Таблица 1
Параметры и показатели энергетических ГТУ с промышленными
вариантами авиационных ГТД
|
Параметры и
показатели
|
Фирма-изготовитель и тип ГТД
|
Olympus B
|
Olympus C
|
RB211-24
|
Avon 1535
|
LM2500
|
LM5000
|
FT4C-3F
|
Мощность ГТУ в базовом режиме, МВт
|
17,5
|
28,1
|
23,5
|
14,7-16,0
|
19-22,0
|
32,5-35,4
|
30,6
|
КПД ГТУ в базовом режиме, %
|
26,9
|
30,7
|
33,5
|
28,2-28,9
|
34,2-36,0
|
35,5-37,7
|
31,3
|
Мощность ГТУ в пиковом режиме, МВт
|
20,0
|
29,6
|
24,5
|
16,3-18,2
|
23,9
|
35-38
|
33,0
|
КПД ГТУ в пиковом режиме, %
|
27,8
|
31,0
|
33,9
|
28,8-29,6
|
36,6
|
35,9-38,2
|
32,2
|
Степень сжатия
|
10,3
|
11,0
|
19,2
|
10,1
|
18
|
29-31
|
14,5
|
Расход воздуха, кг/с
|
108,5
|
109,0
|
94,0
|
79,5-82,2
|
64-67
|
123-127
|
142,5
|
Температура газов за турбиной, °С
|
490
|
530
|
490
|
475-500
|
490
|
435
|
490
|
Число ступеней
|
|
|
|
|
|
|
|
компрессора
|
5+7
|
5+7
|
7+6
|
17
|
16
|
5+14
|
8+8
|
турбины ГТД
|
1+1
|
1+1
|
1+1
|
3
|
2
|
2+1
|
1+2
|
силовой турбины
|
2
|
2-3
|
3
|
2
|
2-6
|
2-3
|
3
|
Число пламенных труб
|
8
|
8
|
Кольцевая
|
8
|
Кольцевая
|
Кольцевая
|
8
|
Масса ГТД, т
|
2,2
|
2,2
|
2,6
|
1,6
|
—
|
3,9
|
—
|
Масса ГТУ, т
|
23
|
25,5
|
23,0
|
20,5
|
21,5-35,5
|
28,5-43
|
19,5
|
Длина ГТУ, м
|
9,2
|
9,2
|
6,5
|
5,5-6,4
|
8,8-9,8
|
8,8
|
Ширина ГТУ, м
|
3,1
|
3,4
|
4,0
|
3,4
|
2,1-3,4
|
3,4
|
3,05
|
Высота ГТУ, м
|
4,0
|
3,4
|
3,9
|
3,1
|
2,1-3,4
|
3,1-3,4
|
2,8
|
Специфическими качествами ГТУ, созданных на базе
авиационных двигателей, являются очень малые масса и габариты, быстрота запуска
(до 1,5 мин до полной нагрузки в установках мощностью 20-25 МВт) при небольшой
пусковой мощности и полной автономности, возможность быстрого восстановления
при неполадках путем простой замены ГТД-генератора газа или даже всего
агрегата. Недостатки таких ГТУ — более жесткие требования к топливу и эксплуатационному
обслуживанию, сложная технология капитальных ремонтов, возможных только в
заводских условиях. Используемые в энергетических ГТУ двигатели выпускаются
специально для промышленного применения. Для обеспечения эффективной работы в
наземных условиях часть их деталей либо переконструирована по сравнению с
авиационными прототипами, либо изготовлена по измененной технологии или из
других материалов. Параллельно осуществлялись мероприятия по повышению мощности
и КПД путем совершенствования турбомашин, увеличения расхода воздуха, степени
сжатия и начальной температуры газов и улучшению эксплуатационных качеств:
увеличению ресурса деталей, длительности непрерывной работы,
ремонтопригодности.
В промышленных ГТУ на базе ГТД третьего поколения
"Спей", RB211, TF39 и CF6, выполненных с более высокими степенями сжатия и экономичными
системами охлаждения, достигнута существенно более высокая экономичность (см.
таблицу 1). Наиболее мощной из этих ГТУ является установка с генератором газа
типа LM5000, созданным
фирмой General Electric c использованием до 70%
деталей турбовентиляторного ГТД CF6. На его конструкции остановимся подробнее.
Вентиляторная ступень ГТД снята и заменена двумя
первыми ступенями пятиступенчатого КНД со степенью сжатия 2,5. Далее идет
одновальный КВД (14 ступеней), который сжимает воздух до давления 3 МПа.
Камера сгорания — кольцевая с 30 устанавливаемыми
извне регистровыми горелками. Зона горения спроектирована с повышенными
избытками воздуха, для того чтобы снизить дымление, сократить длину факела и
уменьшить количество воздуха, необходимого для охлаждения пламенной трубы.
Начальная температура газов составляет 1150-1180 °С.
КВД приводится во вращение двухступенчатой ТВД,
все лопатки которой охлаждаются отборным воздухом из КВД. Ротор КВД — ТВД
выполнен трехопорным; как обычно, в ГТД используются подшипники качения.
Блок КВД — камера сгорания — ТВД использован в
таком же виде в ГТУ LM2500, несколько сотен которых уже выпущено для морского флота и промышленности,
некоторые из которых проработали свыше 40 — 50 тыс. ч.
Одноступенчатая ТНД, вращающая вал КНД через
соединительный вал, проходящий внутри вала КВД — ТВД, специально спроектирована
для ГТУ LM5000. общая длина
генератора газа (без силовой турбины) 4,47 м, масса 3,9 т.
Энергетические ГТУ с агрегатом LM5000 спроектированы и
выпускаются несколькими фирмами. Они оснащаются трехступенчатой силовой турбиной,
ротор и статор которой выполняются охлаждаемыми. Продолжительность нормального
пуска до включения электрогенератора в сеть составляет 7, ускоренного — 3 мин.
Газотурбинная
теплоэлектроцентраль ГТТЭЦ-7500Т/6,3 с установленной электрической мощностью
7500 кВт состоит из трех газотурбогенераторов с турбовинтовыми двигателями
АИ-20 номинальной электрической мощностью 2500 кВт каждый. Принципиальная
тепловая схема ГТТЭЦ-7500Т/6,3 показана на рис. 7.
Тепловая
мощность ГТТЭЦ 15,7 МВт (13,53 Гкал/ч). За каждым газотурбогенератором
установлен газовый подогреватель сетевой воды (ГПСВ) с оребренными трубами для
подогрева воды отработавшими газами на нужды отопления, вентиляции и горячего
водоснабжения поселка. Через каждый экономайзер проходят отработавшие в авиационном
двигателе газы в количестве 18,16 кг/с с температурой 388,7 °С на входе в
экономайзер. В ГПСВ газы охлаждаются до температуры 116,6 °С и подаются в
дымовую трубу. Для режимов с пониженными тепловыми нагрузками введено
байпасирование потока выхлопных газов с выводом в дымовую трубу.
Расход
воды через один экономайзер составляет 75 т/ч.
Сетевая
вода нагревается от температуры 60 °С до 120 °С и подается потребителям для
нужд отопления, вентиляции и горячего водоснабжения под давлением 2,5 МПа.
Часть воды,
нагреваемой в ГПСВ из коллектора прямой сетевой воды поступает в горизонтальный
вакуумный деаэратор, который работает при абсолютном давлении 0,01 МПа и
деаэрирует химически очищенную воду, поступающую с химводоочистки для нужд
горячего водоснабжения и для восполнения потерь сетевой воды от утечек к
потребителей в количестве 30 т/ч.
Оборудование
станции размещено в здании из сборных железобетонных панелей. Размеры здания
30×18 м. Машинный зал разделен звукоизолирующими перегородками на два
отсека. Один из них размером 12×18 м — отсек для ГТД и ГПСВ, второй —
генераторное помещение площадью 6×18 м.
К
машинному залу примыкают вспомогательные помещения. В одном площадью 5×6
м размещается щит управления, в двух других площадью по 3×6 м душевая с
раздевалкой и мастерская, в четвертом — площадью 10×12 м — оборудование
химводоочистки, а также подпиточные насосы, насосы прямой и обратной сетевой
воды, вакуумный деаэратор, шкаф аккумуляторной батареи.
В
помещении двигателей установлены масляные блоки, включающие в себя расходные
баки масла с соответствующим оборудованием и насосами, а также масляные радиаторы
с вентиляторами, всасывающими наружный воздух и выбрасывающими его после прохождения
через радиатор за пределы помещения.
Забор
воздуха и выброс отработавших газов осуществляется по специальным воздухо- и
газопроводам, выведенным выше кровли здания электростанции. На воздухозаборе
предусматривается установка глушителей из асбосиликатных плит, снижающих
уровень шума до нормы. На всасывающем патрубке предусматривается также
установка противопыльных фильтров.
За
авиационными двигателями размещены тормозящие решетки, которые снижают
скорость газов и создают равномерный поток газов на входе в котел-утилизатор.
Турбовинтовой
двигатель АИ-20 закреплен на специальной фундаментной раме, расположенной на
жестком основании (платформе).
Крепление
двигателя к подмоторной раме при помощи четырех стоек с шарнирами обеспечивает
центровку валов и компенсирует температурные напряжения. Подмоторная рама
двигателя и генератор жестко крепятся к платформе. Соединение двигателя с
электрогенератором СГС-14-100-6УЗ осуществлено при помощи специального вала и соединительной муфты. Длина
соединительного вала позволяет установить перегородку между двигателем и электрогенератором,
для снижения шума в генераторном отсеке. Конструкция муфты позволяет
производить монтаж и демонтаж каждого из агрегатов в отдельности.
На
двигателе расположены агрегаты, которые обеспечивают автоматизацию его запуска,
подачу и масла, а также защиту двигателя в аварийных режимах.
Масса
газотурбогенератора со всеми системами и устройствами в сухом состоянии около
10 т. Общая длина газотурбогенератора составляет 6,4 м, ширина платформы 1,7
м, высота 2,6 м.
