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.

Рубрика Производство и технологии
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 31.10.2013
Размер файла 670,7 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/

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:

- газопоршневых агрегатов;

- микро-ГТУ;

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

Структура обоснования содержит следующие основные части:

- исходные данные;

- техническая часть;

- экономическая часть.

В исходных данных указывались:

- цены и себестоимость ТЭР,

- нагрузки оборудования,

- 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

2.1 Основное оборудование

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

Тип котла

Номинальная производительность

Горелка

Год ввода

в эксплуатацию

Размерность

Значение

Тип

Кол. шт.

Паровой ДКВр-20-13

т/ч

20

ГМГБ-5,6

3

1989

Паровой ДКВр-10-13

т/ч

10

ГМГм-5

3

1963

Паровой ДКВр-10-13

т/ч

10

ГМГм-5

2

1963

Водогрейный ПТВМ-30 М

Гкал/ч

40

ГМГм

6

1972

Водогрейный ПТВМ-30 М

Гкал/ч

40

ГМГм

6

1972

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.

2.2 Климатические данные

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.

3.2 Принципы выбора КГА

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.

Для этого необходимо:

- 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 < 24 ppm в 20 раз меньше, чем у ГПА);

- возможность работы при необходимости в течение длительного времени при очень низких нагрузках, в том числе в режиме холостого хода, однако ;

- низкий уровень шума и вибрации;

- номенклатура требуемых во время технического обслуживания запасных частей примерно на порядок меньше;

- практическое отсутствие шумов позволяет применять микро-ГТУ в районах плотной жилой застройки.

Кроме того, период до капитального ремонта _ 65 тыс. час (как и у ГПА) за счет:

• специального устройства, обеспечивающего снижение температуры горения;

• небольшого количества подвижных частей и соответственно низкого механического износа установки;

Производителями когенерационных установок на базе микротурбин являются: TURBEC AB (Швеция), ELLIOTT (США), KABASAKI (Япония), ГТУ (США)

3.3 Варианты обеспечения теплотой поселка

К рассмотрению приняты следующие варианты:

Вариант 1 - теплоснабжение на базе модульной котельной тепловой мощностью 24 МВт и газопоршневая установка в модульном исполнении электрической мощностью 2 МВт или две по 1 МВт с продажей избытка электроэнергии в энергосистему.

Вариант 2 - теплоснабжение на базе модульной котельной тепловой мощностью 24 МВт и одной микротурбины в модульном исполнении электрической мощностью 0,2 МВт (например, типа Capstone) без продажи электроэнергии в энергосистему.

При этом эффективность новой котельной подсчитана отдельно от эффективности КГА.

Т.к. электроэнергия в первом варианте продается в энергосистему в тариф применен понижающий коэффициент.

Следует обратить внимание, что данное ТЭО отражает крайние варианты выбора электрических мощностей и между ними могут быть промежуточные варианты с продажей электроэнергии в энергосистему.

Число часов работы микротурбины больше, чем ГПА (8600 против 8300), т.к. микротурбина фактически не требует обслуживания.

По этой же причине в варианте ГПА 3 МВт принималось дополнительно два человека, а в варианте с микротурбиной - 1 чел.

В варианте 2 с микро-ГТУ расчет среднегодовой электрической мощности потребления электроэнергии на собственные нужды выполнен следующим образом. Принимали, что для котельных, размещённых центре тепловых нагрузок со средней степенью разветвленности тепловых сетей, удельный расход электроэнергии на отпуск тепла примерно равен 12 кВт*ч/Гкал. Умножая ее на среднегодовую тепловую нагрузку определяли среднегодовую электрическую мощность потребления на собственные нужды.

Плата за годовые выбросы вредных веществ на этапе ТЭО не учитывались.

3.4 Установка баков-аккумуляторов

Характер нагрузки ГВС, на которой базируется выработка электроэнергии в ГПА, кране не постоянен, в течение нескольких минут может наблюдаться резкое колебание потребления горячей воды. Быстротечное изменение расходы воды через утилизатор, рубашку КГА может не уследить системы регулирования электрической и тепловой мощности, что повлияет на давление пара и электрическое напряжение.

Баки аккумуляторы горячей воды обеспечивают сглаживание тепловых нагрузок на ГПА и поддерживают плавное изменение генерации электрической мощности (по аналогии с конденсаторами электрических цепей), оптимальные температуры охлаждения рубашки двигателя или котла-утилизатора микро-ГТУ.

С вводом Мини-ТЭЦ считаем целесообразным установку баков-аккумуляторов.

