний период.

Постановка задачи при разработке проекта по строительству Мини-ТЭЦ:

  • Работа мини ТЭЦ осуществляется параллельно с сетью без передачи мощности в сеть.
  • Газо-поршневые когенерационные установки покрывают мощность электропотребления объекта.
  • Горячая вода нагревается до температуры в 90°С за счет использования тепла охлаждающей систем двигателей, а также отходящих дымовых газов.
  • Работа объекта предполагает зависимость от времени суток, таким образом, в рабочие часы в холодный сезон происходит максимальная потребность в тепловой энергии идущей в свою очередь на систему отопление, горячее водоснабжение, а также систему вентиляции. В ночные часы заложено снижение выработки электроэнергии, и как следствие сокращение выработка тепла от работы мини ТЭЦ.
  • Недостаток тепла, формируемый за счет временной зависимости работы объекта компенсируется установкой пиковых водогрейных котлов, работающих на газовом топливе.
  • В теплый период существующие излишки тепла, получаемые от работы газопоршневой станции, используются в АБХМ для выработки холода для систем кондиционирования воздуха (СКВ) объекта.

Таблица: №1 Максимальные электрические и тепловые нагрузки, принятые в расчете:

Электрическая нагрузка, кВт Тепловая нагрузка, Гкал/ч Холод, кВт
Отопление Вентиляция ГВС Кондиционирование
5500 2,58 5,332 0,081 3850

Технические решения при проектировании Мини-ТЭЦ

  • Газопоршневая теплоэлектростанция размещается в пристройке, состоящей из металлического каркаса с ограждающими, шумопоглощающими конструкциями.
  • Для размещения оборудования предполагается строительство пристройки размером 625 м2 (25м х 25м).
  • Газопоршневые агрегаты размещаются в машинном зале на специальных бетонных фундаментах с антивибрационной развязкой.
  • В здании предусматриваются помещения для операторов, ремонтные зоны, склад масла и запчастей.
  • Теплообменное оборудование поставляется в виде модуля высокой заводской готовности, и монтируются рядом с ГПЭА.
  • Аварийные теплообменники устанавливаются на крыше энергоцентра или на специально подготовленных фундаментах снаружи.

Принципы выбора оборудования для газопоршневой Мини-ТЭЦ

  • Высокая надежность и большой ресурс. Затраты на надежное и долговечное оборудование оправданы увеличением межремонтных интервалов, снижением эксплуатационных затрат.
  • Наиболее предпочтительны газопоршневые агрегаты, оборудованные газовыми двигателями промышленного назначения, с номинальными оборотами 1500 об/мин, предназначенные специально для работы в составе тепло электростанции — основного источника энергоснабжения. Ресурс таких агрегатов составляет 200 тысяч часов, при 3 капитальных ремонтах.

Технические решения при проектировании газопоршневой Мини-ТЭЦ

  • Шесть газопоршневых когенерационных установок (КГУ) электрической мощностью 1063 кВт каждая, оборудованных блоками утилизации тепла мощностью 1208 кВт каждый.
  • Два газовых водогрейных котла единичной номинальной тепловой мощностью 4250 кВт.
  • Две абсорбционные холодильные машины суммарной холодо производительностью 4000 кВт в комплекте с мокрыми градирнями в количестве 2-х штук суммарной тепловой мощностью 9362 кВт.
  • Управление ТЭЦ осуществляется общей системой диспетчеризации.

Таблица: №2 Основные показатели мини-ТЭЦ:

Наименование Значение
Установленная электрическая мощность КГУ 6 378 кВт
Напряжение 10 кВ
Установленная тепловая мощность КГУ 7 236 кВт (6,238 Гкал/ч)
Установленная тепловая мощность водогрейных котлов 8 500 кВт (7,328 Гкал/ч)
Установленная холодопроизводительность АХМ 4 000 кВт