На
станции установлены синхронные электрические генераторы СГС-14-100-6УЗ переменного тока, трехфазные, с воздушным
охлаждением, мощностью 2500 кВт. Напряжение генерируемого тока 6,3 кВ, частота
50 гц. Воздух для охлаждения генератора поступает в помещение электростанции
через специальную шахту. С вращающимся возбудителем генератор связан жестко.
Распределительное
устройство на 6 кВ комплектуется из девяти шкафов типа КРУН6 наружной
установки.
В
шкафах размещаются: ввод генератора, трансформатор собственных нужд, разрядники,
два отходящих фидера с масляными выключателями, трансформатор напряжения.
Комплектное
распределительное устройство оборудовано также блоком автоматической
синхронизации с энергосистемой, энергоустановками.
Основные показатели
мощность,
МВт 2,5
Рис. 7. Принципиальная тепловая схема ГТТЭЦ-7500Т/6,3.
КС — камера
сгорания; ГТ — газовая турбина; ГПСВ — газовый подогреватель сетевой воды; ВД –
вакуумный деаэратор
степень
повышения давления 7,2
температура
газов в турбине,°С:
на входе 750
на выходе 388,69
расход
газов, кг/с 18,21
количество
валов, шт 1
температура
воздуха перед компрессором, °С 15
Расчет компрессора
Найдем теоретическое значение энтропии воздуха на
выходе из компрессора. При заданных значениях температуры воздуха на входе в
компрессор t1 = 15 °C и степени повышения давления воздуха в
компрессоре pk = 7,2 оно составит:
0,0536 + 0,287 ln7,2 = 0,6201 ,
здесь R = 0,287 – газовая постоянная воздуха.
Тогда
теоретическая температура воздуха на выходе из компрессора составит °C
КПД
компрессора принят равным . Тогда действительная работа сжатия в
компрессоре составит:
Hk = (i2t
– i1)/hk
= (234,06 – 15,04)/0,87 = 251,75 ,
где
i2t = 234,06
– энтальпия воздуха при температуре t2t = 231 °C;
i1 = 15,04 – энтальпия воздуха
при температуре t1 = 15 °С.
Тогда
действительная энтальпия воздуха на выходе из компрессора будет иметь значение:
i2 = i1
+ Hk = 15,04 + 251,75 = 266,79 .
По
найденному значению энтальпии на выходе из компрессора найдем действительную
температуру воздуха на выходе из компрессора:
t2 = f(i2)
= 262,88 °С.
Расчет камеры сгорания
Топливо —
природный газ Шуртанского месторождения.
Объемный
состав газа:
СН4
– 90,6 %,
С2Н6 – 3,45
%,
С3Н8 – 0,9
%,
С4Н10 – 0,38
%,
С5Н12 – 0,3
%,
Н2S – 0,08 %,
СО2 – 2,69
%,
О2 – 1,6
%.
Низшая
теплота сгорания Q = 48340
кДж/кг.
Физической
теплотой вносимой в камеру сгорания пренебрегаем. Примем КПД камеры сгорания hкс = 0,98. Тогда относительное количество
воздуха, содержащееся в продуктах сгорания при температуре t3 = 750 °C за камерой
сгорания составит:
gв
= [Q∙hкс
+ L0∙i2 – (L0 + 1)∙i3(a=1)]/(i3в – i2) =
= [48340∙0,98 + 16,43∙266,79 – (16,43 +
1)∙905,916]/(799,10 – 266,79) =
= 67,63
кг/кг.
Здесь L0 = 16,43 кг/кг — теоретическая масса
воздуха, необходимая для сгорания 1 кг топлива; i3(a=1) = f(t3) — энтальпия продуктов сгорания при
коэффициенте избытка воздуха a = 1; i3в = f(t3) — энтальпия воздуха при температуре на выходе из камеры сгорания.
Коэффициент
избытка воздуха на выходе из камеры сгорания составит:
a = (L0 + gв)/L0 = (16,43 + 67,63)/16,43 = 5,116.
Удельный
расход рабочего тела в камере сгорания увеличился на величину
gв = 1/(a∙L0) = 1/(5,116∙16,43) = 0,0119 кг/кг.
Расчет газовой турбины
Адиабатный
КПД турбины принят равным hт = 0,88; коэффициент потерь давления в
турбине x = 0,03.
Тогда
степень понижения давления в турбине составит
pт = (1 – x)∙pк = (1 – 0,03)∙7,2 = 6,984.
Теоретическая
температура продуктов сгорания на выходе из турбины t4t определяется с помощью
уравнения
S(T4t)
= S(T3) – R∙lnpт = 1,4221 –
0,2896∙ln6,984 = 0,8592 .
Тогда
t4t
= f [S(T4t), a] = 348,9 °C.
Затем
найдем работу расширения газов в турбине из следующего выражения
На
= (i3 – i4t)∙hт =
(820,91 –365,75)∙0,88 = 400,54 кДж/кг.
Следовательно,
действительная энтальпия газов на выходе из турбины может быть найдена из
выражения
i4а = i3 – На
= 820,91 – 400,54 = 420,37 кДж/кг.
Тогда
действительная температура газов на выходе из турбины составит
t4а = f(i4а, a) =
398,98 °С.
Примем
среднюю температуру стенки лопаток tст = 600 °С; число охлаждаемых венцов z
= 1. Так как , то
a = (z + 1)/(2∙z) = (1 + 1)/(2∙1) = 1;
b = (z – 1)/(3∙z) = (1 – 1)/(3∙1) = 0.
Найдем
среднюю температуру рабочего тела, при которой отводится теплота охлаждения из
выражения
Tq = T3∙[1
– b∙(T3 – Tст)/T3] =
1023∙[1 – 0∙(1023 – 873)/1023] =
= 1023 К = 750 °С.
Принимая
коэффициент эффективности охладителя a* = 0,02, находим количество теплоты,
отводимой от охлаждаемых элементов проточной части из следующего выражения
0,02∙1,1817∙1∙1∙(1023
– 873) =
= 3,55
кДж/кг,
где — теплоемкость продуктов сгорания.
Коэффициент
потери работы при закрытом охлаждении
Удельная
работа расширения газа в турбине с учетом потерь от охлаждения
кДж/кг.
Тогда
энтальпия газов в конце расширения составит
кДж/кг.
Cредняя
температура газа, при которой охладитель выводится в проточную часть турбины,
К = 600 °С.
Для
определения примем,
что процесс расширения газа в турбине — политропический с показателем политропы
Тогда
степень понижения давления охладителя
Принимая
коэффициент использования хладоресурса охладителя , будем считать, что на охлаждение дисков и
элементов статора потребуется воздуха . Тогда расход воздуха на охлаждение
Здесь ср,охл
— средняя изобарная теплоемкость охладителя: при t = (tст + t2)/2 = (600 + 262,68)/2 = 431,34°C
Cредняя энтальпия охладителя при выводе в проточную часть
кДж/кг,
тогда ºС.
Полагая,
что политропические КПД процессов расширения газа и охлаждения совпадают, имеем
Энтропию охладителя
в конце процесса расширения газа определим с помощью уравнения
тогда энтальпия охладителя в конце
расширения
= 189,62 кДж/кг.
Следовательно,
работа расширения охладителя составит
кДж/кг.
Cуммарная
удельная работа расширения газа и охладителя
кДж/кг.
Расход
охладителя, отнесенный к расходу воздуха через компрессор
Коэффициент
избытка воздуха смеси газа и охладителя
.
Энтальпия
смеси газа и охладителя за турбиной
тогда температура смеси газов и
охладителя на выходе из турбины °C.
Выходные характеристики ГТУ
Удельная
полезная работа ГТУ (при )
Коэффициент
полезной работы
Расход
воздуха при мощности 2,5 МВт
кг/с.
Расход
топлива при мощности 2,5 МВт
Gтоп = Gк∙gтоп
= 17,95∙0,0119 = 0,21 кг/с.
Суммарный
расход выхлопных газов
Gг = Gк + Gтоп = 17,95 + 0,21 = 18,16 кг/с.
Удельный
расход воздуха в турбине
Удельный
расход теплоты в камере сгорания
кДж/кг.
Эффективный
КПД ГТУ
Удельный
расход условного топлива на выработанную электроэнергию (при КПД генератора hген = 0,95) без утилизации тепла выхлопных газов
Исходные данные
для расчета газо-водяного подогревателя:
Расход сетевой
воды через подогреватель - 75 т/ч
Температура воды
на входе - 60 °С
Температура воды
на выходе - 120 °С
Расход газов
через подогреватель - 18,16 кг/с
Температура газов
на входе - 388,69 °С
Газо-водяной
подогреватель имеет поверхность нагрева в виде поперечно омываемых газами труб
с наружным оребрением, расположенными в шахматных пучках. Количество ходов по
воде — 3, по газу — 1.
Геометрические
параметры подогревателя:
Диаметр труб - 0,028
м
Диаметр ребра - 0,048
м
Внутренний
диаметр трубы - 0,022 м
Толщина ребра - 0,002
м
Шаг ребра - 0,005
м
Поперечный шаг
труб - 0,06 м
Продольный шаг
труб - 0,045 м
Ширина
подогревателя - 2 м
Высота
подогревателя - 2 м
Для определения
температуры газов на выходе из подогревателя составим уравнение теплового
баланса подогревателя:
Qв = Qг,
где Qв = Gв(h" – h') — теплота, воспринимая водой,
здесь
Gв = 75 т/ч = 20,83 кг/с –
расход воды через подогреватель;
h" = 505,05 кДж/кг – энтальпия
воды на выходе из подогревателя;
h' = 253,23 кДж/кг – энтальпия воды на
входе в подогреватель;
Qг = Gг(i' – i") — теплота, переданная
газами воде в подогревателе,
здесь
Gг = 18,16 кг/с – расход газов
через подогреватель;
i' = 408,7 кдж/кг – энтальпия газов на
входе в подогреватель.