3.5 Охрана окружающей среды

Выполнены расчеты годовых выбросов вредных веществ и их рассеивания в атмосфере для "максимального" варианта _ от ГПА 2,0 МВт электрической мощности и от четырех котлов Мини-ТЭЦ по 6 МВт. В расчетах учитывались выбросы только оксидов азота, выбросы СО и СО2 не принимались во внимание ввиду относительной малости их вклада. Расчеты не приводятся.

В обоих вариантах котлы-утилизаторы и паровая котельная имеют индивидуальные дымовые трубы.

3.5.1 Характеристика источников выбросов загрязняющих веществ в атмосферу

Для оценки максимальных приземных концентраций вредных веществ в воздушной среде при эксплуатации мини-ТЭЦ в поселке приняты следующие условия по выбросам:

- источником выброса являются шесть дымовых труб диаметром по 600 мм и высотой 25 м;

- дымовые газы из труб поступают от четырех водогрейных котлов тепловой мощностью 6 МВт на газообразном топливе, мощностью по 6,0 МВт и двух газопоршневых агрегатов каждый электрической мощностью 1 МВт; все оборудование работает в номинальном режиме;

- учтены фоновые концентрации вредных веществ;

- за основу выбраны выбросы оксидов азота, которые являются наибольшими по объему и вредность их наибольшая, т.е. второй класс опасности (кроме бензапирена, но его выброс незначителен).

Расчетные данные ГПА при номинальной нагрузке

- суммарная электрическая мощность - 2 МВт;

- температура уходящих дымовых газов - 120оС;

- электрический КПД - 42 %;

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/м3 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;

- КПД котла - 92 %;

- объем камеры сгорания - 5,53 м3.

Топливо _ газ природный с расчетными характеристиками:

- низшая теплота сгорания - Qнрн = 8000 ккал/м3 (33,53МДж/м3);

- теоретически необходимый объем воздуха для горения - V0 = 9,54 м33

- объём продуктов сгорания - V = 10,77 м33.

- объём сухих дымовых газов (приведенный к н.у. и к б0=1,4)- = 12,4 м33

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

4.1 Общие положения

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;

- экономия топлива от:

• 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:

- КПУП "Гомельоблтеплосети";

- 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;

- выбросы вредных веществ;

- капитальный ремонт

- амортизационные отчисления.

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

Параметр

Ед. измер.

Значение

ГПА

Caps- tone

Капиталовложения в реконструкцию

тыс. у.е.

2 314

400

Годовая экономия топлива для республики

тыс. тут

3,9

0,24

Изменение потребления топлива для предприятия

тыс. тут

1,52

0,02

Удельный расход топлива на выработку электроэнергии

г. ут/кВт*ч

165

163

Годовое число часов работы КГА

час/год

7200

7600

Годовой отпуск электроэнергии от КГА

млн. кВт*ч

17

0,8

Простой срок окупаемости (с учетом налогов)

для предприятия

лет

2,8

9,9

для республики

лет

2,7

7,7

Прибыль чистая для предприятия

тыс. у.е.

815

40

По данным таблицы можно отметить следующее:

- вариант с газопоршневыми двигателями электрической мощностью 2 МВт эффективнее - намного меньше срок окупаемости, в 20 раз больше чистая прибыть;

- в связи с явным преимуществом варианта с ГПА графики дисконтиранных доходов не строились.

5. ВЫВОДЫ И ПРЕДЛОЖЕНИЯ

По результатам технико-экономических расчетов наиболее подходящего для рассматриваемых тепловых и электрических нагрузок когенерационного оборудования можно сделать следующие выводы:

1. Рассматривались два варианта мини-ТЭЦ:

Вариант 1. Два газопоршневых агрегата ГПА 1,0 МВт или один ГПА 2,0 МВт со сбросом дымовых газов в теплоутилизаторы;

Вариант 2. Одна микро-ГТУ 0,2 МВт или две по 0,1 МВт со сбросом дымовых газов в водяной котел-утилизатор

Кроме того в каждом варианте предусматривается котельная модульного исполнения мощностью 24 МВт (четыре котла по 6 МВт).

2. Установка собственной для поселка котельной модульного типа с газоплотными котлами, не требующих дымососов, обеспечит очень короткий срок окупаемости - 1,54 года. При этом ликвидируются теплопотери в магистральных теплопроводах, отпадет необходимость эксплуатировать старые котлы (некоторым уже 50 лет) и старое вспомогательное оборудование, особенно сетевые насосы.

3. Предпочтительным является вариант с газопоршневыми двигателями, у которого меньше срок окупаемости для предприятия (2,8 против 9,9 лет), чистая годовая прибыть в 20 раз больше.