Таблица: №3 Годовая производственная программа мини-ТЭЦ

Тип энергии Значение
Электроэнергия (тыс. кВт.час): 29293,15
Полезный отпуск, в т.ч: 28 395,23
потребителя 26588,74
на работу холодо производящего оборудования 1806,49
на собственные нужды ТЭЦ и потери 897,92
Теплоэнергия (Гкал): 44379,35
полезный отпуск, в т.ч.: 42922,03
потребителяа, в т.ч. выработка: 29922,03
КГУ 17378,09
котлами 12543,94
на работу абсорбционных холодильных машин, в т.ч. выработка: 13000,00
КГУ 11722,23
котлами 1277,77
на собственные нужды и потери ТЭЦ, в т.ч. выработка: 1457,32
КГУ 1042,67
котлами 414,65

Тригенерационный режим работы мини ТЭЦ для выработки тепловой и электрической энергии с учётом сезонной работы и производства тепла в летний период для конвертации в холодоснабжение, кондиционирование через АБХМ обозначен в следующем графике:

Рис. №1: График ежегодного полезного отпуска энергии Мини-ТЭЦ

Вариант 1 – финансовые потоки при строительстве собственного автономного энергоисточника для выработки электроэнергии и тепла с дальнейшей эксплуатацией.

Вариант 2 – финансовый поток при капитальных затратах на подключение к сетям и дальнейшей оплате согласно тарифам регионального поставщика.

Разница финансовых потоков — финансовый поток, который будет сэкономлен, за счет строительства и эксплуатации объекта собственной генерации в сравнении с финансовым потоком при подключении к централизованным сетям и дальнейшей покупки электроэнергии по установленному тарифу.

Рис. №2 : График окупаемости в ценах 2014 г газопоршневой Мини-ТЭЦ

Как видно из графика, несмотря на существенную величину капитальных затрат на строительства мини ТЭЦ финансовый поток при строительстве объекта собственной генерации в течении трех лед позволяет, обеспечит возврат инвестиций в мощность и в дальнейшем, за счет разности тарифов тепло и электро снабжение сократить затраты организации.

Таблица: №4 Сравнительные характеристики энергообеспечении при применении автномного энергоснабжения (собстственная генерация — Мини-ТЭЦ) и центарлизованного энергоснабжения.

Вариант 1 (Собственная генерация Мини ТЭЦ)
Вариант 2 (Централизованное энергоснабжение)
Себестоимость выработанной электроэнергии (без НДС, руб/1кВт*ч): 1,75 Тариф на электроэнергию (без НДС, руб/кВт*час): 4,50
Себестоимость выработанной тепловой энергии (без НДС, руб/Гкал): 0,00 Тариф на тепловую энергию (без НДС, руб/Гкал/час): 819,46
Годовое число часов использования максимума 5 400,00
Доходы эксплуатации
Годовая выработка электроэнергии (кВт*ч): 29 700 000,00
Стоимость выработанной эл. энергии (руб): 133 650 000,00
Годовая выработка тепловой энергии от ГПЭА (Гкал): 30 835,05 Стоимость электроэнергии в год 133 650 000,00
Годовая выработка тепловой энергии от котлов (Гкал): 13 544,30 Стоимость холода 16 250 000,00
Стоимость выработанной тепловой энергии (руб): 36 367 099,69 Стоимость тепловой энергии в год 36 367 099,69
Всего (руб): 170 017 099,69 Итого затраты в год 186 267 099,69
Расходы эксплуатации
Стоимость потребленного газа (руб/год): 35 640 000,00
Стоимость замены масла (руб/год): 1 671 345,00
Зарплата обслуживающего персонала (руб/год) с учетом налогов: 2 919 000,00
Расходы на ТО (руб/год): 11 880 000,00
Всего за год (руб): 52 110 345,00
Итого за год 117 906 754,69
Период окупаемости (лет): 3,50
Читайте также:  Техника установки стекловолоконного штифта

*Расчёты произведены с учётом капитальных затрат на подключение к сетям Ленэнерго, тарифных цен на электроэнергию по Санкт Петербургу на 2014 год.

ГК «Петро-Стимул Эксперт» оказывает услуги по разработке концепций, определению экономической, технической целесообразности применения автономного источника, услуги по проектированию, строительству ТЭЦ.
Мы имеем положительный опыт создания энергетических комплексов различной мощности и назначения.
ГК «Петро-Стимул Эксперт» обеспечит сопровождение работы теплоэлектростанции на протяжении жизненного цикла,
Наши специалисты готовы провести консультацию, подробно разъяснить все тонкости и ответить на интересующие Вас вопросы.

