Overview

Свойства газов
Компрессор
Свойства газов (2)
Камера сгорания
Свойства газов (750)
Свойства газов (outlet)
Свойства газов (x)
Газовая турбина
Свойства газов (x) (2)
Техн данные к расчету ГПСВ
Расчет ГПСВ конструктивный
финанализ
Кредит
финанализ с кредитом
финанализ с АБХМ
Кредит с АБХМ
финанализ с АБХМ с кредитом

Sheet 1: Свойства газов

Изобарная теплоемкость		Вводить только синий текст							gВ	gN2	gRO2	gH2O	Продукты сгорания при a		5.12
m	28.97	28.02	28.15	32	44.01	18.02	28.01	2.02	0.66	0.24	0.05	0.04	1
t	398.06	398.06	398.06	398.06	398.06	398.06	398.06	398.06	398.06	398.06	398.06	398.06			120
T	671.21	671.21	671.21	671.21	671.21	671.21	671.21	671.21					0.29
8.31	возд	N2	N2'	O2	CO2	H2O	CO	H2	Изобарная теплоемкость
	30.919	30.558	30.451	32.737	49.000	37.171	30.957	29.380
	1.07	1.09	1.08	1.02	1.11	2.06	1.11	14.57	1.07	1.09	1.11	2.06	1.12

Энтальпия									Энтальпия
	19768.4	19716.8	19661.9	20208.3	25702.6	23015.2	19797.3	19361.5
	682.37	703.77	698.47	631.51	584.02	1277.49	706.79	9603.92
	409.14	420.49	417.09	383.76	391.93	774.70	423.23	5759.82	409.14	420.49	391.93	774.7	426
61.9400	347.2000								632.3	-223.16			426	0
Энтропия									Энтропия
	218.084	215.468	214.956	229.988	248.522	217.049	222.004	154.264
	7.53	7.69	7.64	7.19	5.65	12.05	7.93	76.52
0.62	0.92	0.95	0.94	0.86	0.87	1.74	0.95	12.99	0.92	0.95	0.87	1.74	0.96
									0.82	-0.1			0.88	0.08
p0	24.6420	17.9899	16.9155	103.1538	9.5855	21.7574	39.4875	114.2867	24.64	17.99	9.59	21.76	22.09
Cv	0.7803	0.7940	0.7864	0.7632	0.9245	1.6017	0.8084	10.4493	0.78	0.79	0.92	1.6	0.83
k	1.37	1.37	1.38	1.34	1.2	1.29	1.37	1.4	1.37	1.37	1.2	1.29	1.36

Внутренняя энергия	14187.8	14136.2	14081.3	14627.7	20122.0	17434.6	14216.7	13780.9	14187.83	14136.23	20122.03	17434.63	14629.16
	489.74	504.58	500.22	457.12	457.21	967.73	507.56	6835.78	489.74	504.58	457.21	967.73	511.24
Газовая постоянная	0.29	0.3	0.3	0.26	0.19	0.46	0.3	4.12	0.29	0.3	0.19	0.46	0.29

Sheet 2: Компрессор

Темп. возд. (ср. годовая)	°С	15
Давление атм.	кПа	95.3	715	мм. рт. ст.
Степень повышения давления		7.2
Давление на выходе из компрессора	кПа	686.16
Энтропия на входе		0.05	по таблицам лист "Свойства газов"
Энтропия на выходе		0.6201
Темп. возд. на выходе (идеальн)		231	по таблицам
КПД компрессора		0.87	принят
Энтальпия на входе в компрессор	кДж/кг	15.04	по таблицам
Энтальпия на выходе из компрессора (идеальн)	кДж/кг	234.06	по таблицам
Работа сжатия воздуха в компрессора	кДж/кг	251.75
Действительная энтальпия воздуха на выходе из компрессора	кДж/кг	266.79
Действительная температура на выходе из компрессора	°С	262.68

Sheet 3: Свойства газов (2)

Изобарная теплоемкость		Вводить только синий текст							gВ	gN2	gRO2	gH2O	Продукты сгорания при a		5.12
m	28.97	28.02	28.15	32	44.01	18.02	28.01	2.02	0.66	0.24	0.05	0.04	1
t	750	750	750	750	750	750	750	750	750	750	750	750			120
T	1023.15	1023.15	1023.15	1023.15	1023.15	1023.15	1023.15	1023.15					0.29
8.31	возд	N2	N2'	O2	CO2	H2O	CO	H2	Изобарная теплоемкость
	33.190	32.850	32.715	34.979	54.643	41.600	33.327	30.292
	1.15	1.17	1.16	1.09	1.24	2.31	1.19	15.03	1.15	1.17	1.24	2.31	1.21

Энтальпия									Энтальпия
	31065.5	30886.3	30788.8	32169.6	44045.6	36870.2	31130.9	29837.4
	1072.33	1102.45	1093.74	1005.30	1000.81	2046.53	1111.42	14800.30
	799.10	819.17	812.36	757.55	808.72	1543.74	827.86	10956.20	799.1	819.17	808.72	1543.74	835.11
451.9000	347.2000								632.3	166.8			426	-409.11
Энтропия									Энтропия
	231.584	228.812	228.250	244.282	270.410	233.579	235.544	166.799
	7.99	8.17	8.11	7.63	6.14	12.97	8.41	82.74
0.62	1.39	1.42	1.41	1.31	1.36	2.65	1.44	19.21	1.39	1.42	1.36	2.65	1.45
									0.82	-0.57			0.88	0.56
p0	124.9835	89.5481	83.6952	575.6205	133.3335	158.8755	201.2451	516.1366	124.98	89.55	133.33	158.88	118.2
Cv	0.8587	0.8758	0.8668	0.8333	1.0527	1.8476	0.8930	10.9017	0.86	0.88	1.05	1.85	0.91
k	1.33	1.34	1.34	1.31	1.18	1.25	1.33	1.38	1.33	1.34	1.18	1.25	1.32

Внутренняя энергия	22558.8	22379.6	22282.1	23662.9	35538.9	28363.5	22624.2	21330.7	22558.83	22379.63	35538.93	28363.53	23454.71
	778.7	798.82	791.55	739.47	807.52	1574.35	807.72	10580.72	778.7	798.82	807.52	1574.35	817.85
Газовая постоянная	0.29	0.3	0.3	0.26	0.19	0.46	0.3	4.12	0.29	0.3	0.19	0.46	0.29

Sheet 4: Камера сгорания

Расчет камеры сгорания
Газ			Теплоемкость компонентов
СН4	%	90.6	1.7	1.54
С2Н6	%	3.45	2.64	0.09
С3Н8	%	0.9	3.74	0.03
С4Н10	%	0.38	4.98	0.02
С5Н12	%	0.3	6.18	0.02
Н2S	%	0.08	1.55	0
CO2	%	2.69	0.96	0.03	Суммарная теплоемкость, кДж/кг
O2	%	1.6	0.95	0.02	1.75	2.32
Qрн	кДж/нм3	36400	кДж/кг	48340	8687.35
Плотность	кг/нм3	0.75		10151.4
Теоретический объем воздуха	м3/м3	9.58
Плотность воздуха	кг/нм3	1.29
Теоретическая масса воздуха	кг/кг	16.43
Теор. объем азота	м3/м3	7.56
Объем трехатомных газов	м3/м3	1.06
Объем водяных паров	м3/м3	1.99
Объем дымовых газов	м3/м3	10.61
Объемная доля трехатомных газов		0.1
Объемная доля водяных паров		0.19
Объемная доля азота		0.71	1
Плотность азота	кг/м3	1.250
Плотность трехатомных газов	кг/м3	1.96
Количество трехатомных газов	кг/кг	2.76
Количество водяных паров	кг/кг	2.12
Количество азота	кг/кг	12.55
Количество газов	кг/кг	17.43
Массовая доля вод. паров		0.12
Массовая доля трехатомных газов		0.16
Массовая доля азота		0.72
Температура на выходе из камеры сгорания	°С	750
Энтальпия вод. паров	кДж/кг	1543.74
Энтальпия RO2	кДж/кг	808.72
Энтальпия азота	кДж/кг	819.17
Энтальпия продуктов сгорания при a=1 (750°C)	кДж/кг	905.92
КПД камеры сгорания		0.98
Температура топлива	°С	15
Теплоемкость топлива	кДж/(кг·°С)	2.32
Энтальпия топлива	кДж/кг	34.77
Энтальпия воздуха при температуре на выходе из камеры сгорания	кДж/кг	799.10
Относительное количество воздуха, содержащееся в продуктах сгорания за камерой сгорания	кг/кг	67.63
Коэффициент избытка воздуха на выходе из камеры сгорания		5.12
Увеличение удельного расхода рабочего тела в камере сгорания		0.01
Масса продуктов сгорания на 1 кг сожженного топлива	кг/кг	85.06
Массовая доля вод. паров	кг/кг	0.02
Массовая доля трехатомных газов	кг/кг	0.03
Массовая доля азота	кг/кг	0.15
Массовая доля избыточного воздуха	кг/кг	0.8	1
		ГОТОВО!!!

Sheet 5: Свойства газов (750)

Изобарная теплоемкость		Вводить только синий текст							gВ	gN2	gRO2	gH2O	Продукты сгорания при a		5.12
m	28.97	28.02	28.15	32	44.01	18.02	28.01	2.02	0.8	0.15	0.03	0.02	1
t	750	750	750	750	750	750	750	750	750	750	750	750			120
T	1023.15	1023.15	1023.15	1023.15	1023.15	1023.15	1023.15	1023.15					0.29
8.31	возд	N2	N2'	O2	CO2	H2O	CO	H2	Изобарная теплоемкость
	33.190	32.850	32.715	34.979	54.643	41.600	33.327	30.292
	1.15	1.17	1.16	1.09	1.24	2.31	1.19	15.03	1.15	1.17	1.24	2.31	1.18

Энтальпия									Энтальпия
	31065.5	30886.3	30788.8	32169.6	44045.6	36870.2	31130.9	29837.4
	1072.33	1102.45	1093.74	1005.30	1000.81	2046.53	1111.42	14800.30
	799.10	819.17	812.36	757.55	808.72	1543.74	827.86	10956.20	799.1	819.17	808.72	1543.74	820.91
451.9000	347.2000								632.3	166.8			426	-394.91
Энтропия									Энтропия
	231.584	228.812	228.250	244.282	270.410	233.579	235.544	166.799
	7.99	8.17	8.11	7.63	6.14	12.97	8.41	82.74
0.62	1.39	1.42	1.41	1.31	1.36	2.65	1.44	19.21	1.39	1.42	1.36	2.65	1.42
									0.82	-0.57			0.88	0.54
p0	124.9835	89.5481	83.6952	575.6205	133.3335	158.8755	201.2451	516.1366	124.98	89.55	133.33	158.88	120.87
Cv	0.8587	0.8758	0.8668	0.8333	1.0527	1.8476	0.8930	10.9017	0.86	0.88	1.05	1.85	0.89
k	1.33	1.34	1.34	1.31	1.18	1.25	1.33	1.38	1.33	1.34	1.18	1.25	1.33

Внутренняя энергия	22558.8	22379.6	22282.1	23662.9	35538.9	28363.5	22624.2	21330.7	22558.83	22379.63	35538.93	28363.53	23097.49
	778.7	798.82	791.55	739.47	807.52	1574.35	807.72	10580.72	778.7	798.82	807.52	1574.35	802.41
Газовая постоянная	0.29	0.3	0.3	0.26	0.19	0.46	0.3	4.12	0.29	0.3	0.19	0.46	0.29

Sheet 6: Свойства газов (outlet)

Изобарная теплоемкость		Вводить только синий текст							gВ	gN2	gRO2	gH2O	Продукты сгорания при a		5.12
m	28.97	28.02	28.15	32	44.01	18.02	28.01	2.02	0.8	0.14	0.03	0.02	1
t	388.69	388.69	388.69	388.69	388.69	388.69	388.69	388.69	388.69	388.69	388.69	388.69			120
T	661.84	661.84	661.84	661.84	661.84	661.84	661.84	661.84					0.29
8.31	возд	N2	N2'	O2	CO2	H2O	CO	H2	Изобарная теплоемкость
	30.854	30.496	30.390	32.655	48.794	37.058	30.888	29.369
	1.07	1.09	1.08	1.02	1.11	2.06	1.1	14.57	1.07	1.09	1.11	2.06	1.09

