При применении ПГУ срок окупаемости капиталовложений составляет 4.5 года, а величина ВНD-11.5% при выплате за кредит в течение 5 лет и 24% при сроке в 10 лет.
Основные показатели раздельной схемы энергоснабжения при учёте в комбинированной схеме ПГУ – ТЭЦ
Таблица 4.13
Показатель | Тепловая нагрузка |
| Годовой отпуск тепла тыс.Гкал Годовой отпуск электроэнергии т.Мвт.ч Затраты на производство тепловой энергии млн.дол суммарные затраты на электроэнергию млн.дол ежегодные затраты млн.дол капиталовложения в котельную млн.дол | 260 446 3,82 25,42 29,24 15 |
Таблица 4.14
Показатели | Тепловая нагрузка 100Гкал/ч |
| Электрическая мощность Мвт Годовой отпуск тепла тыс.Гкал Годовой отпуск электроэнергии т.Мвт.ч Годовой расход топлива тыс.т у.т. Затраты на топливо млн.дол Относительная величина топливной составляющей затрат % Суммарные ежегодные затраты млн.дол Капиталовложения в ТЭЦ млн.дол Капиталовложения в пиковую котельную млн.дол Суммарные капиталовложения млн.дол Тоже, с учётом динамики млн.дол Экономия ежегодных затрат в ТЭЦ по сравнению с раздельной схемой мл.дол. Перерасход капиталовложений в ТЭЦ по сравнению с раздельной схемой м.дол. Коэффициент аннуитета Срок окупаемости капиталовложений лет. Внутренняя норма доходности при выплате за кредит в течении 5 лет % Тоже, в течение 10 лет % | 81 260 446 129 6,502 50 13 53,46 6,9 60,36 74,2 16,24 59,2 0,274 4,5 11,5 24 |
Выполненные расчёты позволили определить состав основного оборудования для рассматриваемых мини ТЭЦ в зависимости от величины тепловой нагрузки.
Таблица 4.15
| ТИП | Тепловая нагрузка Гкал/ч | |||
| 10 | 20 | 50 | 100 | |
| ГТУ | 2хГТА-1* | 2хГТА-2.5 | 2хГТА-8 | 2хГТА-20 |
| тип ТВД-1500 | тип ГТД-2500 | тип ГТД-8000 | тип АЛ-31 СТЭ | |
| 2хКУ-1.6 | 2хКУ-4.1 | 2хКУ-10 | 2хКУ-24 | |
| DВС | 2хDВС-1.5 | 2хDВС-3.5 | ||
| 2хУК-1.65 | 2хУК-3.85 | |||
| ПГУ | 3хГТА-20 | |||
| 3хТ-7-3.5 | ||||
| 3хКУ-29-4 | ||||
| Q=3х18Гкал/ч | ||||
Примечание: КУ- котёл утилизатор; УК – утилизационный контур;
* - электрическая мощность Мвт;
ХХ- тепловая мощность Гкал/ч.
Из полученных данных видно, что единичная мощность паровой турбины для ПГУ достигает 7 Мвт, а производительность КУ – от 1.6 до 20 Гкал/ч. При этом используются как судовые (ГТD), так и авиационные (ТВD, АЛ) газовые турбины. Для ТЭЦ с DВС единичная мощность дизель- генераторов составляет 1.5 – 3.5 Мвт в зоне тепловых нагрузок 10-20 Гкал/ч.
Данное оборудование выпускается отечественными заводами военного производства и может использоваться с незначительной реконструкцией для нужд малой энергетики.
Величина расчётного коэффициента теплофикации изменяется от 0.32 до 0.48 для ГТУ, от 0.33 до 0.38 для DВС и составляет 0.54 для ПТУ, что лежит в зоне, близкой к континуму.
Электрический КПД для ГТУ не имеет чётко выраженные тенденции к повышению с ростом единичной мощности газовых турбин: 28,5% при приросте 2.5Мвт и 35.5% - при 20Мвт. К этому значению приближается и КПД дизель- генераторов 35-37%, а КПД ТЭЦ при работе по конденсационному режиму достигает 50%.
Удельный расход топлива мини ТЭЦ с ГТУ лежит в диапазоне
156-222 г у.т/(кВт.ч), с ДВС –153-222 г у.т/(кВт.ч), а с ПГУ составляет
182-201 г у.т/(кВт.ч).
Приведённые выше сравнения систем энергоснабжения потребителей (и не только) в условиях изменения политики фиксирования потребовали и изменений при выполнении технико – экономических ростов.