Для получения более подробной информации Вы можете связаться с нами

по телефону: (812) 325-32-91, (812) 982-39-32,
или отправить свой вопрос на E-mail:Этот адрес электронной почты защищен от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра.

СТАТЬИ ПО ТЕМЕ

Копирование материалов сайта возможно только сразрешения администрации сайта.

источник

Технико-экономическое обоснование когенерационной установки

Расчет удельных расходов топлива на отпуск теплоты и электрической энергии, собственные нужды и теплопотери в сетях. Подбор электрогенерирующего оборудования с целью разработки проекта теплоснабжения р.п. Костюковка. Установка баков-аккумуляторов.

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. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ И ПОЛОЖЕНИЯ

1.1 Цель и задачи инвестирования

топливо теплопотеря электрогенерирующий аккумулятор

Целью инвестирования является снижение издержек и увеличение чистой прибыли при осуществлении теплоснабжения р.п. Костюковка.

Задачами инвестирования являются:

• отказ от существующего не эффективного источника теплоснабжения _ котельной Гомельского стеклозавода, которая характеризуется значительными эксплуатационными затратами и затратами на собственные нужды _ (старые котлы 50 лет работы, мазутное хозяйство); существенными потерями в магистральных теплопроводах (доля тепловых потерь _ около 35 %), а также затратами электроэнергии на транспорт тепла;

• выработка теплоты на собственной котельной;

• выработка электроэнергии на базе отпуска тепла.

В данной работе выполнена оценка различных аспектов эффективности внедрения собственной Мини-ТЭЦ в г.п. Костюковка на базе вариантных расчётов. В ТЭО рассмотрено применение следующего оборудования:

— а также высокоэкономичных жаротрубных газоплотных котлов, работающих без дымососов (экономия электроэнергии на тягу).

Структура обоснования содержит следующие основные части:

В исходных данных указывались:

— физические, технологические параметры

— капвложения и эксплуатационные характеристики оборудования и др.

Величины капиталовложений определялись по имеющимся данным аналогичного оборудования. Расчеты выполнены для текущих цен на ТЭР.

Техническая часть расчета включает:

— изменение материальных затрат в натуральном выражении для предприятия — экономия тепла, дополнительные затраты топлива, воды, зарплата и др, а также выработка собственной электроэнергии;

— экономия для республики (народного хозяйства) за счет снижения затрат первичного топлива (которое закупается республикой).

Экономические расчеты выполнялись:

— для предприятия — показатели снижения финансовых затрат на эксплуатацию Мини-ТЭЦ по сравнению с платой за электроэнергию и тепло;

— для республики _ снижение финансовых затрат первичного топлива.

В результате, выполнено сравнение между вариантами оборудования Мини-ТЭЦ. Критерием оценки преимущества варианта оборудования является срок окупаемости и чистая годовая прибыль, а в вариантах близких между собой — чистый дисконтированный доход за период срока службы.

1.2 Основания и условия выполнения работы

Основанием для разработки ТЭО по внедрению когенерационной технологии в г.п. Костюковка послужило техническое задание (Приложение № 4 к договору № 679-13 от 03.10.2013 г.);

В качестве исходных данных использованы следующие материалы:

— выписка из решения заседания Гомельского городского исполнительного комитета от __.01.2013 г. (приложение А.2);

— утвержденные нормы расхода ТЭР котельной ОАО «Гомельстекло» на 2013 год. Вид энергоресурсов — топливо, электроэнергия;

— Справка от ОАО «Гомелский стеклозавод»: баланс потребления теплоты в 2012 году _ выработано котельной, подпитка в теплосетях, отпущено на поселок, реализовано потребителям, потери в тепловых сетях.

— справка РУПП «Гомельоблгаз» о технической возможности газоснабжения от 15.04.2013 № 03/1745;

— архитектурно-планировочное задание от 26.09.2013;

— санитарное задание № __ от 09.01.2007 (приложение А.3);

— экологические условия на проектирование № 21/3011 от 24.04.2013;

— предварительные технические условия РУП «Гомельэнерго» от 17.10.2013 № 18-18г/4954;

— технические условия на электроснабжение № 08-20/12447 от 15.10.2013, выданные гомельскими электросетями.