Энтальпия									Энтальпия
	19479.0	19430.8	19376.9	19902.0	25244.5	22667.5	19507.5	19086.2
	672.39	693.56	688.34	621.94	573.61	1258.19	696.45	9467.36
	399.16	410.28	406.96	374.19	381.52	755.40	412.89	5623.26	399.16	410.28	381.52	755.4	408.7
49.8600	349.3000								632.3	-233.14			408.7	0
Энтропия									Энтропия
	217.649	215.039	214.529	229.528	247.834	216.528	221.569	153.851
	7.51	7.68	7.62	7.17	5.63	12.02	7.91	76.31
0.62	0.9	0.93	0.92	0.84	0.85	1.71	0.94	12.78	0.9	0.93	0.85	1.71	0.93
									0.53	-0.38			0.86	0.07
p0	23.3859	17.0852	16.0687	97.6016	8.8242	20.4359	37.4746	108.7483	23.39	17.09	8.82	20.44	21.97
Cv	0.7780	0.7918	0.7842	0.7607	0.9198	1.5955	0.8059	10.4438	0.78	0.79	0.92	1.6	0.8
k	1.37	1.38	1.38	1.34	1.21	1.29	1.37	1.4	1.37	1.38	1.21	1.29	1.36

Внутренняя энергия	13976.3	13928.1	13874.2	14399.3	19741.8	17164.8	14004.8	13583.5	13976.33	13928.13	19741.83	17164.83	14225.02
	482.44	497.15	492.87	449.98	448.58	952.75	499.99	6737.86	482.44	497.15	448.58	952.75	494.71
Газовая постоянная	0.29	0.3	0.3	0.26	0.19	0.46	0.3	4.12	0.29	0.3	0.19	0.46	0.29

Sheet 7: Свойства газов (x)

Изобарная теплоемкость		Вводить только синий текст							gВ	gN2	gRO2	gH2O	Продукты сгорания при a		5.12
m	28.97	28.02	28.15	32	44.01	18.02	28.01	2.02	0.8	0.15	0.03	0.02	1
t	187.7	187.7	187.7	187.7	187.7	187.7	187.7	187.7	187.7	187.7	187.7	187.7			120
T	460.85	460.85	460.85	460.85	460.85	460.85	460.85	460.85					0.29
8.31	возд	N2	N2'	O2	CO2	H2O	CO	H2	Изобарная теплоемкость
	29.615	29.427	29.330	30.686	43.381	34.826	29.597	29.228
	1.02	1.05	1.04	0.96	0.99	1.93	1.06	14.5	1.02	1.05	0.99	1.93	1.05

Энтальпия									Энтальпия
	13408.9	13418.6	13385.1	13532.2	15946.8	15450.6	13437.2	13199.9
	462.85	478.96	475.49	422.88	362.34	857.60	479.73	6547.57
	189.62	195.68	194.11	175.13	170.25	354.81	196.17	2703.47	189.62	195.68	170.25	354.81	194
-159.6800	349.3000								632.3	-442.68			420.37	226.37
Энтропия									Энтропия
	206.732	204.223	203.750	218.079	231.150	203.556	210.652	143.252
	7.14	7.29	7.24	6.82	5.25	11.3	7.52	71.06
0.62	0.53	0.55	0.54	0.49	0.47	0.99	0.55	7.53	0.53	0.55	0.47	0.99	0.54
									0.53	0			0.86	-0.32
p0	6.2907	4.6520	4.3948	24.6272	1.1863	4.2934	10.0806	30.3935	6.29	4.65	1.19	4.29	5.83
Cv	0.7353	0.7536	0.7466	0.6991	0.7968	1.4716	0.7598	10.3739	0.74	0.75	0.8	1.47	0.76
k	1.39	1.39	1.4	1.37	1.24	1.31	1.39	1.4	1.39	1.39	1.24	1.31	1.38

Внутренняя энергия	9577.3	9587.0	9553.5	9700.6	12115.2	11619.0	9605.6	9368.3	9577.3	9587	12115.2	11619	9711.8
	330.59	342.2	339.38	303.14	275.28	644.93	342.93	4646.97	330.59	342.2	275.28	644.93	338.34
Газовая постоянная	0.29	0.3	0.3	0.26	0.19	0.46	0.3	4.12	0.29	0.3	0.19	0.46	0.29

Sheet 8: Газовая турбина

КПД турбины (адиабатный)		0.88
Потери давления в турбине		0.03
Степень понижения давления в турбине		7.2
Степень понижения давления в турбине		6.98
Масса продуктов сгорания на 1 кг сожженного топлива	кг/кг	85.06
Массовая доля вод. паров	кг/кг	0.02
Массовая доля трехатомных газов	кг/кг	0.03
Массовая доля азота	кг/кг	0.15
Массовая доля избыточного воздуха	кг/кг	0.8
Газовая постоянная продуктов сгорания		0.29
Энтропия на входе в турбину	кДж/(кг·К)	1.42
Энтропия на выходе из турбины	кДж/(кг·К)	0.86
Температура на выходе из турбины (теоретическая)	°С	348.9
Энтальпия газов на входе в турбину	кДж/кг	820.91
Энтальпия газов на выходе из турбины	кДж/кг	365.75
Работа расширения газа в турбине	кДж/кг	400.54
Энтальпия на выходе из турбины (действ)	кДж/кг	420.37
Температура на выходе из турбины (действ)	°С	398.98
Средняя температура стенки лопаток	°С	600
Число охлаждаемых венцов		1
	a	1
	b	0
Средняя температура рабочего тела, при которой отводится теплота охлаждения	°С	750	Tq
a*		0.02
Теплоемкость продуктов сгорания при Tq и a	кДж/кг	1.18
Количество теплоты, отводимой от охлаждаемых элементов проточной части	кДж/кг	3.55	qохл
Коэффициент потери работы при закрытом охлаждении		0.34
Удельная работа расширения газа	кДж/кг	399.3
Энтальпия в конце расширения	кДж/кг	418.1
Средняя температура газа, при которой охладитель вводится в проточную часть	°С	600	Tg
Показатель политропы процесса расширения	m'sт	0.22
Степень понижения давления охладителя	pохл	3.4
Коэффициент использования хладоресурса охладителя	kисп	0.42
Расход воздуха на охлаждение дисков и элементов статора	Dgохл	0.02
Температура воздуха для охлаждения		262.68
Энтальпия		266.79
Расход воздуха на охлаждение	gохл	0.04
Температура (средняя)		431.34
Средняя изобарная теплоемкость охладителя		1.08
Средняя энтальпия охладителя при выводе в проточную часть	iохл3	349.3
Средняя температура охладителя	tохл3	341.63
Политропический КПД расширения газов	hпол	0.85
Энтропия на выходе из турбины (действ)		0.94
Энтропия охладителя при tохл3		0.83
Энтропия охладителя в конце процесса расширения		0.53
Температура охладителя в конце процесса расширения	tохл4	187.7
Энтальпия охладителя в конце процесса расширения	iохл4	189.62
Работа расширения охладителя	Нохл	6.87
Суммарная удельная работа расширения газа и охладителя	Hт	406.17
Расход охладителя, отнесенный к расходу воздуха через компрессор	g'охл	0.04
Коэффициент избытка воздуха смеси газа и охладителя	aсм	5.34
Энтальпия смеси газа и охладителя за турбиной	i4	408.7
Температура на выходе из турбины	t4	388.69
Избыточное количество воздуха на выходе из турбины	gв	71.29
Масса продуктов сгорания на 1 кг сожженного топлива		88.72
Доля RO2		0.031
Доля N2		0.14
Доля вод. паров		0.02
Доля воздуха		0.8
Выходные характеристики ГТУ
Удельная полезная работа ГТУ	He	139.27
Мех. КПД		0.98
КПД генератора		0.95
Коэффициент полезной работы	j	0.35
Мощность	МВт	2.5
Расход воздуха при мощности 2,5 МВт	кг/с	17.95
Расход топлива	кг/с	0.21
Расход выхлопных газов	кг/с	18.16
Расход теплоты на турбину		551.07
Электрический КПД ГТУ		24.0%
Удельный расход условного топлива на выработанную электроэнергию	гут/(кВт·ч)	511.81		ГОТОВО!!!

Sheet 9: Свойства газов (x) (2)

Изобарная теплоемкость		Вводить только синий текст							gВ	gN2	gRO2	gH2O	Продукты сгорания при a		5.12
m	28.97	28.02	28.15	32	44.01	18.02	28.01	2.02	0.8	0.14	0.03	0.02	1
t	116.6	116.6	116.6	116.6	116.6	116.6	116.6	116.6	116.6	116.6	116.6	116.6			120
T	389.75	389.75	389.75	389.75	389.75	389.75	389.75	389.75					0.29
8.31	возд	N2	N2'	O2	CO2	H2O	CO	H2	Изобарная теплоемкость
	29.311	29.221	29.126	30.005	40.907	34.182	29.305	29.148
	1.01	1.04	1.03	0.94	0.93	1.9	1.05	14.46	1.01	1.04	0.93	1.9	1.03

Энтальпия									Энтальпия
	11314.7	11334.3	11307.6	11375.1	12948.3	12998.1	11343.9	11124.2
	390.57	404.57	401.69	355.47	294.21	721.48	404.99	5517.96
	117.34	121.29	120.31	107.72	102.12	218.69	121.43	1673.86	117.34	121.29	102.12	218.69	119.85
-231.9600	349.3000								632.3	-514.96			420.37	300.52
Энтропия									Энтропия
	201.797	199.312	198.854	212.997	224.089	197.777	205.719	138.360
	6.97	7.11	7.06	6.66	5.09	10.98	7.34	68.63
0.62	0.36	0.37	0.37	0.33	0.31	0.67	0.37	5.1	0.36	0.37	0.31	0.67	0.37
									0.53	0.17			0.86	-0.49
p0	3.4747	2.5770	2.4389	13.3646	0.5074	2.1425	5.5694	16.8751	3.47	2.58	0.51	2.14	3.22
Cv	0.7248	0.7462	0.7393	0.6778	0.7406	1.4358	0.7494	10.3342	0.72	0.75	0.74	1.44	0.75
k	1.4	1.4	1.4	1.38	1.26	1.32	1.4	1.4	1.4	1.4	1.26	1.32	1.39

Внутренняя энергия	8074.2	8093.8	8067.1	8134.6	9707.8	9757.6	8103.4	7883.7	8074.24	8093.84	9707.84	9757.64	8168.05
	278.71	288.9	286.58	254.21	220.58	541.61	289.31	3910.59	278.71	288.9	220.58	541.61	284.63
Газовая постоянная	0.29	0.3	0.3	0.26	0.19	0.46	0.3	4.12	0.29	0.3	0.19	0.46	0.29

Sheet 10: Техн данные к расчету ГПСВ

Температура на входе	388.69	°С			-219.95
Энтальпия на входе	408.7	кДж/кг
Температура на выходе	117	°С	задано
Энтальпия на выходе	119.85	кДж/кг
Расход газов	18.16	кг/с
Тепловой поток, вносимый уходящими газами	5245.52	кДж/с
ГПСВ (газовый подогреватель сетевой воды)
Расход воды	8.33	кг/с	30	т/ч
Температура воды на входе	60	°С
Энтальпия воды на входе	253.23	кДж/кг
Температура воды на выходе	120	°С
Энтальпия воды на выходе	505.05	кДж/кг
Расход теплоты в ГПСВ	2097.66	кДж/с	0	Гкал/с	1.5	Гкал/ч
Теплота для испарения и перегрева
Расход пара	1.39		5	1.39
Температура перегретого пара	250	°С
Давление пара	14	ата
Энтальпия перегретого пара	2927.93	кДж/кг
Температура конденсата	120	°С
Энтальпия конденсата	505.05	кДж/кг
Расход теплоты в экономайзере, испарителе и перегревателе	3367.8	кДж/с	0	Гкал/с	2.9	Гкал/ч