Тогда энтальпия
газов на выходе из подогревателя может быть найдена из следующего выражения
i" = =
= 119,85 кДж/кг.
Тогда температура
газов на выходе из подогревателя составит J" = 116,6 °С.
Задачей расчета
является определение необходимой поверхности нагрева подогревателя для
обеспечения требуемой тепловой производительности.
Живое сечение
поверхности нагрева для прохода газов определяется по следующей формуле
F=
= 1,6 м2.
Здесь — поперечный шаг труб, м;
d — диаметр несущей трубы, м;
— высота ребра, м;
— шаг ребер, м;
— толщина ребра, м.
Объем газов,
проходящих в расчетном сечении, при плотности r = 1,292 кг/м3
Vг = Gг/r = 18,16/1,292 = 14,09 м3/с.
Скорость газов в
расчетном сечении
wг = Vг/F = 14,09/1,6 = 8,806 м/с.
Для круглых труб
с круглыми ребрами отношение поверхности ребер к полной поверхности с газовой
стороны
= =
= = 0,9005.
Здесь D — диаметр ребра, м.
Отношение участков
несущей поверхности без ребер к полной поверхности с газовой стороны
.
Далее определим
коэффициент теплоотдачи конвекцией при поперечном омывании шахматного пучка
труб с круглыми ребрами из следующего выражения.
aк = 0,23Сzj=
= 0,23∙1,02∙1,2280,2∙=
= 55,38 ккал/(м2∙ч∙°С)
Здесь
Сz — поправочный коэффициент,
определяется по номограмме 26 [Л. 8];
j==1,228
— параметр, учитывающий геометрическое расположение труб в пучке,
здесь
s1 = s1/d = 0,06/0,028 = 2,143 —
относительный поперечный шаг труб;
s'2 = =1,931 — относительный диагональный шаг труб;
s2 = s2/d = 0,045/0,028 = 1,607 —
относительный продольный шаг труб;
l — коэффициент
теплопроводности при средней температуре потока газов, ккал/(м2∙ч∙°С);
n — коэффициент кинематической
вязкости при средней температуре потока газов, м2/с.
Приведенный
коэффициент теплоотдачи с газовой стороны, отнесенный к полной поверхности,
определяется по формуле
a'1пр =
= 47,89 ккал/(м2∙ч∙°С).
Здесь, Е —
коэффициент эффективности ребра, определяемый в зависимости от формы ребер и
параметров bhрб и D/d по номограмме 24 [Л. 8];
b = = = 37,146;
lм — коэффициент теплопроводности
металла ребер, ккал/(м2∙ч∙°С);
m — коэффициент, для ребер
постоянной толщины равен 1;
— коэффициент, учитывающий
неравномерную теплоотдачу по поверхности ребра, для ребер с цилиндрическим
основанием принимается равным 0,85.
e — коэффициент загрязнения,
при сжигании газа принимается равным 0.
Коэффициент
теплопередачи, отнесенный к полной поверхности с газовой стороны, найдем по
следующей формуле
k = .
Для поверхностей
нагрева, в которых нагревается вода, влиянием 1/a2 пренебрегают, т.к. a2 >> a1. Тогда
k = a'1пр = 45,38
ккал/(м2∙ч∙°С) = 52,77 Вт/(м2∙К).
Для нахождения
необходимой поверхности нагрева подогревателя, необходимо решить уравнение
теплового баланса
Qг = kHDt,
H =
Далее необходимо
определить температурный напор. Для этого составим схему движения сред в
подогревателе.
В подогревателе
применена трехходовая по воде схема с перекрестным током.
Температурный
напор в подогревателе определяется по следующей формуле
Dt = jDtпрт = 1∙71,26 = 71,26 °С.
Рис.
8. Схема движения сред в подогревателе.
Здесь Dtпрт = =71,26 °С — температурный напор для противоточной схемы
движения сред в подогревателе.
Здесь = J’ – t” = 388,69 – 120 = 268,69 °С —
наибольшая разность температур сред на конце поверхности нагрева,
=
J” – t’ = 116,6 – 60 = 56,6 °С — наименьшая
разность температур сред на конце поверхности нагрева.
j = 1 — коэффициент пересчета
от противоточной схемы к перекрестной. Находится по номограмме 31 [Л. 8] в
зависимости от параметров Р и R.
Полный перепад
температуры газа в подогревателе
tб = J’ – J” = 388,69 – 116,6 = 272,09 °С
Полный перепад
температуры воды в подогревателе
tм = t” – t’ = 120 – 60 = 60 °С
Параметр Р =
Параметр R = .
Тогда, с учетом
найденных ранее значений Qг,
Dt и k, определим необходимую полную поверхность нагрева
подогревателя.
H = = = 1394,828 м2.
Тогда, оребреная
поверхность труб будет иметь площадь 1256,043 м2, а гладкая соответственно
138,785 м2. Тогда общая длина труб может быть найдена простыми
вычислениями и она составит 2629,56 м.
При заданных
геометрических параметрах подогревателя можно найти количество труб в ряду и
количество рядов труб. Они составят
количество труб в
ряду – 34 шт,
количество рядов – 39
шт.
Геометрические
размеры подогревателя при полученном количестве труб в ряду и количестве рядов
труб составят (рабочая часть, без учета подводящих и отводящих патрубков по
газовой и водяной стороне):
длина —
1,8 м,
ширина —
2 м,
высота —
2 м.
Для
расчета вакуумного деаэратора подпиточной воды теплосети принимаются следующие
исходные данные:
Производительность
по деаэрированной воде, Dх.о — 30
т/ч
Температура
поступающей в деаэратор хими- — 30 °С
чески очищенной воды, tх.о
Энтальпия
химически очищенной воды, i — 126 кДж/кг
Температура
сетевой воды, tc.в —
120 °С
Энтальпия
сетевой воды, iс.в —
505,05 кДж/кг
В
соответствии с рекомендациями ЦКТИ расход выпара из деаэратора должен составлять
5 кг на 1 т деаэрируемой воды [Л. 9], или
Dвып =
5Dх.о·10-3 =
5·30·10-3 = 0,15 т/ч.
Абсолютное
давление пара в деаэраторе принимается равным рд.п = 10 кПа,
температура деаэрированной воды (при температуре насыщения) tд.н = 45
°С, ее энтальпия i = 188 кДж/кг, энтальпия сухого
насыщенного пара iд.н =
2583 кДж/кг.
Расход
греющей среды — сетевой воды в деаэратор определяется из уравнения его
теплового баланса, которое в данном случае имеет вид
.
Потери
теплоты в окружающую среду учитываются здесь коэффициентом hд = 0,98. Решая уравнение
теплового баланса, находим расход сетевой воды, необходимый для деаэрации
подпиточной воды
Dс.в =
7,568 т/ч = 2,1 кг/с.
Установленная
электрическая мощность ГТТЭЦ
Nуст =
n·Nгту =
3·2500 = 7500 кВт,
где п — количество
ГТУ на ГТТЭЦ, шт.
Расход
электроэнергии на собственные нужды принят равным 5,5 %.
Номинальная
тепловая мощность установленных на ГТТЭЦ ГПСВ
QТЭЦ =
n·QГПСВ =
3·5245,41 = 15736,23 кВт
Коэффициент
первичной энергии ГТТЭЦ брутто:
h =
= = 0,763.
Коэффициент
первичной энергии ГТТЭЦ нетто:
h=
= =
0,732.
КПД
выработки электрической энергии в теплофикационной ГТУ
h= = = 0,5311,
где
Не
— удельная работа газа в ГТУ, кДж/кг;
q1 —
удельный расход теплоты в камере сгорания ГТУ на 1 кг рабочего тела, кДж/кг;
qт.п =
QГПСВ/Gг = 5245,41/18,16 = 288,84 кДж/кг — удельный
отвод тепла в ГПСВ от 1 кг уходящих газов ГТУ, где QГПСВ —
тепловая мощность ГПСВ, Gг — расход газов в ГТУ, кг/с.
Расход условного топлива
на выработку электроэнергии в теплофикационной ГТУ
b = 231,6 .
Часовой расход условного
топлива на выработку электроэнергии
B= b·Nгту = 0,2316·2500 = 579 кг у.т./ч.
Часовой расход условного
топлива в ГТУ
B= Gтоп··3600 = 0,21··3600 = 1246 кг у.т./ч, где Gтоп — расход натурального топлива в
ГТУ, кг/с.
На выработку теплоты в
соответствии с "физическим методом" относится оставшееся количество
условного топлива
В= B— B= 1246 — 579 = 667 кг
у.т./ч
Тогда удельный расход
условного топлива на выработку 1 Гкал теплоты в теплофикационной ГТУ составит
b= В/ QГПСВ = 667/4,51 = 147,89 кг у.т./Гкал.
Глава 3. Станция полного энергоснабжения (теплота, электроэнергия и холод)
на базе конвертированного АГТД
Следующим этапом
развития газотурбинной теплоэлектроцентрали может стать создание на ее основе
источника полного энергоснабжения — газотурбинной теплоэлектрохладоцентрали
(ГТТЭХЦ), позволяющей вырабатывать все практически используемые виды
энергоресурсов — теплоту, электроэнергию и холод.
Такие установки
особенно актуальны для специфических климатических условий Узбекистана,
характеризующихся непродолжительной зимой и соответственно непродолжительным
отопительным периодом (3000 — 3500 ч), и жарким летом с температурой воздуха,
доходящей в некоторых областях Узбекистана до 42 — 46 °С. Даже при таких
условиях комбинированная выработка электроэнергии с одновременным отпуском
тепловой энергии потребителю оказывается выгодной, что показано в главах 2 и 4
настоящей работы. При этом использование авиационных двигателей, особенно
отработавших свой летный ресурс, позволяет значительно сократить сроки монтажа
и ввода в эксплуатацию подобных станций, а также сократить капитальные вложения
в их строительство.