— проектная документация, выполненные исследовательские работы по Гомельскому стеклозаводу, в частности _ последний энергоаудит, в котором рекомендовано строительство для поселка собственного теплоисточника, описание значительных теплопотерь в теплотрассе и др.;

— разработки по нормативам работы и вредного воздействия на окружающую среду старых котлов, соответствующие статистические отчётные данные Гомельского стеклозавода по выбросам, потерям в теплосети, гидравлические потери и др.;

— данные выполненных работ по оценке планируемых тепловых нагрузок поселка;

— характеристики аналогов ГПА, микро-турбин, планируемых к установке котлов, вспомогательного оборудования (технические данные заводов-изготовителей оборудования, техническая литература и журналы).

2. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА

Объектом является г.п. Костюковка, расположенный в Гомельской обл. около Гомельского стеклозавода.

Основной источник до настоящего времени _ отопительно-производственная котельная ОАО «Гомельский стеклозавод». Установленная мощность основной котельной _ 98 Гкал/ч. Котельная осуществляет отпуск тепла на технологические нужды, горячее водоснабжение, отопление производственных зданий, отопление и ГВС.

В данной котельной установлено два водогрейных и три паровых котла, работающих на природном газе и мазуте (см. таблицу).

Таблица 5.1 — Краткая характеристика котлов отопительно-производственной котельной

Читайте также:  Эльдорадо установка техники отзывы

Как видно, котлы ДКВР-10 эксплуатируются уже 50 лет, что обуславливает значительные эксплуатационные затраты на текущий ремонт и обслуживание.

В работе в круглосуточном режиме находится один паровой котел ДКВР-10/13 для покрытия паровых технологических нагрузок и собственных нужд котельной, в основном, деаэрация.

Котел ДКВР-20, переведенный в водогрейный режим, используется в переходные периоды года. При низких температурах наружного воздуха вместо котла ДКВР-20 работает ПТВМ-30.

Устанавливать на существующей котельной когенерационное оборудование нецелесообразно, т.к. останутся теплопотери в магистральном теплопроводе.

2.1.1 Электропотребляющее оборудование существующей котельной


В настоящее время в качестве сетевых насосов используются 4 насоса ЦН-400-105. Сетевые насосы эксплуатируются круглосуточно в течение отопительного периода (4512 ч) при расходе в сети Gc=523 т/ч и напоре 55 м вод. ст. Годовое потребление электроэнергии сетевыми насосами составляет 913,4 тыс. кВт.ч.


Следовательно электрогенерирующее оборудование существующей котельной морально и физически устарело и потребляет значительный объем электроэнергии.


2.1.2 Состояние магистральных теплопроводов


Длина от котельной предприятия до тепловых сетей г. п. Костюковка (до ТК-1) L=505 м.


Данные о фактической выработке и потреблении тепла на нужды горячего водоснабжения г. п. Костюковка, например, за 2012 год свидетельствуют о значительном превышении нормируемых теплопотерь. Тепловые потери в долях от фактического потребления теплоты в среднем составляют 35 %. Это связано с тем, что треть теплотрассы проложена до 1978 года и нуждается в замене.


Исходя из вышеизложенного, целесообразно строительство отдельного источника теплоснабжения в поселке Костюковка.

Расчет годовой потребности в теплоте выполнен при следующих исходных данных, принятых для г. Гомеля по СНБ 2.04.02:

— длительность отопительного периода 188 сут;

— расчетная температура наружного воздуха to = «минус» 24 °с;

— средняя за отопительный период температура наружного воздуха «минус» 1,0 °С;

— средняя температура наиболее холодного месяца (января) — «минус» 7 °С;

— средняя расчетная температура внутри помещений 18°С;

2.3 Удельные расходы топлива на отпуск теплоты и электрической энергии, собственные нужды, теплопотери в сетях

Для существующей котельной данные параметры приняты из статистических отчетных данных, соответственно — 160 кг ут/Гкал и 28 кВт*ч/Гкал.

Для новой котельной удельный расход теплоты взят из каталогов на предполагаемые к строительству котлы — 154 кг ут/Гкал, а удельный расход электроэнергии — по нашему опыту нормирования котельных, а именно в отопительный период — 12 кВт*ч/Гкал.