Sheet 11: Расчет ГПСВ конструктивный

Диаметр трубы нар	0.03	м
Диаметр ребра	0.05	м
Диаметр трубы внут	0.02	м
Толщина ребра	0	м
Шаг ребра	0.01	м
Нрб/Н	0.9
Нгл/Н	0.1
Коэффициент-т теплоотдачи конвекцией при поперечном омывании шахматных пучков труб с круглыми ребрами	55.38	64.41
Сz	1.02
js - параметр, учитывающий геометрическое расположение труб в пучке	1.23
поперечный шаг труб	0.06	м
отн поперечн шаг труб	2.14
продольный шаг труб	0.05	м
отн продольн шаг труб	1.61
средний относительный диагональн шаг труб	1.93
l	0.03	коэффициент теплопров-ти при средней температуре
w	8.81	скорость газов
u	0	коэффициент кинем вязкости при средней температуре
hрб	0.01
F	1.6
a	2	м
b	2	м
Объем газов	14.09	м3/с
Ср температура газов	252.65
Мu	0.97
Ml	0.93
uг	0
lг	0.04
Приведенный коэф-т теплоотдачи	45.38	52.77	Вт/(м2*К)
Е	0.96
m	1
e	0	для газа
lм	36
b	36.16	bhрб	0.36	D/d	1.71
yрб	0.85
tб	272.09
tм	60
P	0.18
R	4.53
y	1
Dtб	268.69
Dtм	56.6
Dt	71.26
H	1394.83
Нгл	138.79
Нрб	1256.04		Кол-во труб
Общ длина труб	2629.56	1577.74	В ширину	В длину		Длина ГПСВ
Количество труб	1315		34	39	1326	1.76	м
Газовая часть
Температура на входе	388.69	°С			0.11
Энтальпия на входе	408.7	кДж/кг
Температура на выходе	116.6	°С	задано
Энтальпия на выходе	119.85	кДж/кг
Расход газов	18.16	кг/с
Тепловой поток, вносимый уходящими газами	5245.52	кДж/с
ГПСВ (газовый подогреватель сетевой воды)
Расход воды	20.83	кг/с	75	т/ч
Температура воды на входе	60	°С
Энтальпия воды на входе	253.23	кДж/кг
Температура воды на выходе	120	°С
Энтальпия воды на выходе	505.05	кДж/кг
Расход теплоты в ГПСВ	5245.41	кДж/с	0	Гкал/с	4.51	Гкал/ч
		кВт

КПИ	76.30%

	288.84



Теплота для испарения и перегрева
Расход пара	0		0	0
Температура перегретого пара	250	°С
Давление пара	14	ата
Энтальпия перегретого пара	2927.93	кДж/кг
Температура конденсата	120	°С
Энтальпия конденсата	505.05	кДж/кг
Расход теплоты в экономайзере, испарителе и перегревателе	0	кДж/с	0	Гкал/с	0	Гкал/ч

Sheet 12: финанализ

АИ-20			1		2	3	4	5	6	7	8	9	10
Nед, МВт	2.50	aк	60		25	15	0	0	0	0	0	0	0
Число часов использ уст мощ-ти	6,000	av	60		100	100	100	100	100	100	100	100	100
Норма амортизации	0.10	I этап. Расчет ФЭИП при реализации за счет собственных средств
Расход на соб нужды %	5.50	№ пп	Показатель	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	Итого
ФОТ годовой usd/год	2,400	1	Выручка,%	0.00	60.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	960.00
Ставка дисконтирования	20%		тыс. $	0.00	864.90	1441.50	1441.50	1441.50	1441.50	1441.50	1441.50	1441.50	1441.50	1441.50	13838.41
Прочие отчисления	0.25	2	Издержки,%	0.00	60.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	960.00
Отчисления соцстрах	35%		тыс. $	0.00	537.42	895.70	895.70	895.70	895.70	895.70	895.70	895.70	895.70	895.70	8598.73
поток наличности	536,640	3	Прибыль, %	0.00	60.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	960.00
чистая прибыль	436,640		тыс. $	0.00	327.48	545.80	545.80	545.80	545.80	545.80	545.80	545.80	545.80	545.80	5239.68
капвложения	1,000,000	4	Чистая прибыль, %	0.00	60.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	960.00
прибыль	545,800		тыс. $	0.00	261.98	436.64	436.64	436.64	436.64	436.64	436.64	436.64	436.64	436.64	4191.74
налог	109,160	5	ПН, тыс $	0.00	321.98	536.64	536.64	536.64	536.64	536.64	536.64	536.64	536.64	536.64	5151.74
выручка	1,441,501	6	Капитал,%	0.00	60.00	25.00	15.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	100.00
Расход топлив ГТУ, тут/год	23,031		тыс. $	0.00	600.00	250.00	150.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	1000.00
Цена нат. топлива	40.00	7	ЧПН, тыс. $	0.00	-278.02	286.64	386.64	536.64	536.64	536.64	536.64	536.64	536.64	536.64	4151.74
Qрн, ккал/м3 (ккал/кг)	8,687	8	ДЧПН при Е=0,2, тыс. $	0.00	-231.68	199.06	223.75	258.80	215.66	179.72	149.77	124.81	104.00	86.67	1310.55
Qур	7,000	9	Кумулят. ЧПН, тыс. $	0.00	-231.68	-32.62	191.13	449.92	665.59	845.31	995.07	1119.88	1223.88	1310.55
Цена усл. топлива	32.23	10	ДЧПН при Е=IRR, тыс. $	0.00	-184.57	126.33	113.13	104.24	69.20	45.94	30.50	20.25	13.44	8.92	347.39
Издержки на топливо	742,351			0.00	-184.57	-58.24	54.89	159.13	228.34	274.28	304.78	325.03	338.47	347.39
Издержки на амортизацию	100,000													IRR=	0.5063
Издержки на з/п	16,800													PBP=	4.25
Издержки соцстрах	5,880													CP=	21.93	точка безубыточности
Прочие издержки	30,670													Ипер	742,351
Суммарные издержки	895,701													Ипост	153,350
Тариф	$0.030		За электроэнергию											R	29	%
Отпущенная электроэнергия	42,525		$1,275,750.00
Налог на прибыль	20%		1,441,501.37
Количество работников	7		545,800.04
Тепло в час	4.51	Гкал
Тепло в год	47,357.53
Количество часов использования тепловой мощности	3,500
Выручка от тепла	165,751.37
Цена 1 Гкал	3.50	долл
Количество установок	3
Расход топлива на тепло	7,517.07
Расход топлива на э/э	15,514.38
КПД замещаемой котельной	0.90
aэ	0.67

					Расчет себестоимости единицы продукции на ТЭЦ
					№пп	Стадии пр-ва	Ит	Иост
					1	Тепло	0.326	0.326
						тыс. $	242.291	50.05
					2	Электроэнергия	0.674	0.674
						тыс. $	500.061	103.30
					3	Себест-ть э/э, цент/кВт·ч	1.419
					4	Себест-ть т/э, $/Гкал	6.173

Sheet 13: Кредит

График использования кредитных ресурсов
										Конец
t	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Основной долг	300000	425000	500000	802250	687643	573036	458429	343821	229214	114607
Выплаты основного долга	0	0	0	114607	114607	114607	114607	114607	114607	114607
Остаток основного долга	300000	425000	500000	802250	687643	458429	343821	229214	114607	0
rб	72000	102000	120000	192540	165034	137529	110023	82517	55011	27506
rко	6000	2250	0	0	0	0	0	0	0	0
SВ%	78000	104250	120000	192540	165034	137529	110023	82517	55011	27506
Итого	0	0	0	307147	279641	252136	224630	197124	169619	142113

Срок	10	лет

rб	24	%
%кредита	50	%
К	1000000
Ксоб	500000
Ккр	500000
Тл	3
rко, %	3
Распределение кредитных средств по годам
Ккр	300000	125000	75000
Вкр	114607.14			500000

Sheet 14: финанализ с кредитом

АИ-20			1		2	3	4	5	6	7	8	9	10
Nед, МВт	2.50	aк	60		25	15	0	0	0	0	0	0	0
Число часов использ уст мощ-ти	6,000	av	60		100	100	100	100	100	100	100	100	100
Норма аморт	0.10	I этап. Расчет ФЭИП при реализации за счет собственных средств
Расход на соб нужды %	5.50	№ пп	Показатель	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	Итого
ФОТ годовой usd/год	2,400	1	Выручка,%	0.00	60.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	960.00
Ставка дисконтирования	20%		тыс. $	0.00	431.15	718.58	718.58	718.58	718.58	718.58	718.58	718.58	718.58	718.58	6898.33
Прочие отчисления	0.25	2	Издержки,%	0.00	60.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	960.00
Отчисления соцстрах	35%		тыс. $	0.00	259.04	431.73	431.73	431.73	431.73	431.73	431.73	431.73	431.73	431.73	4144.62
		3	Выплаты, тыс. $		0.00	0.00	0.00	307.15	279.64	252.14	224.63	197.12	169.62	142.11	1572.41
поток наличности	329,476	4	Прибыль, %	0.00	60.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	960.00
чистая прибыль	229,476		тыс. $	0.00	172.11	286.84	286.84	-20.30	7.20	34.71	62.21	89.72	117.23	144.73	1181.30
капвложения	1,000,000	5	Чистая прибыль, %	0.00	60.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	960.00
прибыль	286,845		тыс. $	0.00	137.69	229.48	229.48	-16.24	5.76	27.77	49.77	71.78	93.78	115.79	945.04
налог	57,369	6	ПН, тыс $	0.00	197.69	329.48	329.48	83.76	105.76	127.77	149.77	171.78	193.78	215.79	1905.04
выручка	718,576	7	Капитал,%	0.00	60.00	25.00	15.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	100.00
Расход топлив ГТУ, тут/год	23,031		тыс. $	0.00	300.00	125.00	75.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	500.00
Цена нат. топлива	15.00	8	ЧПН, тыс. $	0.00	-102.31	204.48	254.48	83.76	105.76	127.77	149.77	171.78	193.78	215.79	1405.04
Qрн	8,687	9	ДЧПН при Е=0,2, тыс. $	0.00	-85.26	142.00	147.27	40.39	42.50	42.79	41.80	39.95	37.56	34.85	483.84
Qур	7,000	10	Кумулят. ЧПН, тыс. $	0.00	-85.26	56.73	204.00	244.39	286.90	329.69	371.48	411.43	448.99	483.84
Цена усл. топлива	12.09	11	ДЧПН при Е=IRR, тыс. $	0.00	-34.25	22.92	9.55	1.05	0.44	0.18	0.07	0.03	0.01	0.00	0.00
Издержки на топливо	278,382			0.00	-34.25	-11.34	-1.79	-0.73	-0.29	-0.11	-0.04	-0.01	0.00	0.00
Издержки на амортизацию	100,000													IRR=	1.9870
Издержки на з/п	16,800													PBP=	4.25
Издержки соцстрах	5,880													CP=	34.84
Прочие издержки	30,670													Ипер	278,382
Суммарные издержки	431,732													Ипост	153,350
Тариф	$0.013		За электроэнергию
Отпущенная электроэнергия	42,525		$552,825.00
Налог на прибыль	20%		718,576.37
	12.61	сум	286,844.62
Тепло в час	4.51
Тепло в год	47,357.53
Количество часов использования тепловой мощности	3,500
Выручка от тепла	165,751.37
Цена 1 Гкал	3.50	долл
Количество установок	3

Sheet 15: финанализ с АБХМ

АИ-20			1		2	3	4	5	6	7	8	9	10
Nед, МВт	2.50	aк	60		25	15	0	0	0	0	0	0	0
Число часов использ уст мощ-ти	6,000	av	60		100	100	100	100	100	100	100	100	100
Норма аморт	0.10	I этап. Расчет ФЭИП при реализации за счет собственных средств
Расход на соб нужды %	7.50	№ пп	Показатель	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	Итого
ФОТ годовой usd/год	2,400	1	Выручка,%	0.00	60.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	960.00
Ставка дисконтирования	20%		тыс. $	0.00	474.40	790.66	790.66	790.66	790.66	790.66	790.66	790.66	790.66	790.66	7590.38
Прочие отчисления	0.25	2	Издержки,%	0.00	60.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	960.00
Отчисления соцстрах	35%		тыс. $	0.00	270.29	450.48	450.48	450.48	450.48	450.48	450.48	450.48	450.48	450.48	4324.62
		3	Выплаты, тыс. $		0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
поток наличности	387,146	4	Прибыль, %	0.00	60.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	960.00
чистая прибыль	272,146		тыс. $	0.00	204.11	340.18	340.18	340.18	340.18	340.18	340.18	340.18	340.18	340.18	3265.76
капвложения	1,150,000	5	Чистая прибыль, %	0.00	60.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	960.00
прибыль	340,183		тыс. $	0.00	163.29	272.15	272.15	272.15	272.15	272.15	272.15	272.15	272.15	272.15	2612.61
налог	68,037	6	ПН, тыс $	0.00	232.29	387.15	387.15	387.15	387.15	387.15	387.15	387.15	387.15	387.15	3716.61
выручка	790,665	7	Капитал,%	0.00	60.00	25.00	15.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	100.00
Расход топлив ГТУ, тут/год	23,031		тыс. $	0.00	690.00	287.50	172.50	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	1150.00
Цена нат. топлива	15.00	8	ЧПН, тыс. $	0.00	-457.71	99.65	214.65	387.15	387.15	387.15	387.15	387.15	387.15	387.15	2566.61
Qрн	8,687	9	ДЧПН при Е=0,2, тыс. $	0.00	-381.43	69.20	124.22	186.70	155.59	129.65	108.05	90.04	75.03	62.53	619.57
Qур	7,000	10	Кумулят. ЧПН, тыс. $	0.00	-381.43	-312.23	-188.01	-1.31	154.28	283.93	391.98	482.01	557.05	619.57
Цена усл. топлива	12.09	11	ДЧПН при Е=IRR, тыс. $	0.00	-300.06	42.82	60.47	71.51	46.88	30.73	20.15	13.21	8.66	5.68	0.04
Издержки на топливо	278,382			0.00	-300.06	-257.24	-196.76	-125.26	-78.38	-47.65	-27.50	-14.30	-5.64	0.04	0.60
Издержки на амортизацию	115,000													IRR=	0.5254
Издержки на з/п	16,800													PBP=	4
Издержки соцстрах	5,880													CP=	33.59
Прочие издержки	34,420													Ипер	278,382
Суммарные издержки	450,482													Ипост	172,100
Тариф	$0.013		За электроэнергию
Отпущенная электроэнергия	41,625		$541,125.00
Налог на прибыль	20%		706,876.37
	12.61	сум	256,394.62
Тепло в час	4.51
Тепло в год	47,357.53
Количество часов использования тепловой мощности	3,500
Выручка от тепла	165,751.37
Цена 1 Гкал	3.50	долл
Количество установок	3