Рассмотрим некоторые из них относительно мини ТЭЦ. Обычно при сопоставлении раздельной и комбинированной схем энергоснабжения электрическая мощность ТЭЦ, определяется по тепловым нагрузкам, сравнивалась с КЭС и котельной. КЭС в этом случае принималась как «замещаемая мощность». Но мини ТЭЦ по мощности несоизмеримо малы с любыми КЭС, работающими в энергосистемах. Если брать в качестве замещающей мощности КЭС такой же мощности, что и мини ТЭЦ, то данная КЭС будет не оптимальной с точки зрения энергосистемы в целом. Данное условие приведёт к некорректному приведению вариантов к равному энергетическому эффекту.
Если оставить в технико – экономических расчётах принятые ранее условия равного энергетического эффекта, то практически не возможно, обосновать целесообразность сооружений мини ТЭЦ.
Не зависимо от мощности ТЭЦ, до сих пор остаётся спорным вопрос о распределении эксплуатационных расходов. Последние годы этому вопросу уделяется повышенное внимание. Причина и сущность дискуссии по этому вопросу заключается в следующем:
1. Определённая условность принятого физического метода разнесения затрат ТЭЦ между электрической и тепловой энергией, поскольку вся экономия от комбинированного производства относится только к электроэнергии. В этом случае затраты на тепловую энергию приближаются или равны текущим затратам при выработке районными котельными. При формировании тарифов на тепло- и электроэнергию, отпускаемую с ТЭЦ, это может значительно повлиять и привести к случаю, когда потребителю выгоднее покупать от районных котельных и других источников теплоты.
2. Излишняя концентрация мощностей на ТЭЦ и необходимость по экологическим ограничениям её сооружение в доли от городской застройки привели к резкому росту затрат на транспорт теплоты от ТЭЦ, что вызвало существенное увеличение стоимости тепловой энергии.
3. Развитие рыночных отношений в энергетике привело к новой политики ценообразования на энергию. При сохранении физического метода затрат на ТЭЦ усилится тенденция на снижение темпов и масштабов развития теплофикации в стране, что с народнохозяйственной позиции отрицательно, поскольку приведёт к существенному перерасходу топлива в масштабах страны.
Противники физического метода настаивают на применении эксергетического способа, который базируется на термодинамической оценки эффективности применения разных теплоносителей с учётом качества каждого. В этом методе тепло оценивается по количеству работы, которое может быть получено в идеальном цикле Карно при срабатывании энергии теплоносителя до параметров окружающей среды. В случае применения эксергетического метода отпуск электроэнергии от ТЭЦ менее эффективен, чем от КЭС, поскольку конечные параметры пара турбин П значительно выше конденсационного цикла (для ПТ и Т сравнение производится при чисто теплофикационном цикле). По этому энергосистемы будут отказываться от ТЭЦ, как источников электрической энергии.
Другими словами – физический метод повышает эффективность выработки электрической энергии на ТЭЦ, а эксергетический – повышение эффективности отпуска тепловой энергии при более низких начальных параметрах ТЭЦ.
Возможно компромиссное решение, основанное на проведении технико – экономических расчётов по методу аналогов, когда распределение эксплуатационных расходов на ТЭЦ осуществляется пропорционально соответствующим расходам при раздельном способе производства заданных объёмов тепловой и электрической энергии. При этом удельные расходы топлива на выработку тепловой энергии будут ниже, чем на котельных, а на выработку электрической энергии – выше, чем на ТЭЦ при физическом методе, и ниже, чем на КЭС. Этот подход по разнесению эксплуатационных затрат на ТЭЦ повлияет на формирование тарифов на тепловую энергию при комбинированном производстве. При этом должен быть предусмотрен механизм в установлении тарифов для коммунального и промышленного секторов потребления тепловой энергии, а также установка контрольно измерительной и регулирующей аппаратуры у каждого потребителя. Это позволит потребителю оплачивать не за отпущенную, а за использованную тепловую энергию для обеспечения комфортных условий по желанию потребителя, т.е. применение, так называемого, абонентского тарифа. Важным моментом при введении абонентского тарифа является заинтересованность потребителя в энергосбережении.
Развитие малой энергетики требует нормативно правовое обеспечение на всех уровнях власти – от федерального до местного или субъектов федерации.
По инициативе РАН разработаны основные положения проекта закона о малой энергетики, где отмечаются:
1. В целях развития рыночных отношений в энергетики, обеспечения энергобезопасности страны, эффективности и надёжности энергоснабжения предоставляется право юридическим и физическим лицам вводить в действие установки малой мощности согласовывая такие решения с региональной энергетической комиссией.
2. Независимые производители электрической и тепловой энергии в субъектах Р.Ф. наделяются правами владения частной и акционерной собственностью на введённые ими установки малой энергетики, отвечают за бесперебойное энергообеспечение подключенных потребителей и производит с потребителями расчёты за поставляемые тепловую и электрическую энергию на договорных основах.