Затраты тепла на собственные нужды для существующей котельной приняты на уровне 4 %, новой котельной — 2 % по нормам.

Теплопотери в магистральных трубопроводах — по статистическим данным за 2012 год.

3. ВЫБОР НОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ

3.1 Максимальные часовые тепловые нагрузки

Расчетные тепловые нагрузки поселка Костюковка приняты по техническому заданию

— отопление и вентиляция ОВ — 15,85 Гкал/ч;

— в т.ч. теплопотери 6 % _ 0,85 Гкал/ч;

— нагрузка ГВС — максимальная 4,11 Гкал/ч.

При коэффициенте неравномерности 2,4 средняя нагрузка ГВС — 1,71 Гкал/ч.

Обеспечить стабилизацию тепловой нагрузки ГВС планируется путем установки баков-аккумуляторов.

Для раздельной оценки эффективности котлов и КГА условно принимали:

— нагрузку ГВС покрывают в первую очередь теплоутилизаторы когенерационного оборудования, остальную часть — новые котлы;

— нагрузку ОВ обеспечивают новые котлы.

При выборе вариантов в общем случае исходили из того, чтобы оборудование работало:

— с максимальной экономичностью (максимальным коэффициентом полезного действия на отпуск электроэнергии и теплоты);

— максимальной годовой выработкой тепла и электроэнергии.

— чтобы КГА было загружено ближе к номинальной нагрузке круглосуточно и в продолжение года;

— при этом выработка электроэнергии осуществлялась на тепловом потреблении (сброс тепла на градирню — только при аварии).

В качестве базовой тепловой нагрузки является потребление ГВС, сглаженное аккумуляторами. Из этого принципа выбран «максимальный» вариант — с газопоршневыми агрегатами.

Однако в связи рядом организационных трудностей при продаже электроэнергии в энергосистему рассмотрен также «минимальный» вариант — выработка электроэнергии на собственные нужды без продажи в энергосистему. Это вариант с микро-ГТУ.

Целесообразно учесть также то, что Гомельском стеклозаводе планируется установка второй мини-ТЭЦ (за второй печью) с паровой турбиной 1 МВт. Из «хвоста» данной турбины будет отпускаться примерно 5 Гкал/ч теплоты. В отопительный период это сбросное тепло может утилизироваться объектами и сооружениями стеклозавода. Однако в межотопительный период сбросные мощности излишни для потребителей завода и возможен сброс части тепла в Костюковку по отремонтированному магистральному теплопроводу. В результате КГА на стеклозаводе и КГА в Костюковке могут мешать взаимной работе.

Поэтому второй «минимальный» вариант, в котором электрогенерирующее оборудование будет обеспечивать электрическую нагрузку собственных нужд, также имеет смысл.

3.2.1 Газопоршневые двигатели


Основные преимущества ГПА перед ГТУ заключаются в следующем:

— более высокий электрический КПД 42 % против 30 %;

— при снижении электрической нагрузки электрическая мощность снижается в данном ГПА только на 9 %; а в ГТУ — примерно на 20 %;

Однако для электрических мощностей менее 300 кВт ГПА, работающих исключительно на природном газе, пока не существует. Для таких мощностей в настоящее время находят применение микро-ГТУ.

3.2.2 Микро-ГТУ


Основные преимущества микро-ГТУ перед ГПА:

— возможность снижения электрической нагрузки до нуля;

— возможность единовременного 100 % наброса / сброса нагрузки, в то время как у ГПА существует жесткое ограничение не более 50 %;

— возможность перегрузки до 20 % в отопительный период года;

— качественнее характеристика вырабатываемой электроэнергии, что позволяет без проблем отдавать электроэнергию в энергосистему, в частности, отсутствует дрейф частоты;

— автоматическая синхронизация с сетью (у ГПА требуется внешний синхронизатор);

— встроенная защита генератора (у ГПА требуется специальное внешнее устройство);

— простота и меньшие затраты на техническое обслуживание и эксплуатацию в 6 раз ниже;

— возможность эксплуатации, как в автономном режиме, так и параллельно с сетью;

— экологически чистый выхлоп (NOx о С;

Концентрация оксидов азота в дымовых газах ГПА принята на основании планируемого к утверждению в ближайшие месяцы норматива «Двигатели стационарные. Нормы выбросов загрязняющих веществ», а именно — 95 мг/м 3 при альфа 3,5 (концентрация кислорода — 15 %). Дпанная концентрация пересчитывалась на избыток воздуха 1,6, характерный для КГА данной мощности.