Количество часов использования холодильной мощности	2,500
Цена 1 Гкал холода	7.565	$
Холодопроизводительность	4430319	ккал/ч
Отпущенное количество холода, Гкал	11,076
Холдильный коэффициент замещаемой электропотребляющей холодильной установки	2.00
Расход электроэнергии на 1 ккал/ч холода в замещаемой установке, квт·ч/(ккал/ч)	0.00058
Выручка от отпущенного холода	83,788

Sheet 16: Кредит с АБХМ

График использования кредитных ресурсов
										Конец
t	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Основной долг	345000	488750	575000	922588	790789	658991	527193	395395	263596	131798
Выплаты основного долга	0	0	0	131798	131798	131798	131798	131798	131798	131798
Остаток основного долга	345000	488750	575000	922588	790789	527193	395395	263596	131798	0
rб	82800	117300	138000	221421	189789	158158	126526	94895	63263	31632
rко	6900	2588	0	0	0	0	0	0	0	0
SВ%	89700	119888	138000	221421	189789	158158	126526	94895	63263	31632
Итого	0	0	0	353219	321588	289956	258325	226693	195061	163430

Срок	10	лет

rб	24	%
%кредита	50	%
К	1150000
Ксоб	575000
Ккр	575000
Тл	3
rко, %	3
Распределение кредитных средств по годам
Ккр	345000	143750	86250
Вкр	131798.21			575000

Sheet 17: финанализ с АБХМ с кредитом

АИ-20			1		2	3	4	5	6	7	8	9	10
Nед, МВт	2.50	aк	60		25	15	0	0	0	0	0	0	0
Число часов использ уст мощ-ти	6,000	av	60		100	100	100	100	100	100	100	100	100
Норма аморт	0.10	I этап. Расчет ФЭИП при реализации за счет собственных средств
Расход на соб нужды %	7.50	№ пп	Показатель	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	Итого
ФОТ годовой usd/год	2,400	1	Выручка,%	0.00	60.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	960.00
Ставка дисконтирования	20%		тыс. $	0.00	474.40	790.66	790.66	790.66	790.66	790.66	790.66	790.66	790.66	790.66	7590.38
Прочие отчисления	0.25	2	Издержки,%	0.00	60.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	960.00
Отчисления соцстрах	35%		тыс. $	0.00	270.29	450.48	450.48	450.48	450.48	450.48	450.48	450.48	450.48	450.48	4324.62
		3	Выплаты, тыс. $		0.00	0.00	0.00	353.22	321.59	289.96	258.32	226.69	195.06	163.43	1808.27
поток наличности	387,146	4	Прибыль, %	0.00	60.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	960.00
чистая прибыль	272,146		тыс. $	0.00	204.11	340.18	340.18	-13.04	18.60	50.23	81.86	113.49	145.12	176.75	1457.49
капвложения	1,150,000	5	Чистая прибыль, %	0.00	60.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	960.00
прибыль	340,183		тыс. $	0.00	163.29	272.15	272.15	-10.43	14.88	40.18	65.49	90.79	116.10	141.40	1165.99
налог	68,037	6	ПН, тыс $	0.00	232.29	387.15	387.15	104.57	129.88	155.18	180.49	205.79	231.10	256.40	2269.99
выручка	790,665	7	Капитал,%	0.00	60.00	25.00	15.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	100.00
Расход топлив ГТУ, тут/год	23,031		тыс. $	0.00	345.00	143.75	86.25	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	575.00
Цена нат. топлива	15.00	8	ЧПН, тыс. $	0.00	-112.71	243.40	300.90	104.57	129.88	155.18	180.49	205.79	231.10	256.40	1694.99
Qрн	8,687	9	ДЧПН при Е=0,2, тыс. $	0.00	-93.93	169.03	174.13	50.43	52.19	51.97	50.37	47.86	44.79	41.41	588.25
Qур	7,000	10	Кумулят. ЧПН, тыс. $	0.00	-93.93	75.10	249.23	299.66	351.85	403.82	454.19	502.05	546.84	588.25
Цена усл. топлива	12.09	11	ДЧПН при Е=IRR, тыс. $	0.00	-35.70	24.42	9.56	1.05	0.41	0.16	0.06	0.02	0.01	0.00	-0.01
Издержки на топливо	278,382			0.00	-35.70	-11.28	-1.72	-0.67	-0.25	-0.09	-0.04	-0.02	-0.01	-0.01	0.60
Издержки на амортизацию	115,000													IRR=	2.1570
Издержки на з/п	16,800													PBP=	1.25
Издержки соцстрах	5,880													CP=	33.59
Прочие издержки	34,420													Ипер	278,382
Суммарные издержки	450,482													Ипост	172,100
Тариф	$0.013		За электроэнергию
Отпущенная электроэнергия	41,625		$541,125.00
Налог на прибыль	20%		706,876.37
	12.61	сум	256,394.62
Тепло в час	4.51
Тепло в год	47,357.53
Количество часов использования тепловой мощности	3,500
Выручка от тепла	165,751.37
Цена 1 Гкал	3.50	долл
Количество установок	3




Количество часов использования холодильной мощности	2,500
Цена 1 Гкал холода	7.565	$
Холодопроизводительность	4430319	ккал/ч
Отпущенное количество холода, Гкал	11,076
Холдильный коэффициент замещаемой электропотребляющей холодильной установки	2.00
Расход электроэнергии на 1 ккал/ч холода в замещаемой установке, квт·ч/(ккал/ч)	0.00058
Выручка от отпущенного холода	83,788

Overview

Компрессор
Камера сгорания
Газовая турбина
Свойства газов (x) (2)
HRSG - technical data
HRSG - calculation
финанализ
Кредит
финанализ с кредитом
финанализ с АБХМ
Кредит с АБХМ
финанализ с АБХМ с кредитом

Sheet 1: Компрессор

Темп. возд. (ср. годовая)	°С	15
Давление атм.	кПа	95.3	715	мм. рт. ст.
Степень повышения давления		7.2
Давление на выходе из компрессора	кПа	686.16
Энтропия на входе		0.05
Энтропия на выходе		0.6201
Темп. возд. на выходе (идеальн)		231
КПД компрессора		0.87
Энтальпия на входе в компрессор	кДж/кг	15.04
Энтальпия на выходе из компрессора (идеальн)	кДж/кг	234.06
Работа сжатия воздуха в компрессора	кДж/кг	251.75
Действительная энтальпия воздуха на выходе из компрессора	кДж/кг	266.79
Действительная температура на выходе из компрессора	°С	262.68

		ГОТОВО!!!

Sheet 2: Камера сгорания

Расчет камеры сгорания
Газ			Теплоемкость компонентов
СН4	%	90.6	1.7	1.54
С2Н6	%	3.45	2.64	0.09
С3Н8	%	0.9	3.74	0.03
С4Н10	%	0.38	4.98	0.02
С5Н12	%	0.3	6.18	0.02
Н2S	%	0.08	1.55	0
CO2	%	2.69	0.96	0.03	Суммарная теплоемкость, кДж/кг
O2	%	1.6	0.95	0.02	1.75	2.32
Qрн	кДж/нм3	36400	кДж/кг	48340	8687.35
Плотность	кг/нм3	0.75		10151.4
Теоретический объем воздуха	м3/м3	9.58
Плотность воздуха	кг/нм3	1.29
Теоретическая масса воздуха	кг/кг	16.43
Теор. объем азота	м3/м3	7.56
Объем трехатомных газов	м3/м3	1.06
Объем водяных паров	м3/м3	1.99
Объем дымовых газов	м3/м3	10.61
Объемная доля трехатомных газов		0.1
Объемная доля водяных паров		0.19
Объемная доля азота		0.71	1
Плотность азота	кг/м3	1.250
Плотность трехатомных газов	кг/м3	1.96
Количество трехатомных газов	кг/кг	2.76
Количество водяных паров	кг/кг	2.12
Количество азота	кг/кг	12.55
Количество газов	кг/кг	17.43
Массовая доля вод. паров		0.12
Массовая доля трехатомных газов		0.16
Массовая доля азота		0.72
Температура на выходе из камеры сгорания	°С	750
Энтальпия вод. паров	кДж/кг	1543.74
Энтальпия RO2	кДж/кг	808.72
Энтальпия азота	кДж/кг	819.17
Энтальпия продуктов сгорания при a=1 (750°C)	кДж/кг	905.92
КПД камеры сгорания		0.98
Температура топлива	°С	15
Теплоемкость топлива	кДж/(кг·°С)	2.32
Энтальпия топлива	кДж/кг	34.77
Энтальпия воздуха при температуре на выходе из камеры сгорания	кДж/кг	799.10
Относительное количество воздуха, содержащееся в продуктах сгорания за камерой сгорания	кг/кг	67.63
Коэффициент избытка воздуха на выходе из камеры сгорания		5.12
Увеличение удельного расхода рабочего тела в камере сгорания		0.01
Масса продуктов сгорания на 1 кг сожженного топлива	кг/кг	85.06
Массовая доля вод. паров	кг/кг	0.02
Массовая доля трехатомных газов	кг/кг	0.03
Массовая доля азота	кг/кг	0.15
Массовая доля избыточного воздуха	кг/кг	0.8	1
		ГОТОВО!!!