Для большинства
населенных пунктов Узбекистана, расположенных в сельскохозяйственных районах,
характерна удаленность от источников снабжения энергоресурсами. Для обеспечения
их энергией приходится сооружать ЛЭП, которые характеризуется дополнительными
потерями в размере около 15 — 20 % электроэнергии, вырабатываемой на
конденсационных электростанциях (КЭС) с КПД не превышающем 30 — 35 %. Теплота
для теплоснабжения вырабатывается обычно в местной котельной, имеющей КПД не
превышающий 85 %. При этом высокий тепловой потенциал сжигаемого топлива (2000
— 2500 °С) в котельной используется для подогрева воды до 95 — 120 °С и, в
лучшем случае, для выработки пара промышленных параметров.
Для обеспечения
комфортных условий для проживания, на рабочем месте, широко используются
системы местного кондиционирования, потребляющие электроэнергию, опять же
производимую на КЭС.
Предприятия
сельскохозяйственного комплекса, особенно в животноводстве, характеризуются
средними показателями, особенно по таким, как прирост живого веса на фермах.
Повышение производительности ферм можно достичь с помощью систем для обеспечения
комфортных условий для скота в различное время года: тепла — в зимнее, кондиционирования
воздуха — в летнее время. Для хранения продукции сельского хозяйства необходимо
создание специальных хранилищ с созданием в них необходимых условий хранения, в
том числе и низкой температуры летом.
Обеспечение в
летнее время холодом систем кондиционирования воздуха и теплом в зимнее время —
систем вентиляции, помогает увеличить производительность труда рабочих на
промышленных предприятиях.
Таким образом,
видно, что для улучшения качества жизни населения, для повышения
производительности как в сельском хозяйстве, так и в промышленном производстве
Узбекистана, необходимо снабжение всеми видами энергии, а именно — теплом,
электроэнергией и холодом.
Комбинированное
производство всех трех видов энергии может быть осуществлено на принципиально
новом источнике полного энергоснабжения — теплоэлектрохладоцентрали (ТЭХЦ).
Для создания
источника полного энергоснабжения удобно использовать установки на базе АГТД,
т.к. они компактны, не требуют больших удельных капиталовложений, поставляются
в состоянии заводской готовности и их легко компоновать и создавать на их базе
необходимые решения для конкретных нужд потребителя. Для создания на базе АГТД
ГТТЭХЦ необходимо ГТТЭЦ, описанную в главе 2, дополнить АБХМ. При этом
несколько увеличатся капитальные вложения и незначительно усложнится схема
установки за счет появления дополнительных трубопроводов, подающих греющую,
охлаждающую и охлаждаемую воду в АБХМ. При этом возрастет расход электроэнергии
на собственные нужды, т.к. в состав АБХМ входит насосное оборудование для перекачки
слабого и смешанного растворов, рециркулируемой воды. Кроме того, необходимо
установить насосы для подачи охлаждающей и охлаждаемой воды в и из АБХМ. В
дальнейших расчетах принято, что увеличение расхода электроэнергии на
собственные нужды составит 2 % от установленной электрической мощности ГТТЭХЦ.
Схема ГТТЭХЦ на
базе конвертированного АГТД АИ-20 (с одной АБХМ, присоединенной к трубопроводу
сетевой воды) представлена на рис. 9.
Схема машины — с
генератором затопленного типа и рециркуляцией слабого раствора и воды
соответственно через абсорбер и испаритель. Подача охлаждающей воды в абсорбер
и конденсатор параллельная.
Исходные данные
Температура воды,
К:
греющей Th 393
охлаждающей Tw 299
охлажденной Т3 280
Принятые значения
температур и давлений следующие. Высшая температура в конце процесса кипения
раствора в генераторе T4 = Th — DTh = = 383 — 28 = 365 К. Температуры
конденсации водяного пара Tк,
раствора в конце процесса абсорбции Т2, кипения воды в
испарителе Т0 приняты равными
Рис. 9. Принципиальная тепловая схема ГТТЭХЦ-7500Т/6,3.
КС —
камера сгорания; ГТ — газовая турбина; ГПСВ — газовый подогреватель сетевой
воды; ВД – вакуумный деаэратор; АБХМ – абсорбционная бромисто-литиевая
холодильная машина
Tк = 307 К, Т2 = 307
К, Т0 = 277 К. Давления конденсации рк и
кипения р0 рабочего тела соответственно будут рк
= 5,45 кПа, р0 = 0,83 кПа.
Так как давление
конденсации пара рабочего тела значительно выше давления его кипения, удельный
объем пара в конденсаторе при данных условиях почти в шесть раз ниже удельного
объема пара в испарителе. В связи с этим в блоке генератор — конденсатор
скорость движения пара из генератора в конденсатор будет низкой и
гидравлическими сопротивлениями прохождению пара между указанными аппаратами
можно пренебречь и принять давление кипения раствора рh равным давлению конденсации пара рк,
т. е. рh = рк = 5,45 кПа. В блоке абсорбер
— испаритель из-за высокого значения удельного объема пара скорость его
движения из испарителя в абсорбер будет значительной (40 — 50 м/с), вследствие
чего необходимо учесть суммарные гидравлические сопротивления SDp на всех участках движения пара из
испарителя в абсорбер. По опытным данным в промышленных типах машин величина SDp достигает 0,133 кПа. Тогда давление
пара в абсорбере ра = р0 — SDp = 0,83 — 0,133 = 0,697 кПа.
Теоретическое значение концентраций x слабого и x крепкого растворов определяют по x-i диаграмме по соответствующим
значениям Т2, ра и Т4, рh: x = 58,6 %, x = 67,5 %. Действительная концентрация крепкого раствора ниже
теоретического значения x на величину недовыпаривания Dxr раствора, которое в генераторе
затопленного типа возникает в основном из-за отрицательного влияния на процесс
кипения гидростатического давления столба кипящего раствора.
По опытным данным
в генераторах затопленного типа промышленных машин величина Dxr изменяется в зависимости от параметров
работы в пределах 2,5—3,5 %. Тогда xr = x — Dxr = 67,5 — 3,5 = 64,0 %.
Действительная концентрация крепкого раствора из-за опасности его
кристаллизации в аппаратах, трубопроводах и других элементах машины не должна
превышать 64 %.
Рис. 10. Схема АБХМ: а —
схема машины; б — процессы в x-i диаграмме;
I – конденсатор; II – генератор; III – испаритель; IV, VI, VII –
насосы рециркулируемой воды, смешанного и слабого растворов соответственно; V –
абсорбер;
VIII – теплообменник
Если xr > 64 %, то необходимо изменить
температуру Т4 крепкого раствора или давление его кипения рh путем увеличения соответственно
величины DTh или температуры конденсации Тк.
Можно одновременно изменять T4 и Тк до
тех пор, пока не будет выполнено условие xr ≤ 64 %. Действительная концентрация слабого раствора xa в абсорбере выше теоретического
значения концентрации x на величину недонасыщения Dxa раствора.
Величина Dxa зависит от параметров работы машины
и может изменяться в пределах 0,5—2,5 %. Тогда xa = x + Dxa = 58,6 + 1,4 = 60,0 %. При наличии
конечной разности DTр температур на «холодной»
стороне теплообменника температура крепкого раствора на выходе из него T8 = T2 + DTр. Разность температур DTр принимается в пределах 15—20 К. Тогда
T8 = 307 + 15 = 322
К. Параметры узловых точек циклов, изображенных на рис. 10, приведены в таблице 2.
Таблица 2
Параметры узловых точек АБХМ
|
Состояние вещества
|
р,
кПа
|
x, %
|
i,
кДж/кг
|
Жидкость
|
|
|
|
|
Вода после
конденсатора
|
Тк = Т3 =
307
|
рк = 5,45
|
x = 0
|
i3 = 561,1
|
Раствор:
|
|
|
|
|
крепкий после
генератора
|
Т4 = 365
|
рh = 5,45
|
xr
= 64
|
i4 = 366,8
|
слабый после
абсорбера
|
Т2 = 307
|
pa = 0,697
|
xа
= 60
|
i2 = 252,9
|
крепкий после
теплообменника
|
Т8 = 322
|
рh = 5,45
|
xr
= 64
|
i8 = 289,74
|
Вода в испарителе
|
Т0 = Т1
= 277
|
р0 = 0,83
|
x = 0
|
i1 = 435,5
|
Пар
|
|
|
|
|
После испарителя
|
Т1’ = 277
|
р0 = 0,83
|
x = 0
|
i1’ = 2914,2
|
Кратность
циркуляции раствора f* = x/(x — x) = 64/(64 — 60) =
= 16 кг/кг. Теплота теплообменника qт = (f — 1) (i4 — i8) = (16 — 1)(366,8 — — 289,74) = 1159,9 кДж/кг.
Энтальпия слабого
раствора после теплообменника i7 = i2 + qт/f =
= 252,9 + 1155,9/16 = 325,14 кДж/кг. По величине i7 = 325,14 кДж/кг при xа = 60% из x-i диаграммы определяют положение точки
7 и температуру слабого раствора на выходе из теплообменника: Т7
= 345,5 К.
В связи с тем что
слабый раствор на входе в генератор недогрет до состояния равновесия, он
сначала подогревается в нем до равновесного состояния 5 и затем кипит в процессе
5—4. Температуру Т5 находят по x-i диаграмме по известным значениям рh и xа : Т5 = 349,5 К.
Средняя температура раствора, кипящего в генераторе, Тр = (Т4
+ Т5)/2 = (365 + 349,5)/2 = 357,25 К. Концентрация раствора,
соответствующая температуре Тр (точка 5), xр = 61,8%. Энтальпию
перегретого пара на выходе из генератора определяют по x-i диаграмме при известных рh и xр : i3’ = 3067,4 кДж/кг. Теплота генератора qh = i3’ + (f — 1)i4
— — fi7 = 3067,4 + (16—1)366,8 —
16∙325,14 = 3367,1 кДж/кг. Теплота испарителя q0 = i1’ — i3 = 2914,2 — 561,1 =
2353,1 кДж/кг. Теплота конденсатора q = i3’ — — i3 = 3067,4 — 561,1
= 2506,3 кДж/кг. Теплота абсорбера qa = i1’ + (f — 1)i8 — — fi2 = 2914,2 + (16— 1)289,74 —
16∙252,9 = 3213,9 кДж/кг. Теплота подведенная Sqподв = qh + q0 = 3367,4 + 2353,1 = 5720,2 кДж/кг.