Характеристика котла КВ-6,0:

— производительность — 6,0 МВт;

— объем камеры сгорания — 5,53 м 3 .

Топливо _ газ природный с расчетными характеристиками:

— низшая теплота сгорания — Q н рн = 8000 ккал/м 3 (33,53МДж/м 3 );

— теоретически необходимый объем воздуха для горения — V = 9,54 м 3 /м 3

Читайте также:  Водоотводящая насосная установка бытовая sanivite

— объём продуктов сгорания — V = 10,77 м 3 /м 3 .

— объём сухих дымовых газов (приведенный к н.у. и к б0=1,4)- = 12,4 м 3 /м 3

3.5.2 Результаты расчетов рассеивания вредных веществ


Расчеты показали:


с учетом фона максимальная приземная концентрация диоксида азота не превышает 0,6 от ПДК максимально разовой.


Поэтому исходя из максимальных выбросов в атмосферу функционирование мини-ТЭЦ не приведет к существенному загрязнению окружающей воздушной среды.


3.5.3 Акустический расчет


Акустический расчет выполнен на основании ТКП 45-2.04-154-2009:


Исходные данные по уровням шума источника в октавных полосах частот взяты из следующих источников:

— по эквивалентному уровню шума — по паспортным характеристикам Мини-ТЭЦ — 60 дБА;

— в октавных полосах частот — по аналогу.

Расстояния «r» в октавных полосах частот, на которых достигаются снижение шума до ПД УЗД определялось методом подбора таким образом, чтобы соответствующее снижение шума было равно разности между уровнем шума источника и предельно-допустимым уровнем.

Расчеты показали, что для снижения уровня шума до предельно допустимого достаточно расстояния 7 м. С учетом того, что паспортные данные по эквивалентному уровню шума представлены для расстояния от Мини-ТЭЦ 10 м, то общее расстояние составит 10+7=17 м.

Следовательно, шумовое воздействие от КГА незначительно.

3.6 Кадры и социальное развитие

Планируемая к установке Мини-ТЭЦ будет относиться к РПУП «Гомельоблтеплосети», поэтому организационно-экономическую деятельность, включающую административное управление, финансово-экономическую деятельность, планирование, организацию труда, зарплаты и т.д., будет осуществляться административно-управленческим персоналом теплосетей.

Численность персонала для ТЭЦ рассчитывается на основании нормативов.

4. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ПРОЕКТА

В соответствии с техническим заданием на выполнение ТЭО проработаны следующие варианты:

Вариант 1 — теплоснабжение на базе модульной котельной тепловой мощностью 24 МВт и двух газопоршневых установок электрической мощностьью по 1 МВт.

Вариант 2 — теплоснабжение на базе модульной котельной тепловой мощностью 24 МВт и одной микротурбины электрической мощностьью 0,1 МВт (например, типа Capstone).

При этом эффективность новой котельной рассчитана отдельно от эффективности КГА для того, чтобы показать эффект от ликвидации старой котельной и строительства новой, а также выделить эффект применения каждого КГА.

Учитывалась экономия от следующего:

— выработка собственной электроэнергии;

• отказа от использования магистральных теплопроводов;

• снижения эксплуатационных затрат и затрат теплоты на собственные нужды;

• применения более экономичных котлов (газоплотность, отсутствие дымососов)

В расчетах эффективности КГА экономическая эффективность определялась для следующих энергообъединений:

— энергосистемы РБ в целом (народнохозяйственный эффект).

4.2 Дополнительные эффекты от реконструкции

При переносе котельной в поселок экономия ТЭР достигается за счет:

— вывода из эксплуатации протяженного достаточно изношенного участка теплотрассы;

— замены сетевых насосов на энергоэффективные и меньшей мощности;

— внедрения котлов малой мощности вместо незагруженных котлов большой мощности;

— снижения удельных выбросов вредных веществ;

— увеличения культуры эксплуатации.