Sheet 3: Газовая турбина

КПД турбины (адиабатный)		0.88
Потери давления в турбине		0.03
Степень понижения давления в турбине		7.2
Степень понижения давления в турбине		6.98
Масса продуктов сгорания на 1 кг сожженного топлива	кг/кг	85.06
Массовая доля вод. паров	кг/кг	0.02
Массовая доля трехатомных газов	кг/кг	0.03
Массовая доля азота	кг/кг	0.15
Массовая доля избыточного воздуха	кг/кг	0.8
Газовая постоянная продуктов сгорания		0.29
Энтропия на входе в турбину	кДж/(кг·К)	1.42
Энтропия на выходе из турбины	кДж/(кг·К)	0.86
Температура на выходе из турбины (теоретическая)	°С	348.9
Энтальпия газов на входе в турбину	кДж/кг	820.91
Энтальпия газов на выходе из турбины	кДж/кг	365.75
Работа расширения газа в турбине	кДж/кг	400.54
Энтальпия на выходе из турбины (действ)	кДж/кг	420.37
Температура на выходе из турбины (действ)	°С	398.98
Средняя температура стенки лопаток	°С	600
Число охлаждаемых венцов		1
	a	1
	b	0
Средняя температура рабочего тела, при которой отводится теплота охлаждения	°С	750	Tq
a*		0.02
Теплоемкость продуктов сгорания при Tq и a	кДж/кг	1.18
Количество теплоты, отводимой от охлаждаемых элементов проточной части	кДж/кг	3.55	qохл
Коэффициент потери работы при закрытом охлаждении		0.34
Удельная работа расширения газа	кДж/кг	399.3
Энтальпия в конце расширения	кДж/кг	418.1
Средняя температура газа, при которой охладитель вводится в проточную часть	°С	600	Tg
Показатель политропы процесса расширения	m'sт	0.22
Степень понижения давления охладителя	pохл	3.4
Коэффициент использования хладоресурса охладителя	kисп	0.42
Расход воздуха на охлаждение дисков и элементов статора	Dgохл	0.02
Температура воздуха для охлаждения		262.68
Энтальпия		266.79
Расход воздуха на охлаждение	gохл	0.04
Температура (средняя)		431.34
Средняя изобарная теплоемкость охладителя		1.08
Средняя энтальпия охладителя при выводе в проточную часть	iохл3	349.3
Средняя температура охладителя	tохл3	341.63
Политропический КПД расширения газов	hпол	0.85
Энтропия на выходе из турбины (действ)		0.94
Энтропия охладителя при tохл3		0.83
Энтропия охладителя в конце процесса расширения		0.53
Температура охладителя в конце процесса расширения	tохл4	187.7
Энтальпия охладителя в конце процесса расширения	iохл4	189.62
Работа расширения охладителя	Нохл	6.87
Суммарная удельная работа расширения газа и охладителя	Hт	406.17
Расход охладителя, отнесенный к расходу воздуха через компрессор	g'охл	0.04
Коэффициент избытка воздуха смеси газа и охладителя	aсм	5.34
Энтальпия смеси газа и охладителя за турбиной	i4	408.7
Температура на выходе из турбины	t4	388.69
Избыточное количество воздуха на выходе из турбины	gв	71.29
Масса продуктов сгорания на 1 кг сожженного топлива		88.72
Доля RO2		0.031
Доля N2		0.14
Доля вод. паров		0.02
Доля воздуха		0.8
Выходные характеристики ГТУ
Удельная полезная работа ГТУ	He	139.27
Мех. КПД		0.98
КПД генератора		0.95
Коэффициент полезной работы	j	0.35
Мощность	МВт	2.5
Расход воздуха при мощности 2,5 МВт	кг/с	17.95
Расход топлива	кг/с	0.21
Расход выхлопных газов	кг/с	18.16
Расход теплоты на турбину		551.07
Электрический КПД ГТУ		24.0%
Удельный расход условного топлива на выработанную электроэнергию	гут/(кВт·ч)	511.81		ГОТОВО!!!

Sheet 4: Свойства газов (x) (2)

Изобарная теплоемкость		Вводить только синий текст							gВ	gN2	gRO2	gH2O	Продукты сгорания при a		5.12
m	28.97	28.02	28.15	32	44.01	18.02	28.01	2.02	0.8	0.14	0.03	0.02	1
t	116.6	116.6	116.6	116.6	116.6	116.6	116.6	116.6	116.6	116.6	116.6	116.6			120
T	389.75	389.75	389.75	389.75	389.75	389.75	389.75	389.75					0.29
8.31	возд	N2	N2'	O2	CO2	H2O	CO	H2	Изобарная теплоемкость
	29.311	29.221	29.126	30.005	40.907	34.182	29.305	29.148
	1.01	1.04	1.03	0.94	0.93	1.9	1.05	14.46	1.01	1.04	0.93	1.9	1.03

Энтальпия									Энтальпия
	11314.7	11334.3	11307.6	11375.1	12948.3	12998.1	11343.9	11124.2
	390.57	404.57	401.69	355.47	294.21	721.48	404.99	5517.96
	117.34	121.29	120.31	107.72	102.12	218.69	121.43	1673.86	117.34	121.29	102.12	218.69	119.85
-231.9600	349.3000								632.3	-514.96			420.37	300.52
Энтропия									Энтропия
	201.797	199.312	198.854	212.997	224.089	197.777	205.719	138.360
	6.97	7.11	7.06	6.66	5.09	10.98	7.34	68.63
0.62	0.36	0.37	0.37	0.33	0.31	0.67	0.37	5.1	0.36	0.37	0.31	0.67	0.37
									0.53	0.17			0.86	-0.49
p0	3.4747	2.5770	2.4389	13.3646	0.5074	2.1425	5.5694	16.8751	3.47	2.58	0.51	2.14	3.22
Cv	0.7248	0.7462	0.7393	0.6778	0.7406	1.4358	0.7494	10.3342	0.72	0.75	0.74	1.44	0.75
k	1.4	1.4	1.4	1.38	1.26	1.32	1.4	1.4	1.4	1.4	1.26	1.32	1.39

Внутренняя энергия	8074.2	8093.8	8067.1	8134.6	9707.8	9757.6	8103.4	7883.7	8074.24	8093.84	9707.84	9757.64	8168.05
	278.71	288.9	286.58	254.21	220.58	541.61	289.31	3910.59	278.71	288.9	220.58	541.61	284.63
Газовая постоянная	0.29	0.3	0.3	0.26	0.19	0.46	0.3	4.12	0.29	0.3	0.19	0.46	0.29

Sheet 5: HRSG - technical data

Температура на входе	388.69	°С			-219.95
Энтальпия на входе	408.7	кДж/кг
Температура на выходе	117	°С	задано
Энтальпия на выходе	119.85	кДж/кг
Расход газов	18.16	кг/с
Тепловой поток, вносимый уходящими газами	5245.52	кДж/с
ГПСВ (газовый подогреватель сетевой воды)
Расход воды	8.33	кг/с	30	т/ч
Температура воды на входе	60	°С
Энтальпия воды на входе	253.23	кДж/кг
Температура воды на выходе	120	°С
Энтальпия воды на выходе	505.05	кДж/кг
Расход теплоты в ГПСВ	2097.66	кДж/с	0	Гкал/с	1.5	Гкал/ч
Теплота для испарения и перегрева
Расход пара	1.39		5	1.39
Температура перегретого пара	250	°С
Давление пара	14	ата
Энтальпия перегретого пара	2927.93	кДж/кг
Температура конденсата	120	°С
Энтальпия конденсата	505.05	кДж/кг
Расход теплоты в экономайзере, испарителе и перегревателе	3367.8	кДж/с	0	Гкал/с	2.9	Гкал/ч

Sheet 6: HRSG - calculation

Диаметр трубы нар	0.03	м
Диаметр ребра	0.05	м
Диаметр трубы внут	0.02	м
Толщина ребра	0	м
Шаг ребра	0.01	м
Нрб/Н	0.9
Нгл/Н	0.1
Коэффициент-т теплоотдачи конвекцией при поперечном омывании шахматных пучков труб с круглыми ребрами	55.38	64.41
Сz	1.02
js - параметр, учитывающий геометрическое расположение труб в пучке	1.23
поперечный шаг труб	0.06	м
отн поперечн шаг труб	2.14
продольный шаг труб	0.05	м
отн продольн шаг труб	1.61
средний относительный диагональн шаг труб	1.93
l	0.03	коэффициент теплопров-ти при средней температуре
w	8.81	скорость газов
u	0	коэффициент кинем вязкости при средней температуре
hрб	0.01
F	1.6
a	2	м
b	2	м
Объем газов	14.09	м3/с
Ср температура газов	252.65
Мu	0.97
Ml	0.93
uг	0
lг	0.04
Приведенный коэф-т теплоотдачи	45.38	52.77	Вт/(м2*К)
Е	0.96
m	1
e	0	для газа
lм	36
b	36.16	bhрб	0.36	D/d	1.71
yрб	0.85
tб	272.09
tм	60
P	0.18
R	4.53
y	1
Dtб	268.69
Dtм	56.6
Dt	71.26
H	1394.83
Нгл	138.79
Нрб	1256.04		Кол-во труб
Общ длина труб	2629.56	1577.74	В ширину	В длину		Длина ГПСВ
Количество труб	1315		34	39	1326	1.76	м
Газовая часть
Температура на входе	388.69	°С			0.11
Энтальпия на входе	408.7	кДж/кг
Температура на выходе	116.6	°С	задано
Энтальпия на выходе	119.85	кДж/кг
Расход газов	18.16	кг/с
Тепловой поток, вносимый уходящими газами	5245.52	кДж/с
ГПСВ (газовый подогреватель сетевой воды)
Расход воды	20.83	кг/с	75	т/ч
Температура воды на входе	60	°С
Энтальпия воды на входе	253.23	кДж/кг
Температура воды на выходе	120	°С
Энтальпия воды на выходе	505.05	кДж/кг
Расход теплоты в ГПСВ	5245.41	кДж/с	0	Гкал/с	4.51	Гкал/ч
		кВт

КПИ	76.30%

	288.84



Теплота для испарения и перегрева
Расход пара	0		0	0
Температура перегретого пара	250	°С
Давление пара	14	ата
Энтальпия перегретого пара	2927.93	кДж/кг
Температура конденсата	120	°С
Энтальпия конденсата	505.05	кДж/кг
Расход теплоты в экономайзере, испарителе и перегревателе	0	кДж/с	0	Гкал/с	0	Гкал/ч

Sheet 7: финанализ

АИ-20			1		2	3	4	5	6	7	8	9	10
Nед, МВт	2.50	aк	60		25	15	0	0	0	0	0	0	0
Число часов использ уст мощ-ти	6,000	av	60		100	100	100	100	100	100	100	100	100
Норма аморт	0.10	I этап. Расчет ФЭИП при реализации за счет собственных средств
Расход на соб нужды %	5.50	№ пп	Показатель	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	Итого
ФОТ годовой usd/год	2,400	1	Выручка,%	0.00	60.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	960.00
Ставка дисконтирования	20%		тыс. $	0.00	431.15	718.58	718.58	718.58	718.58	718.58	718.58	718.58	718.58	718.58	6898.33
Прочие отчисления	0.25	2	Издержки,%	0.00	60.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	960.00
Отчисления соцстрах	37.2%		тыс. $	0.00	259.32	432.19	432.19	432.19	432.19	432.19	432.19	432.19	432.19	432.19	4149.06
поток наличности	329,106	3	Прибыль, %	0.00	60.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	960.00
чистая прибыль	229,106		тыс. $	0.00	171.83	286.38	286.38	286.38	286.38	286.38	286.38	286.38	286.38	286.38	2749.27
капвложения	1,000,000	4	Чистая прибыль, %	0.00	60.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	960.00
прибыль	286,383		тыс. $	0.00	137.46	229.11	229.11	229.11	229.11	229.11	229.11	229.11	229.11	229.11	2199.42
налог	57,277	5	ПН, тыс $	0.00	197.46	329.11	329.11	329.11	329.11	329.11	329.11	329.11	329.11	329.11	3159.42
выручка	718,576	6	Капитал,%	0.00	60.00	25.00	15.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	100.00
Расход топлив ГТУ, тут/год	23,031		тыс. $	0.00	600.00	250.00	150.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	1000.00
Цена нат. топлива	15.00	7	ЧПН, тыс. $	0.00	-402.54	79.11	179.11	329.11	329.11	329.11	329.11	329.11	329.11	329.11	2159.42
Qрн	8,687	8	ДЧПН при Е=0,2, тыс. $	0.00	-335.45	54.93	103.65	158.71	132.26	110.22	91.85	76.54	63.78	53.15	509.65
Qур	7,000	9	Кумулят. ЧПН, тыс. $	0.00	-335.45	-280.51	-176.86	-18.15	114.11	224.33	316.17	392.71	456.50	509.65
Цена усл. топлива	12.09	10	ДЧПН при Е=IRR, тыс. $	0.00	-267.39	34.91	52.50	64.08	42.57	28.28	18.78	12.48	8.29	5.51	-0.01
Издержки на топливо	278,382			0.00	-267.39	-232.49	-179.99	-115.91	-73.34	-45.06	-26.28	-13.80	-5.52	-0.01
Издержки на амортизацию	100,000													IRR=	0.5054
Издержки на з/п	16,800													PBP=	4.25
Издержки соцстрах	6,250													CP=	34.94	точка безубыточности
Прочие издержки	30,762													Ипер	278,382
Суммарные издержки	432,194													Ипост	153,812
Тариф	$0.013		За электроэнергию											R	20	%
Отпущенная электроэнергия	42,525		$552,825.00
Налог на прибыль	20%		718,576.37
	12.61	сум	286,382.62
Тепло в час	4.51	Гкал
Тепло в год	47,357.53
Количество часов использования тепловой мощности	3,500
Выручка от тепла	165,751.37
Цена 1 Гкал	3.50	долл
Количество установок	3
Расход топлива на тепло	7,517.07
Расход топлива на э/э	15,514.38
КПД замещаемой котельной	0.90
aэ	0.67

					Расчет себестоимости единицы продукции на ТЭЦ
					№пп	Стадии пр-ва	Ит	Иост
					1	Тепло	0.326	0.326
						тыс. $	90.859	50.20
					2	Электроэнергия	0.674	0.674
						тыс. $	187.523	103.61
					3	Себест-ть э/э, цент/кВт·ч	0.685
					4	Себест-ть т/э, $/Гкал	2.979