Теплота отведенная Sqотв = q + qa = 2506,3 + 3213,9 =
5720,2 кДж/кг. Тепловой баланс Sqподв = Sqотв = = 5720,2 кДж/кг. Тепловой
коэффициент z= q0/qh = 2353,1/3367,1 = 0,699.
Найдем
производительность по холоду АБХМ, полностью использующую теплоту одного ГПСВ,
работающего на номинальных параметрах.
После АБХМ
температура греющей воды снизится на 28 °С (задано по расчету АБХМ), тогда
температура греющей воды на выходе из АБХМ составит t'' = 120 — 28 = 92 °C. Энтальпия воды при этом составит h'' = 387 кДж/кг. Теплота, вносимая потоком
горячей воды при этом составит
Qг = G·(h' — h'') = 20,83·(505,05 — 387) =
2459 кДж/с.
Холодопроизводительность
АБХМ составит
Q0 = z·Qг = 0,699·2459 = 1718,8 кДж/с или 1476773
ккал/ч.
Кроме того,
температура воды после АБХМ позволяет использовать ее на нужды горячего
водоснабжения в летний период.
Если на станции
установить 3 АБХМ, то имеется возможность получить 1476773·3 = 4430319 ккал/ч
холода и отпускать 225 м3/ч сетевой воды с температурой около 90 °С
на нужды теплоснабжения, при этом холод вырабатывается с использованием
теплоты, полученной за счет утилизации выхлопных газов ГТУ в ГПСВ, то есть без
затраты на ее производство дополнительного количества энергии.
Расчет финансовой
эффективности ГТТЭХЦ-7500Т/6,3 на базе авиационных турбовинтовых двигателей
АИ-20 приведен в главе 4.
Введение
Переход к рыночной экономике предполагает
преодоление возникающих трудностей при создании необходимых условий для быстрых
темпов роста экономики, культуры и улучшения условий жизни народа.
Обретение государственной
независимости открыло перед Узбекистаном широкие перспективы для экономического
и социального прогресса, культурного и духовного обновления.
Несмотря на
трудности экономических реформ в республике сохраняются стабильность, развитие
экономики и идет в обстановке взаимного согласия всех народов, проживающих
здесь. Это очень важный фактор движения к прогрессу и процветанию. Учитываются
региональные особенности нашей республики, в том числе высокие темпы роста населения
и трудовых ресурсов. По расчетам демографов к 2005-у году население республики
достигнет примерно 27 млн. человек, а к 2010 –32 млн. человек.
Достаточные
трудовые ресурсы – это главный фактор расширенного производства и успешного
развития производительных сил и всего народного хозяйства. Однако надо иметь в
виду, что в условиях многодетности коэффициент иждивенчества в Узбекистане
более чем в 2 раза превышает показатели других республик СНГ (за исключением
государств Центральной Азии). Это влияет на показатели национального дохода и
валового общественного продукта, приходящегося на душу населения. Вот почему, в
условиях перехода к рыночной экономике, темпы роста производства материальных
благ приобретают еще более важное значение.
Важнейшая региональная
особенность Узбекистана определяет необходимость – обеспечить соответствующие
темпы роста народного хозяйства, чтобы не допустить диспропорции между
потребностями народа и реальным наличием товаров и услуг различных сфер.
Производительные
силы и производство материальных благ, прежде всего промышленной и
сельскохозяйственной продукции, в сочетании с производственными отношениями
являются основой экономического развития. Поэтому необходимо искать пути наиболее
эффективного использования ранее созданного производственного потенциала, материальных
и трудовых ресурсов, наилучших методов организации производства, на разработку
принципов рационального размещения производительных сил, внедрения прогрессивных
методов в организацию труда.
Уровень экономического
развития страны выражается, в первую очередь степенью развития промышленности и
сельского хозяйства, науки и техники, индустриализации процессов всего
производства на базе научно-технического прогресса. Внедрения
научно-технического прогресса должны осуществляться с учетом региональных
особенностей Узбекистана в условиях рыночной экономики.
Узбекистан
готовит квалифицированные кадры почти по всем основным направлениям
научно-технического прогресса, по всем отраслям, отвечающим требованиям
рыночной экономики.
Характерной
региональной особенностью Узбекистана является то, что вся экономика, в первую
очередь сельское хозяйство, базируется на поливном земледелии. Следовательно,
очень важное значение имеет наличие достаточных водных ресурсов, ирригационно-мелиоративной
сети для орошения полей.
По протяженности
каналов, коллекторов, дренажных сетей, скважин республика занимает видное место
среди стран мира. Поливных земель сейчас в республике более 4,2 млн. га.
Примерно 60% населения Узбекистана проживают в сельской местности. На долю
сельского хозяйства приходится около 26-27% валового общественного продукта и
около 45% произведенного национального дохода. [Л. 3]
Узбекистан
производит 60-62% хлопка всего СНГ, 65% коконов и 40% каракуля, много овощей,
винограда, фруктов и бахчевых [Л. 2].
Наша республика
занимает 5 место на мировом рынке хлопка после Китая, США, Пакистана и Индии.
По урожайности уступает только Австралии и Турции, что говорит о высокой
эффективности использования полевых земель и о мастерстве хлопкоробов.
По запасам
минерально-сырьевых ресурсов Узбекистан занимает 5 место в мире. По общему
объему производства золота на 8 месте в мире. Ежегодно республика производит
более 80000 т меди [Л. 2].
Прекрасные
природно-климатические условия республики позволяют выращивать ценные
сельскохозяйственные культуры и дают возможность получать два урожая в год .
Особое внимание
уделяется укреплению и совершенствованию финансовой и банковской системы.
Сейчас в Узбекистане функционируют различные банки.
Большая работа
проводится по социальной защите малообеспеченного населения — пенсионеров,
многодетных матерей, преподавателей, врачей, работников культуры и науки и т.
д. Созданы специальные фонды по оказанию материальной помощи малообеспеченным
семьям . Основными источниками этих фондов является республиканский местный
бюджет, общественные и благотворительные фонды, средства предприятий и
хозяйств, добровольное пожертвования граждан. Адресная помощь проводится через
органы самоуправления граждан, поселков, кишлаков, аулов, махаллей. При этом
обязательным условием должно быть соблюдение принципа социальной
справедливости, открытости, целевого и эффективного использования выделенных
средств.
Введение нового
вида адресной материальной помощи малообеспеченным семьям является еще одним
свидетельством сильной социальной политики государства, важным шагом на пути к
формирования современного демократического общества, основанного на широком
самоуправлении народа. Это результат новой внутренней политики суверенного
государства, направленной на улучшение и повышение жизни всего народа в период
перехода к рыночной экономике.
Использование
новой для Узбекистана технологии производства электрической и тепловой энергии
на базе конвертированных авиационных двигателей является особенно актуальным
для небольших населенных пунктов сельского типа. Благодаря созданию подобного
независимого источника снабжения электроэнергией и теплотой появляются,
во-первых, новые рабочие места, во-вторых, осваиваются новые подходы в области
генерирующих источников энергии, в-третьих, качественно повышается уровень жизни
населения, из-за появления собственного источника снабжения электричеством,
в-четвертых, создаются условия для увеличения производительности труда в
сельском хозяйстве.
Ниже приведены технико-экономическая
оценка предлагаемой ТЭЦ на базе конвертированного авиационного двигателя АИ-20
и оценка эффективности источника полного энергоснабжения на базе ТВД АИ-20.
Технико-экономическая оценка ТЭЦ на базе ТВД АИ-20
Газотурбинная ТЭЦ
состоит из 3 газотурбинных установок на базе конвертированного авиационного
двигателя АИ-20 электрической мощностью 2,5 МВт каждая. Каждая ГТУ имеет
газо-водяной подогреватель сетевой воды мощностью 4,51 Гкал/ч, утилизирующий
теплоту уходящих газов и увеличивающий коэффициент первичной энергии установки
в целом.
Для расчета
технико-экономических показателей ТЭЦ приняты следующие исходные данные:
1. Количество
блоков — 3
2. Топливо — газ
3. Капиталовложения
в ТЭЦ — 1 млрд. сум
4. Число часов
использования установленной
электрической
мощности — 6000 ч/год
5. Число часов
использования установленной
тепловой
мощности — 3500 ч/год
6. Расход
электроэнергии на собственные нужды — 5,5 %
7. Низшая
теплота сгорания топлива — 36400 кДж/м3
8. Среднемесячная
зарплата — 200 тыс. сум
9. Количество
персонала — 7 чел
10. Норма
амортизации — 10 %
11. Расчетный
период — 10 лет
12. Цена топлива — 15
тыс. сум/тыс. м3
13. Ставка
дисконтирования — 20 %
14. Отчисления на
социальное страхование — 37,2 %
15. Прочие
отчисления — 25 %
16. Тариф на
электроэнергию — 13 сум/кВт∙ч
17. Тариф на
тепловую энергию — 3500 сум/Гкал =
18. Налог на
прибыль — 20 %
Для расчета
финансово-экономических показателей было принято следующее распределение
инвестиций aк и выручки av по годам осуществления
проекта:
Год
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
Итого
|
aк, %
|
60
|
25
|
15
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
100
|
av, %
|
60
|
100
|
100
|
100
|
100
|
100
|
100
|
100
|
100
|
100
|
960
|
Расчет эксплуатационных расходов
Удельный расход
топлива на выработку электроэнергии ГТУ, без утилизации тепла уходящих газов
равен Тогда годовой расход топлива на ТЭЦ составит:
BТЭЦ = 23031 ту.т./год
Цена условного топлива может быть
найдена из выражения
ЦУ = ЦН· = 15·= 12,09 тыс. сум/т у.т.