4.3 Методические положения

Оценка экономической эффективности инвестиций в реализацию вариантов теплоснабжения осуществляется в соответствии с СНБ 1.03.02 и СНБ 1.02.03 и заключается в расчете:

— коммерческой эффективности с точки зрения инвестора, а именно _ увеличение прибыли Гомельских теплосетей (эффективность для предприятия);

— государственной эффективности _ экономия природного газа в масштабе республики (эффективность для народного хозяйства

Экономический эффект для теплосетей достигается

— за счет отпуска собственной электрической

— теплота отпускается от новых экономичных котлов без потерь в магистральной теплотрассе.

Продажа электроэнергии в энергосистему учитывалась с понижающим коэффициентом от тарифа покупки.

Налоги, учтенные при расчете чистой прибыли приведены в экономической части расчетов.

В данной работе дисконтирование денежных средств во времени не учитывалось, т.к. вычисление простого срока окупаемости и чистой прибыли для рассмотренных вариантов показало определенное преимущество варианта применения микро-ГТУ.

Проект будет финансироваться за счет государственных средств.

Расчет экономической эффективности инвестиций в реализацию вариантов теплоснабжения осуществлялся в текущих ценах в долларах США. Основные величины также представлены в национальной валюте.

Стоимостные эксплуатационные показатели существующей котельной взяты по данным за отчетный год 2012 год.

Расчет себестоимости производства тепловой и электрической энергии выполняется на основании действующих нормативных правовых актов и методических рекомендаций (изложен ниже).

Для определения ликвидности инвестиций при реализации варианта теплоснабжения применен простой срок окупаемости с учетом налогов.

4.3.1 Экономия для предприятия


Для определения эффективности для предприятия учитывалось изменение соответствующих эксплуатационных затрат, которые условно делятся на энергетические и прочие. На основании величин изменения затрат ТЭР и соответствующих тарифов определяется:

— энергетическая часть эксплуатационных затрат — если объем продукции не изменяется;

— выручка — в данном случае объем продукции комбината при внедрении мини-ТЭЦ не изменяется.

Изменение прочих эксплуатационных затрат, к которым относятся:

— материалы, смазочные масла, вода и т.п., техобслуживание;

— зарплата и отчисления на социальные нужды;

После расчета данных составляющих определялись следующие экономические показатели:

— изменение себестоимости = «Экономия ТЭР» + «Прочие затраты».

— налоги. балансовая, чистая прибыль (за вычетом налогов).

— срок окупаемости для предприятия.

При выполнении данного ТЭО дисконтированние финансовых средств во времени не учитывалось. Дисконтирование в рамках ТЭО целесообразно выполнять в случае близости вариантов расчета для уточнения оптимального варианта.

4.3.2 Экономия для республики


Экономия для республики оценивалась как экономия первичного топлива в финансовом выражении по сравнению:

— с затратами на отпуск и транспорт электроэнергии от замыкающей ТЭС;

— с затратами на импорт топлива.

Примечание: Замыкающая ТЭЦ — это наиболее крупная электростанция энергосистемы, электрические мощности которой запускаются в работу в последнюю очередь, т.к. удельные расходы топлива на выработку электроэнергии являются наибольшими в энергосистеме. Для республики Беларусь ей является Лукомльская ГРЭС.

Обычно применяется первый способ.

Второй способ применяется при:

— оценке эффективности крупных электрических мощностей,

— при собственной выработке тепла.

Результаты расчетов представлены в расчетах приложений Б и В — для КГА.

Срок окупаемости для республики обычно несколько продолжительнее, чем для предприятия.

4.4 Результаты оценки эффективности инвестиций

Ход расчетов технико-экономической эффективности капвложений представлены в приложениях А, Б, В.

Расчет эффективности котельной представлен в приложении А. Столь небольшой срок окупаемости в 1,54 года объясняется в основном ликвидацией значительных теплопотерь в магистральном теплопроводе.

Сводные технико-экономические показатели по двум вариантам КГА рассчитаны в приложениях Б и В. Основные результаты по КГА даны в таблице 6.2.

Таблица 6.2. Результаты расчета экономической эффективности

источник

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *

Adblock
detector