Sheet 8: Кредит

График использования кредитных ресурсов
										Конец
t	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Основной долг	300000	425000	500000	802250	687643	573036	458429	343821	229214	114607
Выплаты основного долга	0	0	0	114607	114607	114607	114607	114607	114607	114607
Остаток основного долга	300000	425000	500000	802250	687643	458429	343821	229214	114607	0
rб	72000	102000	120000	192540	165034	137529	110023	82517	55011	27506
rко	6000	2250	0	0	0	0	0	0	0	0
SВ%	78000	104250	120000	192540	165034	137529	110023	82517	55011	27506
Итого	0	0	0	307147	279641	252136	224630	197124	169619	142113

Срок	10	лет

rб	24	%
%кредита	50	%
К	1000000
Ксоб	500000
Ккр	500000
Тл	3
rко, %	3
Распределение кредитных средств по годам
Ккр	300000	125000	75000
Вкр	114607.14			500000

Sheet 9: финанализ с кредитом

АИ-20			1		2	3	4	5	6	7	8	9	10
Nед, МВт	2.50	aк	60		25	15	0	0	0	0	0	0	0
Число часов использ уст мощ-ти	6,000	av	60		100	100	100	100	100	100	100	100	100
Норма аморт	0.10	I этап. Расчет ФЭИП при реализации за счет собственных средств
Расход на соб нужды %	5.50	№ пп	Показатель	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	Итого
ФОТ годовой usd/год	2,400	1	Выручка,%	0.00	60.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	960.00
Ставка дисконтирования	20%		тыс. $	0.00	431.15	718.58	718.58	718.58	718.58	718.58	718.58	718.58	718.58	718.58	6898.33
Прочие отчисления	0.25	2	Издержки,%	0.00	60.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	960.00
Отчисления соцстрах	37.2%		тыс. $	0.00	259.32	432.19	432.19	432.19	432.19	432.19	432.19	432.19	432.19	432.19	4149.06
		3	Выплаты, тыс. $		0.00	0.00	0.00	307.15	279.64	252.14	224.63	197.12	169.62	142.11	1572.41
поток наличности	329,106	4	Прибыль, %	0.00	60.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	960.00
чистая прибыль	229,106		тыс. $	0.00	171.83	286.38	286.38	-20.76	6.74	34.25	61.75	89.26	116.76	144.27	1176.86
капвложения	1,000,000	5	Чистая прибыль, %	0.00	60.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	960.00
прибыль	286,383		тыс. $	0.00	137.46	229.11	229.11	-20.76	5.39	27.40	49.40	71.41	93.41	115.42	937.34
налог	57,277	6	ПН, тыс $	0.00	197.46	329.11	329.11	79.24	105.39	127.40	149.40	171.41	193.41	215.42	1897.34
выручка	718,576	7	Капитал,%	0.00	60.00	25.00	15.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	100.00
Расход топлив ГТУ, тут/год	23,031		тыс. $	0.00	300.00	125.00	75.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	500.00
Цена нат. топлива	15.00	8	ЧПН, тыс. $	0.00	-102.54	204.11	254.11	79.24	105.39	127.40	149.40	171.41	193.41	215.42	1397.34
Qрн	8,687	9	ДЧПН при Е=0,2, тыс. $	0.00	-85.45	141.74	147.05	38.21	42.36	42.67	41.70	39.86	37.48	34.79	480.41
Qур	7,000	10	Кумулят. ЧПН, тыс. $	0.00	-85.45	56.29	203.35	241.56	283.91	326.58	368.27	408.14	445.62	480.41
Цена усл. топлива	12.09	11	ДЧПН при Е=IRR, тыс. $	0.00	-34.47	23.06	9.65	1.01	0.45	0.18	0.07	0.03	0.01	0.00	0.01
Издержки на топливо	278,382			0.00	-34.47	-11.40	-1.75	-0.74	-0.29	-0.11	-0.03	-0.01	0.00	0.01
Издержки на амортизацию	100,000													IRR=	1.9750
Издержки на з/п	16,800													PBP=	4.25
Издержки соцстрах	6,250													CP=	34.94
Прочие издержки	30,762													Ипер	278,382
Суммарные издержки	432,194													Ипост	153,812
Тариф	$0.013		За электроэнергию
Отпущенная электроэнергия	42,525		$552,825.00
Налог на прибыль	20%		718,576.37
	12.61	сум	286,382.62
Тепло в час	4.51
Тепло в год	47,357.53
Количество часов использования тепловой мощности	3,500
Выручка от тепла	165,751.37
Цена 1 Гкал	3.50	долл
Количество установок	3

Sheet 10: финанализ с АБХМ

АИ-20			1		2	3	4	5	6	7	8	9	10
Nед, МВт	2.50	aк	60		25	15	0	0	0	0	0	0	0
Число часов использ уст мощ-ти	6,000	av	60		100	100	100	100	100	100	100	100	100
Норма аморт	0.10	I этап. Расчет ФЭИП при реализации за счет собственных средств
Расход на соб нужды %	7.50	№ пп	Показатель	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	Итого
ФОТ годовой usd/год	2,400	1	Выручка,%	0.00	60.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	960.00
Ставка дисконтирования	20%		тыс. $	0.00	474.40	790.66	790.66	790.66	790.66	790.66	790.66	790.66	790.66	790.66	7590.38
Прочие отчисления	0.25	2	Издержки,%	0.00	60.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	960.00
Отчисления соцстрах	37.2%		тыс. $	0.00	270.57	450.94	450.94	450.94	450.94	450.94	450.94	450.94	450.94	450.94	4329.06
		3	Выплаты, тыс. $		0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
поток наличности	386,777	4	Прибыль, %	0.00	60.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	960.00
чистая прибыль	271,777		тыс. $	0.00	203.83	339.72	339.72	339.72	339.72	339.72	339.72	339.72	339.72	339.72	3261.32
капвложения	1,150,000	5	Чистая прибыль, %	0.00	60.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	960.00
прибыль	339,721		тыс. $	0.00	163.07	271.78	271.78	271.78	271.78	271.78	271.78	271.78	271.78	271.78	2609.06
налог	67,944	6	ПН, тыс $	0.00	232.07	386.78	386.78	386.78	386.78	386.78	386.78	386.78	386.78	386.78	3713.06
выручка	790,665	7	Капитал,%	0.00	60.00	25.00	15.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	100.00
Расход топлив ГТУ, тут/год	23,031		тыс. $	0.00	690.00	287.50	172.50	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	1150.00
Цена нат. топлива	15.00	8	ЧПН, тыс. $	0.00	-457.93	99.28	214.28	386.78	386.78	386.78	386.78	386.78	386.78	386.78	2563.06
Qрн	8,687	9	ДЧПН при Е=0,2, тыс. $	0.00	-381.61	68.94	124.00	186.52	155.44	129.53	107.94	89.95	74.96	62.47	618.15
Qур	7,000	10	Кумулят. ЧПН, тыс. $	0.00	-381.61	-312.67	-188.67	-2.14	153.29	282.83	390.77	480.72	555.68	618.15
Цена усл. топлива	12.09	11	ДЧПН при Е=IRR, тыс. $	0.00	-300.36	42.71	60.47	71.59	46.95	30.80	20.20	13.25	8.69	5.70	0.00
Издержки на топливо	278,382			0.00	-300.36	-257.65	-197.19	-125.60	-78.64	-47.85	-27.65	-14.40	-5.71	0.00	0.60
Издержки на амортизацию	115,000													IRR=	0.5246
Издержки на з/п	16,800													PBP=	4
Издержки соцстрах	6,250													CP=	33.68
Прочие издержки	34,512													Ипер	278,382
Суммарные издержки	450,944													Ипост	172,562
Тариф	$0.013		За электроэнергию
Отпущенная электроэнергия	41,625		$541,125.00
Налог на прибыль	20%		706,876.37
	12.61	сум	255,932.62
Тепло в час	4.51
Тепло в год	47,357.53
Количество часов использования тепловой мощности	3,500
Выручка от тепла	165,751.37
Цена 1 Гкал	3.50	долл
Количество установок	3




Количество часов использования холодильной мощности	2,500
Цена 1 Гкал холода	7.565	$
Холодопроизводительность	4430319	ккал/ч
Отпущенное количество холода, Гкал	11,076
Холдильный коэффициент замещаемой электропотребляющей холодильной установки	2.00
Расход электроэнергии на 1 ккал/ч холода в замещаемой установке, квт·ч/(ккал/ч)	0.00058
Выручка от отпущенного холода	83,788

Sheet 11: Кредит с АБХМ

График использования кредитных ресурсов
										Конец
t	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Основной долг	345000	488750	575000	922588	790789	658991	527193	395395	263596	131798
Выплаты основного долга	0	0	0	131798	131798	131798	131798	131798	131798	131798
Остаток основного долга	345000	488750	575000	922588	790789	527193	395395	263596	131798	0
rб	82800	117300	138000	221421	189789	158158	126526	94895	63263	31632
rко	6900	2588	0	0	0	0	0	0	0	0
SВ%	89700	119888	138000	221421	189789	158158	126526	94895	63263	31632
Итого	0	0	0	353219	321588	289956	258325	226693	195061	163430

Срок	10	лет

rб	24	%
%кредита	50	%
К	1150000
Ксоб	575000
Ккр	575000
Тл	3
rко, %	3
Распределение кредитных средств по годам
Ккр	345000	143750	86250
Вкр	131798.21			575000

Sheet 12: финанализ с АБХМ с кредитом

АИ-20			1		2	3	4	5	6	7	8	9	10
Nед, МВт	2.50	aк	60		25	15	0	0	0	0	0	0	0
Число часов использ уст мощ-ти	6,000	av	60		100	100	100	100	100	100	100	100	100
Норма аморт	0.10	I этап. Расчет ФЭИП при реализации за счет собственных средств
Расход на соб нужды %	7.50	№ пп	Показатель	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	Итого
ФОТ годовой usd/год	2,400	1	Выручка,%	0.00	60.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	960.00
Ставка дисконтирования	20%		тыс. $	0.00	474.40	790.66	790.66	790.66	790.66	790.66	790.66	790.66	790.66	790.66	7590.38
Прочие отчисления	0.25	2	Издержки,%	0.00	60.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	960.00
Отчисления соцстрах	37.2%		тыс. $	0.00	270.57	450.94	450.94	450.94	450.94	450.94	450.94	450.94	450.94	450.94	4329.06
		3	Выплаты, тыс. $		0.00	0.00	0.00	353.22	321.59	289.96	258.32	226.69	195.06	163.43	1808.27
поток наличности	386,777	4	Прибыль, %	0.00	60.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	960.00
чистая прибыль	271,777		тыс. $	0.00	203.83	339.72	339.72	-13.50	18.13	49.76	81.40	113.03	144.66	176.29	1453.05
капвложения	1,150,000	5	Чистая прибыль, %	0.00	60.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	960.00
прибыль	339,721		тыс. $	0.00	163.07	271.78	271.78	-13.50	14.51	39.81	65.12	90.42	115.73	141.03	1159.74
налог	67,944	6	ПН, тыс $	0.00	232.07	386.78	386.78	101.50	129.51	154.81	180.12	205.42	230.73	256.03	2263.74
выручка	790,665	7	Капитал,%	0.00	60.00	25.00	15.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	100.00
Расход топлив ГТУ, тут/год	23,031		тыс. $	0.00	345.00	143.75	86.25	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	575.00
Цена нат. топлива	15.00	8	ЧПН, тыс. $	0.00	-112.93	243.03	300.53	101.50	129.51	154.81	180.12	205.42	230.73	256.03	1688.74
Qрн	8,687	9	ДЧПН при Е=0,2, тыс. $	0.00	-94.11	168.77	173.92	48.95	52.05	51.85	50.27	47.77	44.72	41.35	585.52
Qур	7,000	10	Кумулят. ЧПН, тыс. $	0.00	-94.11	74.66	248.57	297.52	349.57	401.41	451.68	499.46	544.17	585.52
Цена усл. топлива	12.09	11	ДЧПН при Е=IRR, тыс. $	0.00	-35.89	24.54	9.64	1.03	0.42	0.16	0.06	0.02	0.01	0.00	0.00
Издержки на топливо	278,382			0.00	-35.89	-11.35	-1.70	-0.67	-0.25	-0.09	-0.03	-0.01	0.00	0.00	0.60
Издержки на амортизацию	115,000													IRR=	2.1470
Издержки на з/п	16,800													PBP=	1.25
Издержки соцстрах	6,250													CP=	33.68
Прочие издержки	34,512													Ипер	278,382
Суммарные издержки	450,944													Ипост	172,562
Тариф	$0.013		За электроэнергию
Отпущенная электроэнергия	41,625		$541,125.00
Налог на прибыль	20%		706,876.37
	12.61	сум	255,932.62
Тепло в час	4.51
Тепло в год	47,357.53
Количество часов использования тепловой мощности	3,500
Выручка от тепла	165,751.37
Цена 1 Гкал	3.50	долл
Количество установок	3




Количество часов использования холодильной мощности	2,500
Цена 1 Гкал холода	7.565	$
Холодопроизводительность	4430319	ккал/ч
Отпущенное количество холода, Гкал	11,076
Холдильный коэффициент замещаемой электропотребляющей холодильной установки	2.00
Расход электроэнергии на 1 ккал/ч холода в замещаемой установке, квт·ч/(ккал/ч)	0.00058
Выручка от отпущенного холода	83,788

ВЫВОДЫ

В связис моральными физическимизносом оборудованиядействующихТЭС Узбекистана,снижениемнадежностии качестваэнергоснабженияпотребителей,одним из перспективныхнаправленийразвитиятеплоэнергетикиУзбекистанаможет являтьсядецентрализацияисточниковэнергоснабжения,т.е. установкагенерирующихустановок внепосредственнойблизости отпотребителяили даже на еготерритории,если это касаетсяпромышленныхпредприятий.Децентрализацияэнергоснабженияоказываетсяособенно эффективной,если ее проводитьна базе комбинированнойвыработки теплаи электроэнергии.