ЛИТЕРАТУРА

СНБ 1.02.03-97 "Порядок разработки, согласования, утверждения и состав обоснований инвестиций в строительство комбината, зданий и сооружений"

СТБ 1626.1-2006 Установки котельные. Установки, работающие на газообразном, жидком и твёрдом топливе. Нормы выбросов загрязняющих веществ.

Инструкция по нормированию расходов ТЭР для котельных номинальной производительностью 0,5 Гкал/ч и выше. - Минск, 2002.

Рекомендуемые организационные структуры управления и нормативов численности промышленно-производственного персонала тепловых электрических станций" _ Минтопэнерго, 1996 г.

Методические рекомендации по составлению технико-экономических обоснований для энергосберегающих мероприятий. Минск, 2003 г.

Методические рекомендации по составлению технико-экономических обоснований для энергосберегающих мероприятий (дополнение) - Минск, Комитет по энергоэффективности, _2006.

Инструкция по расчету тепловых потерь в водяных и паровых тепловых сетях (РД РБ 09110.20.620-02) - Минск, ОАО "Белэнергоремналадка", - 2002.

Трембовля В.И., Фингер Е.Д., Авдеева А.А. "Теплотехнические испытания котельных установок". _ Москва, Энергоатомиздат, 1991 г.

Я.Л. Пеккер Теплотехнические расчеты по приведенным характеристикам топлива.(обобщенные методы) Изд. 2-е- М.: Энергия, 1977.

Размещено на Allbest.ru


Подобные документы

  • Общая характеристика и принцип работы холодильной установки молочного завода, ее технико-экономическое обоснование. Методика расчета строительной площади холодильника. Тепловой расчет принятого холодильника. Расчет и подбор камерного оборудования.

    курсовая работа [94,0 K], добавлен 03.06.2010

  • Расчет механизма подъема тележки, перемещения тележки, расчет вала на прочность. Расчет и подбор подшипников, шпонок и муфт. Техническое обслуживание и ремонт автомата-садчика. Технико-экономическое обоснование проекта. Автоматизация.

    дипломная работа [61,7 K], добавлен 11.06.2007

  • Полезный отпуск теплоты с коллекторов станции. Выработка и отпуск электрической энергии с шин станции.Удельный расход условного топлива при однотипном оборудовании. КПД станции при разнотипном оборудовании. Калькуляция себестоимости электроэнергии.

    дипломная работа [339,0 K], добавлен 21.09.2019

  • Расчет тепловых нагрузок района города. График регулирования отпуска теплоты по отопительной нагрузке в закрытых системах теплоснабжения. Определение расчетных расходов теплоносителя в тепловых сетях, расход воды на горячее водоснабжение и отопление.

    курсовая работа [269,3 K], добавлен 30.11.2015

  • Применение многоступенчатой системы регулирования отпуска теплоты в системах теплоснабжения с разнородными тепловыми нагрузками. Подбор оборудования теплового пункта, смесительного насоса системы отопления и регулирующих клапанов с электроприводом.

    курсовая работа [2,1 M], добавлен 29.05.2022

  • Обоснование и характеристика типа производства. Определение потребности в оборудовании. Проект производственного участка. Расчет удельных капитальных вложений, технологической себестоимости, удельных приведенных затрат и годового экономического эффекта.

    курсовая работа [230,2 K], добавлен 08.04.2012

  • Описание принципиальной технологической схемы производства маргарина. Основные потребители теплоты и холода в производстве продукта. Расчет теплового баланса предприятия. Характеристика режимов потребления теплоты и подбор теплогенерирующего оборудования.

    курсовая работа [360,7 K], добавлен 10.01.2013

  • Общие сведения о шахте Воргашорская. Особенности и обоснование необходимости применения водоотливной установки. Расчет установки и выбор оборудования для нее. Меры зашиты людей на производстве. Расчет затрат по технологическому процессу на 1 т. добычи.

    дипломная работа [568,3 K], добавлен 15.03.2011

  • Определение тепловых нагрузок и расхода топлива производственно-отопительной котельной; расчет тепловой схемы. Правила подбора котлов, теплообменников, баков, трубопроводов, насосов и дымовых труб. Экономические показатели эффективности установки.

    курсовая работа [784,4 K], добавлен 30.01.2014

  • Выбор вида теплоносителей и их параметров, обоснование системы теплоснабжения и ее состав. Построение графиков расходов сетевой воды по объектам. Тепловой и гидравлический расчёты паропровода. Технико-экономические показатели системы теплоснабжения.

    курсовая работа [1,6 M], добавлен 07.04.2009

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.