Издержки по видам:
1)
издержки
на топливо:
ИТ = ЦУ·ВТЭЦ = 12,09·23031 = 278382·103
сум/год
2)
на
амортизацию:
ИА = НА·К = 0,1·1000000 = 100000·103
сум/год
3) на заработную плату:
ИЗП = nчел·Фмес·12 = 7·200·12 = 16800·103
сум/год
4) на социальное страхование:
ИС = aНАЧ·ИЗП = 0,372·16800 = 6250·103
сум/год
5) прочие издержки:
ИПР = aПР·(ИА + ИЗП
+ ИС) = 0,25·(100000 + 16800 + 6250) = 30762·103 сум/год
Суммарные издержки:
И = ИТ + ИА + ИЗП + ИС
+ ИПР = 278382 + 100000 + 16800 + 6250 + 30762 =
= 432194·103 сум/год
Расчет прибыли
Годовой отпуск электроэнергии нетто:
W0 = NЕД·tЭ·(1 –/100)·nБЛ =
2,5·6000·(1 – 5,5/100) ·3 = 42525 МВт·ч
Годовой отпуск теплоты:
QГ = QГП·tТ·nБЛ = 4,51·3500·3 = 47357,53
Гкал
Выручка от продажи тепла и
электроэнергии:
В = ТТ·QГ
+ ТЭ·W0= 3,5·47357,53·103 + 13·42525·103 =
718576·103 сум/год
Прибыль:
П = В – И = 718576 – 432194 =
286383·103 сум/год
Чистая прибыль:
ЧП = П – НВ = 2868383 – 0,2·286383 =
229106·103 сум/год,
где НВ = 0,2·П —
налоговые выплаты
Поток наличности:
ПН = ЧП + ИА = 229106 + 100000 =
329106·103 сум/год
Расчет себестоимости единицы продукции ТЭЦ
Расход топлива на производство
тепловой энергии:
ВТ = == 7517,07 т.у.т.
Здесь hК — КПД замещаемой котельной.
Расход топлива на производство
электроэнергии:
ВЭ = ВТЭЦ
– ВТ = 47357,3 – 7517,07 = 15514,38 т.у.т.
Коэффициент находился по следующей
формуле:
aЭ = ВЭ/ВТЭЦ
= 15514,38/47357,3 = 0,674
Издержки на
производство каждого вида энергии распределялись соответственно коэффициенту aЭ, т.е. на производство тепла
приходится 0,326 от суммарных издержек, а на производство электроэнергии 0,674.
Себестоимость электроэнергии можно
найти из следующего выражения
= = 6,85 сум/кВт·ч
Себестоимость тепловой энергии
найдена из следующего выражения:
= = 2,979·103 сум/Гкал.
Определение
финансовой эффективности проекта при реализации за счет собственных средств
Расчет велся с
учетом заданного распределения капитальных вложений по годам и с учетом
распределения выручки по годам.
Чистый поток
наличности определялся для года t по следующей формуле:
ЧПНt
= ПНt – Кt.
Дисконтированный
поток наличности для года t определялся по формуле:
ДЧПНt =.
Чистый
дисконтированный доход определялся по формуле:
NPV = . При NPV>0 проект
является прибыльным.
Точка безубыточности (минимальный
объем реализуемой энергии) найдена аналитически по формуле:
CP = ·100% = ·100% = 34,94 %
ИПЕР = ИТ = 278382·103
сум/год
ИПОСТ = И – ИПЕР = 432194 – 278382 =
153350·103 сум/год
Период окупаемости РВР найден из
графика NPV в точке пересечения с осью абсцисс.
Внутренняя норма доходности IRR
найдена из условия
NPV = = 0. При выполнении условия IRR>rб
проект является прибыльным.
Общая рентабельность ТЭЦ
Финансовые показатели проекта при
реализации за счет собственных средств приведены в таблице 3.
График
распределения NPV по годам реализации проекта приведен на рис. 11. Из
графика видно, что срок окупаемости ТЭЦ составляет 4,2 года при ставке дисконта
Е = 0,2. Внутренняя ставка доходности IRR = 50,63 %.
Сводная таблица
технико-экономических показателей ТЭЦ на базе
конвертированного АГТД АИ-20.
Реализация за счет собственных средств
№п/п
|
Наименование показателей
|
Единица
измерения
|
Величина
|
1
|
Установленная электрическая мощность
|
МВт
|
32,5
|
2
|
Капиталовложения
|
тыс. сум
|
1'000'000
|
3
|
Годовой отпуск электроэнергии
|
кВт×ч
|
42,525·106
|
4
|
Годовой отпуск теплоты
|
Гкал
|
47'357,53
|
5
|
Число часов использования
установленной электрической
мощности
установленной тепловой
мощности
|
ч
ч
|
6'000
3'500
|
6
|
Себестоимость единицы
электроэнергии
теплоты
|
сум/кВт×ч
сум/Гкал
|
6,85
2'979
|
7
|
Балансовая (валовая) прибыль
|
тыс. сум
|
286'845
|
8
|
Cрок окупаемости капиталовложений
|
лет
|
4,2
|
9
|
Точка безубыточности
|
%
|
34,94
|
10
|
Рентабельность (общая)
|
%
|
27,64
|
11
|
Внутренняя ставка доходности
|
%
|
50,54
|
Таблица 3
Финансовые показатели реализации проекта ГТТЭЦ за
счет собственных средств
|
№ пп
|
Показатель
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
Итого
|
1
|
Выручка, %
|
60,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
960,00
|
млн. сум
|
431,15
|
718,58
|
718,58
|
718,58
|
718,58
|
718,58
|
718,58
|
718,58
|
718,58
|
718,58
|
6898,33
|
2
|
Издержки, %
|
60,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
960,00
|
млн. сум
|
259,32
|
432,19
|
432,19
|
432,19
|
432,19
|
432,19
|
432,19
|
432,19
|
432,19
|
432,19
|
4149,06
|
3
|
Прибыль, %
|
60,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
960,00
|
171,83
|
286,38
|
286,38
|
286,38
|
286,38
|
286,38
|
286,38
|
286,38
|
286,38
|
286,38
|
2749,27
|
4
|
Чистая прибыль, %
|
60,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
960,00
|
млн. сум
|
137,46
|
229,11
|
229,11
|
229,11
|
229,11
|
229,11
|
229,11
|
229,11
|
229,11
|
229,11
|
2199,42
|
5
|
ПН, млн. сум
|
197,46
|
329,11
|
329,11
|
329,11
|
329,11
|
329,11
|
329,11
|
329,11
|
329,11
|
329,11
|
3159,42
|
6
|
Капитал,%
|
60,00
|
25,00
|
15,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
100,00
|
млн. сум
|
600,00
|
250,00
|
150,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
1000,00
|
7
|
ЧПН, млн. сум
|
-402,54
|
79,11
|
179,11
|
329,11
|
329,11
|
329,11
|
329,11
|
329,11
|
329,11
|
329,11
|
2159,42
|
8
|
ДЧПН при Е=0,2,
млн. сум
|
-335,45
|
54,93
|
103,65
|
158,71
|
132,26
|
110,22
|
91,85
|
76,54
|
63,78
|
53,15
|
509,65
|
9
|
Кумулят. ЧПН, млн.
сум
|
-335,45
|
-280,51
|
-176,86
|
-18,15
|
114,11
|
224,33
|
316,17
|
392,71
|
456,50
|
509,65
|
|
10
|
ДЧПН при
Е=IRR=0,5054, млн. сум
|
-267,39
|
34,91
|
52,50
|
64,08
|
42,57
|
28,28
|
18,78
|
12,48
|
8,29
|
5,51
|
-0,01
|
Рис. 11. График распределения
NPV по годам реализации проекта
ГТТЭЦ при
реализации за счет собственных средств
Определение финансовой
эффективности проекта с привлечением кредитных ресурсов
В расчете
принято, что кредитные средства составляют 50 % от капиталовложений в ТЭЦ.
Собственный капитал:
КСОБ = 0,5К =
0,5∙1000000 = 500000·103 сум
Сумма кредита
ККР = К – КСОБ
= 1000000 – 500000 = 500000·103 сум
Кредит распределяется по годам также
как и капитал на первом этапе по aК.
Проценты по кредиту приняты в размере
24 % годовых, проценты за комиссию приняты в размере 3 %. Льготный период равен
3 годам. Кредит выдается на 10 лет с погашением кредита равными долями каждый
год плюс выплаты по процентам на основной долг. Кредит начинает погашаться с 4
года.
Распределение
кредитных средств по годам
Год, t 1 2 3
ККРt, тыс. сум 300000 125000 75000
Выплаты основного
долга с учетом процентов, накопившихся за льготный период составляют
ВКР = (500000 + 78000 + 104250 +
120000)/7 = 114607·103 сум/год
График использования кредитных
ресурсов приведен в таблице 4.
Финансовые
показатели проекта при реализации с привлечением кредитных ресурсов приведены в
таблице 5.
График
распределения NPV по годам реализации проекта с привлечением кредитных
ресурсов приведен на рис. 12. Из графика видно, что срок окупаемости ТЭЦ при
использовании кредита составляет 1,5 года. Внутренняя ставка доходности IRR
= 197,5 %.
Таблица 4
График использования
кредитных ресурсов (ГТТЭЦ)
|
Год
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
Основной долг, тыс.