Эффективнымметодом децентрализованногоэнергоснабженияявляется применениеавиационныхдвигателей,конвертируемыхдля нужд энергетики.Эффект отиспользованияАГТД возрастает,если использоватьдвигатели,отработавшиесвой летныйресурс, чтопозволяетзначительноснизить капиталовложенияпо сравнениюс установками,создаваемымина базе новыхАГТД.

Производствоподобных установокмалой и среднеймощности можетосуществлятьсяуже в ближайшеевремя либо засчет средстввладельцев,либо на кредитнойили лизинговойоснове.

Установкасобственныхэлектро- итеплогенерирующихмощностей даетдополнительноеповышениенадежностиэлектро- итеплоснабженияпотребителей.

Экономическиерасчеты показывают,что срок окупаемостикапиталовложенийв установкикомбинированногопроизводстваэлектроэнергиии теплоты сАГТД составляетот 1,5 лет прииспользованиикредита до 4,5лет при реализациипроектов засобственныесредства. Приэтом срокстроительстваможет составлятьот несколькихнедель, примонтаже небольшихустановокэлектрическоймощностью до5 МВт, до 1,5 лет привводе установкиэлектрическоймощностью 25МВт и тепловой39 МВт. Сокращенныесроки монтажаобъясняютсямодульнойпоставкойэлектростанцийна базе АГТДс полной заводскойготовностью.

Такимобразом, основныепреимуществаконвертированныхАГТД при внедрениив энергетикусводятся кследующим:

низкие удельныекапиталовложенияв подобныеустановки;
малый срококупаемости;
сокращенныесроки строительства;
возможностьполной автоматизациистанции.

Следующимэтапом развитияэнергетическихустановок набазе АГТД являютсятеплоэлектрохладоцентрали,позволяющиеснабжать потребителявсеми видамиэнергоресурсов(теплота, электроэнергияи холод). Проведенныерасчеты показали,что при очевидномусложнениисхемы станции,увеличениикапиталовложенийи потребленияэлектроэнергиина собственныенужды, экономическийэффект от примененияТЭХЦ значителен.При этом можетнезначительноувеличитьсясрок окупаемости,но в целом ТЭХЦспособствуетразвитию тогорегиона, илинаселенногопункта в которомона расположена,и особенноразвитиюинфраструктурыи повышениюпроизводительноститруда на предприятияхсельскогохозяйства, чтоособенно важнодля условийУзбекистана.

Из вышесказанногоможно сделатьследующиевыводы:

эффективнымнаправлениемразвитиятеплоэнергетикиУзбекистанаявляетсядецентрализацияэнергоснабженияс применениемконвертированныхАГТД;
наиболееэффективнойоказываетсякомбинированнаявыработкатеплоты иэлектроэнергиина базе АГТД;
дальнейшимэтапом развитияпримененияАГТД в энергетикеявляется созданиена их базе ТЭХЦ,решающих проблемуснабженияпотребителейвсеми видамиэнергоресурсов.

ВВЕДЕНИЕ

В Узбекистанеотрасль энергетикиразвиваетсяпреимущественнопо пути увеличенияединичноймощности ипараметровэнергоблоковконденсационныхэлектростанций(КЭС) (Ангренская,Ташкентская,Навоийская,Тахиаташская,Сырдарьинская,Ново-Ангренскаяи ТалимарджанскаяТЭС). Ряд крупныхпромышленныхрегионов снабжаетсяэлектрическойи тепловойэнергией оттеплоэлектроцентралей(Ферганскаяи МубарекскаяТЭЦ, НавоийскаяТЭС). Однакосамые крупныепотребители(коммунально-бытовые)снабжаютсятепловой энергиейпреимущественноот районныхкотельных, абольшинствоиндивидуальныхпотребителейдаже в настоящеевремя довольствуютсяпечным отоплением.Тем не менее,уровень энергопотребленияв республикена душу населенияв 3...10 раз ниже,чем в развитыхстранах.

Об иррациональностисложившейсяструктурыэнергоснабжениясвидетельствуютследующиефакты:

выработкаэлектроэнергиина КЭС сопровождаетсятехнологическимипотеряминизкопотенциальнойтеплоты (t≈ 30 °С) в окружающуюсреду, составляющимиболее 65 % энергиисжигаемоготоплива;
нанагрев водыдо 70...120 °С в котлоагрегатахдля отопленияи горячеговодоснабжениярасходуетсядефицитныйприродный газ,сжигаемый стемпературойгорения ≈ 2000 °С.

Крометого, электроэнергия,вырабатываемаяна КЭС с коэффициентомпервичнойэнергии (КПЭ)30...35 %, летом в значительныхколичествахрасходуетсяна бытовые ипромышленныекондиционеры,что существенноснижает конечныйКПЭ топливоиспользования.Такая системаэнергоснабжениясложиласьвследствиеведомственнойразобщенноститопливно-энергетическогокомплекса,низких цен натопливо, отсутствиязаинтересованностипромышленныхпредприятийи ведомств вовнедрениикомбинированныхпроизводствэлектрическойи тепловойэнергии с высокимКПЭ (до 80...90 %).

Повышениеэффективностиэнергетическогопроизводствав республикевозможно путемреализацииследующихнаправлений:перевод определеннойчасти конденсационныхэнергоблоковв теплофикационныйрежим; использованиегазовых турбинв составе парогазовыхустановок, атакже в качественадстройкирайонных котельных;создание ивнедрениеавтономных(локальных)установоккомбинированногопроизводстваэлектрической,тепловой энергиии холода — ТЭХЦ(микро и макро);внедрениеэнергоустановок,использующихнетрадиционныеисточникиэнергии и др.

Переходна рыночныеотношения ирезкое увеличениецен на энергетическоетопливо позволяетсчитать комбинированноепроизводствотепловой иэлектрическойэнергии, а вдальнейшеми холода, вУзбекистанекак одно изперспективныхнаправлений.

В широкомплане необходимагосударственнаясистема мер,стимулирующихведомства ипредприятияпроводитьэнергосберегающуюполитику. Припроектированиии строительственовых предприятийследуетпредусматриватьодновременнои строительствопри них автономныхэнергоустановокдля комплексногосамообеспеченияэлектрической,тепловой энергиейи холодом. Излишкиэлектроэнергииможно было бынаправить вобъединеннуюэнергосистемупо выгоднымпредприятиюценам. Увеличениепотребленияэнергии можнодопускатьтолько присозданииэнергосберегающихпредприятий,т.е. без увеличенияпотреблениятоплива. Длятакого сужденияесть объективныепредпосылки.

Повышениеэффективностииспользованияэнергетическоготоплива в Узбекистанедолжно идтиза счет повсеместноговнедрениякомбинированногопроизводстватепловой,электрическойэнергии и холодапутем строительствамалых и среднихТЭЦ и ТЭХЦ.Целесообразномаксимальноеиспользованиегазовых турбинпромышленноготипа, а такжеконвертированныхгазотурбинныхавиационныхдвигателей,отработавшиегазы которыхс температурой400...550 °С можноутилизироватьдля получениятепловой энергиии холода. В целяхпредотвращениякоррозии металлаи накипеобразованияв теплопроводахи на поверхностяхнагрева оборудованияследует внедрятьбезотходныетехнологииводоподготовки,например, сиспользованиемвысокоэффективныхповерхностно-активныхвеществ.

Уровень тепловогопотребленияв республикеУзбекистансоизмеримс потерямиэнергии втермодинамическомцикле действующихКЭС, что свидетельствует о наличии объективных предпосылокк резкому увеличениюкомбинированногопроизводстватепловой и электрическойэнергии вэнергоустановкахразличнойединичноймощности отдесятковкиловатт досотен мегаватт.Однако организациякомбинированногопроизводствана крупных ТЭС,как правило,проблематичнав связи с ихудаленностьюот большихгородов ипромышленныхобъектов свысоким уровнемтеплопотребления.небольшиеэнергоустановкидля комбинированногопроизводстватепловой,электрическойэнергии, а вряде случаеви холода, могутсоздаватьсяв небольшихпоселках, напромышленныхпредприятиях,в агропромышленныхкомплексахи даже в отдельностоящих жилыхи общественныхзданиях. Поэтомуэнергоустановкисредней и малоймощности весьмаперспективныдля комбинированногопроизводстваэнергии.

Использованиеновой для Узбекистанатехнологиипроизводстваэлектрическойи тепловойэнергии на базеконвертированныхавиационныхдвигателейявляется особенноактуальнымдля небольшихнаселенныхпунктов сельскоготипа. Ведь, какотметил И.А.Каримов в своейработе "Прогрессдехканскогохозяйства —путь к изобилию","есть у насотдаленныекишлаки, которыене обеспеченыпитьевой водой,теплом, электричеством…Чтобы сделатьих благоустроенными,государстводолжно выделитьсредства изцентрализованныхфондов. Этаработа и сталабы нашей первойцелью".^¹Благодарясозданию подобногонезависимогоисточникаснабженияэлектроэнергиейи теплотойпоявятся возможностипо созданию,во-первых, новыхрабочих мест,во-вторых, будутосваиватьсяновые подходыв областигенерирующихисточниковэнергии, в-третьих,качественноповыситсяуровень жизнинаселения,из-за появлениясобственногоисточникаснабженияэлектричествоми теплом, в-четвертых,будут созданыусловия дляувеличенияпроизводительноститруда в сельскомхозяйстве.Кроме того,Президент И.А.Каримов в своейработе "Прогрессдехканскогохозяйства —путь к изобилию"отметил, что"в сельскомхозяйствекроются безграничныевозможностидля увеличенияпроизводствапродукции,повышения егоэффективности"^².

Таким образом,из вышесказанногоможно сделатьвывод, что дляУзбекистана,с его большимколичествомудаленных отцентров производстваэнергоресурсовнаселенныхпунктов, особеннов сельскойместности, гдепроживает около60 % населения[Л. 3], эффективнымоказываетсялокальноепроизводствовсех видовэнергетическихресурсов(электрическойи тепловойэнергии, а такжехолода), а осуществлятьсяоно может набазе конвертированныхавиационныхдвигателей,что позволяетснизить удельныекапиталовложенияв подобныеустановки итем самым значительноснизить срококупаемостиденежных средств(от 1 года до 3 —5 лет).

Глава1. Литературныйобзор

1.1. КОНВЕРТАЦИЯавиационныхгазотурбинныхДВИГАТЕЛЕЙДЛЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХЦЕЛЕЙ

Наиболеераспространенныетипы авиационныхгазотурбинныхдвигателей(АГТД) по рядуосновных показателейвполне удовлетворяюттребованиям,предъявляемымк приводнымдвигателямэлектростанций.В частности,АГТД сравнительнопросты, так каквыполняютсяпо открытомуциклу. Они ненуждаютсяв охлаждающейводе и не имеютвспомогательныхсистем с автономнымиприводами.АГТД отличаютсябыстрым запускомиз любого состояния,высокой степеньюавтоматизациии надежности.По сравнениюс энергетическимиГТД они обладаютеще меньшимиудельнымимассами и габаритами,компактны имогут работатьв любых климатическихусловиях.