сум
|
300000
|
425000
|
500000
|
802250
|
687643
|
573036
|
458429
|
343821
|
229214
|
114607
|
Выплаты основного
долга, тыс. сум
|
0
|
0
|
0
|
114607
|
114607
|
114607
|
114607
|
114607
|
114607
|
114607
|
Остаток основного
долга, тыс. сум
|
300000
|
425000
|
500000
|
802250
|
687643
|
458429
|
343821
|
229214
|
114607
|
0
|
Проценты по основному
долгу, тыс. сум
|
72000
|
102000
|
120000
|
192540
|
165034
|
137529
|
110023
|
82517
|
55011
|
27506
|
Проценты за комиссию
банку, тыс. сум
|
6000
|
2250
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
Суммарные выплаты по
процентам по кредиту, тыс. сум
|
78000
|
104250
|
120000
|
192540
|
165034
|
137529
|
110023
|
82517
|
55011
|
27506
|
Суммарные выплаты
по кредиту, тыс. сум
|
0
|
0
|
0
|
307147
|
279641
|
252136
|
224630
|
197124
|
169619
|
142113
|
Таблица 5
Финансовые показатели
реализации проекта ГТТЭЦ с привлечением кредитных ресурсов
|
№ пп
|
Показатель
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
Итого
|
1
|
Выручка,%
|
60,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
960,00
|
млн. сум
|
431,15
|
718,58
|
718,58
|
718,58
|
718,58
|
718,58
|
718,58
|
718,58
|
718,58
|
718,58
|
6898,33
|
2
|
Издержки,%
|
60,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
960,00
|
млн. сум
|
259,32
|
432,19
|
432,19
|
432,19
|
432,19
|
432,19
|
432,19
|
432,19
|
432,19
|
432,19
|
4149,06
|
3
|
Выплаты по кредиту,
млн. сум
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
307,15
|
279,64
|
252,14
|
224,63
|
197,12
|
169,62
|
142,11
|
1572,41
|
4
|
Прибыль, %
|
60,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
960,00
|
млн. сум
|
171,83
|
286,38
|
286,38
|
-20,76
|
6,74
|
34,25
|
61,75
|
89,26
|
116,76
|
144,27
|
1176,86
|
5
|
Чистая прибыль, %
|
60,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
960,00
|
млн. сум
|
137,46
|
229,11
|
229,11
|
-20,76
|
5,39
|
27,40
|
49,40
|
71,41
|
93,41
|
115,42
|
937,34
|
6
|
ПН, млн. сум
|
197,46
|
329,11
|
329,11
|
79,24
|
105,39
|
127,40
|
149,40
|
171,41
|
193,41
|
215,42
|
1897,34
|
7
|
Капитал, %
|
60,00
|
25,00
|
15,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
100,00
|
млн. сум
|
300,00
|
125,00
|
75,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
500,00
|
8
|
ЧПН, млн. сум
|
-102,54
|
204,11
|
254,11
|
79,24
|
105,39
|
127,40
|
149,40
|
171,41
|
193,41
|
215,42
|
1397,34
|
9
|
ДЧПН при Е=0,2,
млн. сум
|
-85,45
|
141,74
|
147,05
|
38,21
|
42,36
|
42,67
|
41,70
|
39,86
|
37,48
|
34,79
|
480,41
|
10
|
Кумулят. ЧПН,
млн. сум
|
-85,45
|
56,29
|
203,35
|
241,56
|
283,91
|
326,58
|
368,27
|
408,14
|
445,62
|
480,41
|
|
11
|
ДЧПН при
Е=IRR=1,975, млн. сум
|
-34,42
|
23,00
|
9,61
|
1,01
|
0,45
|
0,18
|
0,07
|
0,03
|
0,01
|
0,00
|
0,01
|
Рис. 12. График распределения
NPV по годам реализации проекта
ГТТЭЦ с привлечением кредитных ресурсов
Технико-экономическая оценка
ТЭХЦ на базе ТВД АИ-20
Для расчетов были
приняты те же условия, что и для ТЭЦ с некоторыми изменениями, а именно: расход
электроэнергии на собственные нужды был принят 7,5 % (из-за включения в состав
оборудования АБХМ, потребляющей электроэнергию на привод насосов), капитальные
затраты приняты равными 1150 млн. сум (затраты на сооружение трех АБХМ приняты
равными 150 млн. сум), число часов использования холодильной мощности принято
равным 2500 ч, суммарная холодопроизводительность 4430319 ккал/ч, тариф на
холод 7,565 тыс. сум/Гкал.
Годовой отпуск
холода от ГТТЭХЦ составит
Qх.г.
= Qх.ч.∙tх = 4430319∙2500∙10-6 = 11076 Гкал/год.
Выручка от
реализации холода за год
Вх = Qх.г.∙Tх = 11076∙7,565 = 83788
тыс. сум/год.
Годовой отпуск электроэнергии нетто:
W0 = NЕД·tЭ·(1 –/100)·nБЛ =
2,5·6000·(1 – 7,5/100) ·3 = 41625 МВт·ч
Годовой отпуск теплоты:
QГ = QГП·tТ·nБЛ = 4,51·3500·3 = 47357,53
Гкал
Выручка от продажи тепла и
электроэнергии:
В = ТТ·QГ
+ ТЭ·W0 = 3,5·47357,53·103 + 13·41625·103 =
706876 тыс. сум/год
Суммарная выручка
от реализации продукции ГТТЭХЦ составляет
ВТЭХЦ
= В + Вх = 706876 + 83788 = 790665 тыс. сум/год.
Далее расчет
производился по методике, аналогичной приведенной выше. Расчеты были
произведены для варианта с реализацией за счет собственных средств и с привлечением
кредитных ресурсов (условия кредитования приняты одинаковыми с вариантом ТЭЦ).
Данные расчетов
сведены в таблицы 6 — 8.
Графики
распределения NPV по годам реализации проекта приведены на рис. 13 и 14.
При реализации за
счет собственных средств внутренняя ставка доходности составила IRR =
0,5246, при реализации с привлечением кредитных ресурсов IRR = 2,147.
Общая
рентабельность при реализации за счет собственных средств
R = %= % = 28,61 %
Из графиков видно, что применение
принципа полного энергоснабжения от одного источника выгоднее экономически,
т.к. кумулятивный чистый дисконтированный поток наличности в этом случае на
конец расчетного периода выше, чем при выработке тепла и электроэнергии,
несмотря на увеличенные капиталовложения в ГТТЭХЦ по сравнению с ГТТЭЦ.
Таблица 6
Финансовые показатели реализации проекта ГТТЭХЦ за
счет собственных средств
|
№ пп
|
Показатель
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
Итого
|
1
|
Выручка, %
|
60,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
960,00
|
млн. сум
|
474,40
|
790,66
|
790,66
|
790,66
|
790,66
|
790,66
|
790,66
|
790,66
|
790,66
|
790,66
|
7590,38
|
2
|
Издержки, %
|
60,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
960,00
|
млн. сум
|
270,57
|
450,94
|
450,94
|
450,94
|
450,94
|
450,94
|
450,94
|
450,94
|
450,94
|
450,94
|
4329,06
|
3
|
Прибыль, %
|
60,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
960,00
|
млн. сум
|
203,83
|
339,72
|
339,72
|
339,72
|
339,72
|
339,72
|
339,72
|
339,72
|
339,72
|
339,72
|
3261,32
|
4
|
Чистая прибыль, %
|
60,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
960,00
|
млн. сум
|
163,07
|
271,78
|
271,78
|
271,78
|
271,78
|
271,78
|
271,78
|
271,78
|
271,78
|
271,78
|
2609,06
|
5
|
ПН, млн. сум
|
232,07
|
386,78
|
386,78
|
386,78
|
386,78
|
386,78
|
386,78
|
386,78
|
386,78
|
386,78
|
3713,06
|
6
|
Капитал,%
|
60,00
|
25,00
|
15,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
100,00
|
млн. сум
|
690,00
|
287,50
|
172,50
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
1150,00
|
7
|
ЧПН, млн. сум
|
-457,93
|
99,28
|
214,28
|
386,78
|
386,78
|
386,78
|
386,78
|
386,78
|
386,78
|
386,78
|
2563,06
|
8
|
ДЧПН при Е=0,2,
млн. сум
|
-381,61
|
68,94
|
124,00
|
186,52
|
155,44
|
129,53
|
107,94
|
89,95
|
74,96
|
62,47
|
618,15
|
9
|
Кумулят. ЧПН, млн.
сум
|
-381,61
|
-312,67
|
-188,67
|
-2,14
|
153,29
|
282,83
|
390,77
|
480,72
|
555,68
|
618,15
|
|
10
|
ДЧПН при
Е=IRR=0,5254, млн. сум
|
-300,36
|
42,71
|
60,47
|
71,59
|
46,95
|
30,80
|
20,20
|
13,25
|
8,69
|
5,70
|
0,00
|
Рис.
13. График распределения NPV по годам реализации проекта ГТТЭХЦ при реализации за счет собственных
средств
Таблица 7
График использования
кредитных ресурсов (ГТТЭХЦ)
|
Год
|
1
|
2
|
3
|
4
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
Основной долг, тыс.
сум
|
345000
|
488750
|
575000
|
922588
|
790789
|
658991
|
527193
|
395395
|
263596
|
131798
|
Выплаты основного
долга, тыс. сум
|
0
|
0
|
0
|
131798
|
131798
|
131798
|
131798
|
131798
|
131798
|
131798
|
Остаток основного
долга, тыс. сум
|
345000
|
488750
|
575000
|
922588
|
790789
|
527193
|
395395
|
263596
|
131798
|
0
|
Проценты по основному
долгу, тыс. сум
|
82800
|
117300
|
138000
|
221421
|
189789
|
158158
|
126526
|
94895
|
63263
|
31632
|
Проценты за комиссию
банку, тыс. сум
|
6900
|
2588
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
Суммарные выплаты
по процентам по кредиту, тыс. сум
|
89700
|
119888
|
138000
|
221421
|
189789
|
158158
|
126526
|
94895
|
63263
|
31632
|
Суммарные выплаты
по кредиту, тыс. сум
|
0
|
0
|
0
|
353219
|
321588
|
289956
|
258325
|
226693
|
195061
|
163430
|
Таблица 8
Финансовые показатели
реализации проекта ГТТЭХЦ с привлечением кредитных ресурсов
|
№ пп
|
Показатель
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
Итого
|
1
|
Выручка,%
|
60,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
960,00
|
млн. сум
|
474,40
|
790,66
|
790,66
|
790,66
|
790,66
|
790,66
|
790,66
|
790,66
|
790,66
|
790,66
|
7590,38
|
2
|
Издержки,%
|
60,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
960,00
|
млн. сум
|
270,29
|
450,48
|
450,48
|
450,48
|
450,48
|
450,48
|
450,48
|
450,48
|
450,48
|
450,48
|
4324,62
|
3
|
Выплаты по кредиту, млн. сум
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
353,22
|
321,59
|
289,96
|
258,32
|
226,69
|
195,06
|
163,43
|
1808,27
|
4
|
Прибыль, %
|
60,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
960,00
|
млн. сум
|
204,11
|
340,18
|
340,18
|
-13,04
|
18,60
|
50,23
|
81,86
|
113,49
|
145,12
|
176,75
|
1457,49
|
5
|
Чистая прибыль, %
|
60,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
960,00
|
млн. сум
|
163,29
|
272,15
|
272,15
|
-10,43
|
14,88
|
40,18
|
65,49
|
90,79
|
116,10
|
141,40
|
1165,99
|
6
|
ПН, млн. сум
|
232,29
|
387,15
|
387,15
|
104,57
|
129,88
|
155,18
|
180,49
|
205,79
|
231,10
|
256,40
|
2269,99
|
7
|
Капитал, %
|
60,00
|
25,00
|
15,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
100,00
|
млн. сум
|
345,0
|
143,75
|
86,25
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
575,00
|
8
|
ЧПН, млн. сум
|
-112,71
|
243,4
|
300,9
|
104,57
|
129,88
|
155,18
|
180,49
|
205,79
|
231,10
|
256,40
|
1694,99
|
9
|
ДЧПН при Е=0,2, млн. сум
|
-93,93
|
169,03
|
174,13
|
50,43
|
52,19
|
51,97
|
50,37
|
47,86
|
44,79
|
41,41
|
588,25
|
10
|
Кумулят. ЧПН, млн. сум
|
-93,93
|
75,10
|
249,23
|
299,66
|
351,85
|
403,82
|
454,19
|
502,05
|
546,84
|
588,25
|
|
11
|
ДЧПН при
Е=IRR=2,157, млн. сум
|
-35,70
|
24,42
|
9,56
|
1,05
|
0,41
|
0,16
|
0,06
|
0,02
|
0,01
|
0,00
|
-0,01
|
Рис.
14. График распределения NPV по годам реализации проекта ГТТЭХЦ с привлечением кредитных
ресурсов
Сводная таблица
технико-экономических показателей ТЭХЦ на базе
конвертированного
АГТД АИ-20. Реализация за счет собственных средств
№п/п
|
Наименование показателей
|
Единица
измерения
|
Величина
|
1
|
Установленная электрическая мощность
|
МВт
|
32,5
|
2
|
Капиталовложения
|
тыс. сум
|
1'150'000
|
3
|
Годовой отпуск электроэнергии
|
кВт×ч
|
41,625·106
|
4
|
Годовой отпуск теплоты
|
Гкал
|
47'357,53
|
5
|
Годовой отпуск холода
|
Гкал
|
11'076
|
6
|
Число часов использования
установленной электрической
мощности
установленной тепловой
мощности
установленной холодильной
мощности
|
ч
ч
ч
|
6'000
3'500
2'500
|
7
|
Себестоимость единицы
электроэнергии
теплоты
холода
|
сум/кВт×ч
сум/Гкал
сум/Гкал
|
6,85
2'979
4'262
|
8
|
Балансовая (валовая) прибыль
|
тыс. сум
|
339'721
|
9
|
Cрок окупаемости капиталовложений
|
лет
|
4
|
10
|
Точка безубыточности
|
%
|
33,68
|
11
|
Рентабельность (общая)
|
%
|
28,61
|
12
|
Внутренняя ставка доходности
|
%
|
52,46
|
Выводы
В
связи с моральным и физическим износом оборудования действующих ТЭС Узбекистана,
снижением надежности и качества энергоснабжения потребителей, одним из перспективных
направлений развития теплоэнергетики Узбекистана может являться децентрализация
источников энергоснабжения, т.е. установка генерирующих установок в непосредственной
близости от потребителя или даже на его территории, если это касается промышленных
предприятий. Децентрализация энергоснабжения оказывается особенно эффективной,
если ее проводить на базе комбинированной выработки тепла и электроэнергии.
Эффективным
методом децентрализованного энергоснабжения является применение авиационных
двигателей, конвертируемых для нужд энергетики. Эффект от использования АГТД
возрастает, если использовать двигатели, отработавшие свой летный ресурс, что позволяет
значительно снизить капиталовложения по сравнению с установками, создаваемыми
на базе новых АГТД.
Производство
подобных установок малой и средней мощности может осуществляться уже в
ближайшее время либо за счет средств владельцев, либо на кредитной или лизинговой
основе.
Установка
собственных электро- и теплогенерирующих мощностей дает дополнительное
повышение надежности электро- и теплоснабжения потребителей.
Экономические
расчеты показывают, что срок окупаемости капиталовложений в установки
комбинированного производства электроэнергии и теплоты с АГТД составляет от 1,5
лет при использовании кредита до 4,5 лет при реализации проектов за собственные
средства. При этом срок строительства может составлять от нескольких недель,
при монтаже небольших установок электрической мощностью до 5 МВт, до 1,5 лет
при вводе установки электрической мощностью 25 МВт и тепловой 39 МВт.
Сокращенные сроки монтажа объясняются модульной поставкой электростанций на
базе АГТД с полной заводской готовностью.
Таким
образом, основные преимущества конвертированных АГТД при внедрении в энергетику
сводятся к следующим:
— низкие
удельные капиталовложения в подобные установки;
—
малый срок окупаемости;
—
сокращенные сроки строительства;
—
возможность полной автоматизации станции.
Следующим
этапом развития энергетических установок на базе АГТД являются теплоэлектрохладоцентрали,
позволяющие снабжать потребителя всеми видами энергоресурсов (теплота,
электроэнергия и холод). Проведенные расчеты показали, что при очевидном
усложнении схемы станции, увеличении капиталовложений и потребления
электроэнергии на собственные нужды, экономический эффект от применения ТЭХЦ
значителен. При этом может незначительно увеличиться срок окупаемости, но в
целом ТЭХЦ способствует развитию того региона, или населенного пункта в котором
она расположена, и особенно развитию инфраструктуры и повышению
производительности труда на предприятиях сельского хозяйства, что особенно
важно для условий Узбекистана.
Из
вышесказанного можно сделать следующие выводы:
— эффективным
направлением развития теплоэнергетики Узбекистана является децентрализация
энергоснабжения с применением конвертированных АГТД;
— наиболее
эффективной оказывается комбинированная выработка теплоты и электроэнергии на
базе АГТД;
— дальнейшим
этапом развития применения АГТД в энергетике является создание на их базе ТЭХЦ,
решающих проблему снабжения потребителей всеми видами энергоресурсов.
1. Каримов И.А. Наша высшая цель
– независимость и процветание Родины, свобода и благополучие народа. Т.: Узбекистон,
2000
2. Каримов И.А. Узбекистан на
пороге XXI века: угрозы безопасности,
условия и гарантии прогресса. Т.: Узбекистон, 1997
3. Каримов И.А. Узбекситан —
свой путь обновления и прогресса. Т.: Узбекистон, 1992.
4. Каримов И.А. Прогресс
дехканского хозяйства — путь к изобилию. Т.: Узбекистон, 1994.
5. Ольховский Г.Г.
Энергетические газотурбинные установки. М.: Энергоатомиздат, 1985.
6. Орлов В.Н.,
"Газотурбинный двигатель авиационного типа НК-37 для электростанции",
Теплоэнергетика, №9, 1992, с. 27 — 31.
7. Ривкин С.Л. Термодинамические свойства
газов. М.: Энергия,1973.
8. Тепловой расчет котельных агрегатов
(нормативный метод). М.: Энергия, 1973.
9. Рихтер Л.А. и др.
Вспомогательное оборудование тепловых электростанций. М.: Энергоатомиздат,
1987.
10. Соколов Е.Я. Теплофикация и
тепловые сети. М.: Издательство МЭИ, 1999.
11. Уваров С.Н. Авиационные
газотурбинные двигатели в энергетике. Л.: Энергия, 1971.
12. Батенин В.М., Масленников
В.М., Цой А.Д. "О роли и месте децентрализованных источников
энергоснабжения", Энергосбережение, №1, 2003, с.14 — 18.
13. Методические рекомендации по
оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования.
М.: Теринвест, 1994.
14. Анализ и управление
проектами. /Под общ. ред. Н.А. Артыкова/. Т.: РИК Узинвестпроект, 2000.
15. Методические указания по
выполнению экономической части выпускной работы для магистрантов энергетических
специальностей. Т.: ТГТУ, 2002.
16. Газотурбинные установки. Конструкции и расчет:
Справочное пособие /Под общ. ред. Л.В. Арсеньева и В.Г. Тырышкина/. Л.:
Машиностроение. Ленингр. отделение, 1978.
17. Захидов Р.А., Родимкин С.Е.
Теплоэлектрохладофикационные системы. Т.: Фан, 1991
18. Соколов Е.Я., Бродянский В.М.
Энергетические основы трансформации тепла и процессов охлаждения. М.:
Энергоиздат, 1981.
19. Промышленная теплоэнергетика
и теплотехника. Справочник /Под обш. ред. В.А. Григорьева и В.М. Зорина/. М.:
Энергоатомиздат, 1983.
[1] Каримов И.А. Прогресс дехканского хозяйства — путь к изобилию. – Т.:
Узбекистан, 1994, с. 6.
[2] Каримов И.А. Прогресс дехканского хозяйства — путь к изобилию. – Т.:
Узбекистан, 1994, с. 7.