Благодарякрупносерийномувыпуску АГТДимеют сравнительнонизкую удельнуюстоимость.

Однакопо ряду показателей,как, например,числу оборотоввыходного вала,экономичности,моторесурсу,тепловыделениям,они не в полноймере отвечаюттребованиям,предъявляемымк ГТД электрическихстанций.

В тоже время авиационныеГТД обладаютрядом специфическихкачеств, которыевовсе не обязательныдля ГТД энергетическогоназначения.Поэтому в случаеиспользованиятого или иногоавиационногодвигателя вэнергетическихцелях, необходимоего конвертировать,т. е. приспособитьдля новогоназначения.Естественно,что, конвертируяАГТД для энергетики,можно создатьустановкилишь с такимихарактеристиками,какие способенобеспечитьконкретновыбранный АГТД.Например, длясозданиягазотурбогенератора(ГТГ) можноиспользоватькак ТРД, так иТВД. В то же времяТВД может бытьодновальнымили двухвальным.Конструкцияи характеристикилюбого из выбранныхдвигателейопределяютсятипом самолетаили вертолета,для которогоон предназначен.Естественно,что все этоскажется нахарактеристикахГТГ.

В самомделе, используяодновальныйили двухзальныйГТД для приводаэлектрическогогенератораопределенноймощности, мыполучим ГТГ,существенноотличающиесяпо пусковымхарактеристикам,качествугенерируемоготока и рядудругих показателей.Следовательно,выбор типа ГТДдля того илииного ГТГ долженопределятьсятехнико-экономическимипоказателями,предъявляемымик последнему.

В некоторыхслучаях отиспользованиявыбранногодвигателяприходитсяотказыватьсяпо той причине,что данныйдвигательвыпускаетсямалой сериейили имеет высокуюстоимость. Этозаставляетиспользоватьболее доступныйи дешевый двигатель,что в свою очередьсказываетсяна технико-экономическихпоказателяхГТГ, созданногона его основе.

Корочеговоря, выборконкретногоАГТД длягазотурбогенераторанеобходимопроизводить,исходя изпредъявляемыхк данному ГТГтребованийи в первую очередь— мощности иназначениястанции.

Например,нужно выбратьдвигатели дляГТГ аварийнойэлектростанциии электростанциивременногообеспечения.Естественно,что в первомслучае большеевнимание уделяетсяпусковымхарактеристикамГТГ, а во втором— его транспортабельности.

Послевыбора необходимогоГТД следуетопределитьобъем работы,требуемой дляего конвертации,возможностиее выполненияи ориентировочныезатраты. Толькопроизведя такойвсестороннийанализ выбранногоГТД и получивоптимальныеданные, можноприступитьк разработкепроекта и егопрактическойреализации.

В случаеиспользованиядля ГТГ ТРДнеобходимосерьезноевнимание уделитьвыбору илисозданию силовойгазовой турбинынужной мощности.Впрочем, вовсех случаяхнеобходимоуделять большоевнимание выяснениювозможностейкомплектациисоздаваемогоГТГ и всейэлектростанциинеобходимымоборудованием.

Какуже было сказановыше, мощностьсовременныхАГТД колеблетсяв широких пределах:от несколькихдесятков донесколькихтысяч и дажедесятков тысячкиловатт. Поэтомупри выборе ГТДдля определенногогенераторанеобходимоособое вниманиеобратить намощность двигателя.В то время какмощность ГТГопределяетсявыбраннымэлектрическимгенератором(из серийноговыпуска промышленности),мощность АГТДопределенаего целевымназначением.В одних случаяхимеющийся враспоряженииконструктораГТГ приводнойдвигатель можетобладать избыточной,в других —недостаточноймощностью.Выбрать оптимальныйпо мощностии характеристикамГТД далеко невсегда возможно.

Возможныеварианты примененияАГТД для приводаэлектрическихгенераторовпоказаны ниже.На рис. 1 представленыдва вариантаиспользованияТВД для приводаэлектрическихгенераторов.

В первомварианте —выходной валдвигателясоединяетсянепосредственнос роторомэлектрическогогенератора.Это возможнов случае выбораТВД, равногопо мощностиэлектрическомугенераторуВторой вариантпредполагаетнеобходимостьиспользованиянесколькихТВД для приводаодного электрическогогенератора.В обоих случаях,за редкимисключением,возникаетнеобходимостьв дополнительномредукторе.

Рис.1. ВариантыиспользованияТВД для приводаэлектрическогогенератора: а) использование одного ТВД; б) использованиенесколькихТВД

1 — турбина;2 —камера сгорания;3 —компрессор;4 —редуктор;

5 — электрогенератор

Возможныеварианты компоновкиГТГ с несколькимиТРД показанына рис. 2.Варианты аиб осуществимыпри работеодного илинесколькихТРД на однусиловую турбину.Вариант ввыбираетсяв том случае,если имеетсянесколькосиловых турбинопределенноймощности.

Рис. 2. ВариантыиспользованияТРД для приводаэлектрическогогенератора:а) использованиеодного ТРД; б) использование нескольких ТРД и одной силовой турбины; в) использование несколькихТРД со своимисиловыми турбинами

1-компрессор; 2 - камера сгорания; 3-турбина компрессора; 4 –силоваятурбина; 5 —электрогенератор

Положительнымкачеством ГТГ,выполненногопо схемам рис.1, би рис.2, б ив,является возможностьподдержаниясравнительновысокой тепловойэкономичностиГТГ при частичныхнагрузках засчет работычасти ГТД сполной нагрузкой.

1.2. Электростанциина базе АГТДв странах СНГ

Идея использованияотечественныхГТД в энергетикевпервые былавысказанапрофессорамиА. Н. Ложкиными Р. М. Петриченко[Л. 11].

Первыйопытный образецгазотурбогенераторана основеотечественногоавиационногогазотурбинногодвигателя былспроектированпод руководствомС. Н. Уварова в1962-63 гг. Послевсестороннегоанализа отечественныхГТД были выполненытехническийи рабочий проектыгазотурбогенераторана основетурбовинтовогодвигателя (ТВД)АИ-20.

ГТГбыл спроектированна основе ГТДАИ-20 первой сериии синхронного,трехфазногоэлектрическогогенераторамарки ГС-1612-6, мощностью1600 кВАинапряжением400/380 В спристроеннымвозбудителемтипа ВС-24,5/18 (16,5 кВт,50 В).

ГТГпредназначенв качествеосновногоагрегатастационарнойэлектростанции,работающейна электрическуюсеть напряжением380 В и частотой50 Гцвдиапазоненагрузок от0 до 1600 кВА.Приразработкепроекта былипо возможностисохранены безизменениясистемы, штатныеприборы и аппаратыГТД. Почти вседополнительныеагрегаты имеханизмы быливыбраны изчисла серийновыпускаемыхотечественнойпромышленностью.

Заборвоздуха компрессоромдвигателяпроизводитсянепосредственноиз помещенияили по воздухопроводуиз атмосферы,а отработавшиегазы отводятсяза пределыпомещения припомощи специальногогазохода [Л.11].

Попроекту системаавтоматикии контрольно-измерительныхприборовобеспечивала:автоматическийзапуск и выходна оборотыхолостого хода;вывод на номинальныеобороты и поддержаниеих в заданныхпределах скорректировкойрасхода топливав зависимостиот температурынаружноговоздуха; автоматическоеограничениемаксимальнодопустимоймощности ипредельно-допустимогочисла оборотов; автоматическую остановку ГТГ в аварийных условиях.

Позже,на базе ТВДАИ-20 были созданыпередвижныеавтономныеэлектростанцииПАЭС-1250, ПАЭС-1600мощностью 1250и 1600 кВт соответственно.Оборудованиеэтих электростанцийрасполагалосьпервоначальнов двух прицепах,транспортируемыхавтоседельнымитягачами КрАЗ.В дальнейшемоборудованиебыло размещенов одном прицепе,а для болееполного использованиямощности ТВДАИ-20 была созданаПАЭС-2500 мощностью2500 кВт, транспортируемаятягачом КамАЗи расположеннаяв одном прицепе.Эта электростанциявыпускаетсяи в настоящеевремя на Украинена ОАО Моторостроительныйзавод "Сич".

Ее основныетехническиехарактеристики:

Номинальнаямощность	2500 кВт
Родтока	Переменный,трехфазный
Частотатока	50 Гц
Номинальноенапряжение	6300 В
Коэффициентмощности	0,8
Двигатель	газотурбинный,на базе ТВДАИ-20
Генератортипа СГС-14-100-6УЗ	синхронный,трехфазный,переменноготока
Топливодля двигателя:
Жидкое	керосинТС-1; Т-2 по ГОСТ-10227и их смеси;дизельноетопливо поГОСТ-4749
Газообразное(при соответствующейзаменена двигателеагрегатовтопливнойсистемы иавтоматики)	попутныйили природныйгаз давлением10-12 кг/см²
Часовойрасход жидкоготопливана номинальномрежиме	неболее 1100 кг/ч
Часовойрасход маслана номинальномрежиме	неболее 1,0 литр/час
Часовойрасход газообразноготопливана номинальномрежиме	неболее 1000 м³/ч
Габаритныеразмеры:
Длина	Неболее 11500 мм
Ширина	Неболее 2500 мм
Высота	Неболее 3700 мм
Весэлектростанции	Неболее 30000 кг

Установкина базе ТВДхарактеризуютсянизкими удельнымикапиталовложениями,на уровне 40 —250 долл./кВт установленноймощности, приэтом они характеризуютсякомпактностью,блочным исполнением,коротким срокоммонтажа.

Кнастоящемувремени в Россиии на Украиненакоплен большойопыт созданияэнергетическихустановок набазе конвертированныхтурбореактивныхдвигателей(ТРД). Работаютнесколькозаводов попроектированиюи производствутаких газотурбинныхустановок набазе конвертированныхТРД. Крупнейшиеиз них это —НПП "Машпроект"(Украина), ОАО“Авиадвигатель”(Россия), СНТКим. Кузнецова(Россия).

Однимиз удачныхпримеров примененияАГТД в энергетикеявляетсятеплофикационнаяГТУ 25/39, установленнаяи находящаясяв промышленнойэксплуатациина БезымянскойТЭЦ, расположеннойв Самарскойобласти в России,описание которойприведено ниже.

Газотурбиннаяустановкапредназначенадля выработкиэлектрическойи тепловойэнергии длянужд промышленныхпредприятийи бытовыхпотребителей.Тепловая схемаустановкиприведена нарис. 3.

Электрическаямощность установки- 25МВт, тепловая- 39 МВт. Суммарнаямощность установки- 64 МВт. Годоваяпроизводительностьэлектроэнергии– 161,574 ГВт∙ч/год,тепловой энергии- 244120 Гкал/год.

УстановкаотличаетсяприменениемуникальногоавиационногодвигателяНК-37, обеспечивающегоКПД в 36,4%. ТакойКПД обеспечиваетвысокую эффективностьустановки,недостижимуюна обычныхтепловыхэлектростанциях,а также ряддругих преимуществ.

Установкаработает наприродном газес давлением4,6 МПа с расходом1,45 кг/с.

Кромеэлектроэнергииустановкапроизводит40 т/ч пара давлением14 кгс/см²и нагревает100 тонн сетевойводы от 70 до 120°С,что позволяетобеспечитьсветом и тепломнебольшойгород.

При размещенииустановки натерриториитепловых станцийне требуетсядополнительныхспециальныхблоков химводоочистки,сброса водыи т.д.

Рис. 3. Тепловаясхема ГТУ 25/39

1 - газотурбинныйдвигатель, 2 –электрогенератор, 3- котел-утилизатор, 4– насос.

Подобныегазотурбинныеэнергетическиеустановкинезаменимыдля примененияв тех случаях,когда

- необходимокомплексноерешение проблемыобеспеченияэлектрическойи тепловойэнергией небольшогогорода, промышленногоили жилогорайона - модульностьустановокпозволяет легкоскомпоноватьлюбой вариантв зависимостиот нужд потребителя;

- осуществляетсяиндустриальноеосвоение новыхрайонов жизнилюдей, в томчисле, с экстремальнымиусловиямижизни, когдаособо важнакомпактностьи технологичностьустановки.Нормальнаяработоспособностьустановкиобеспечиваетсяв диапазонетемпературот -50 до +45°С придействии и всехдругих неблагоприятныхфакторов: влажностидо 100%, осадкахв виде дождя,снега и т.д.;

- важнаэкономичностьустановки:высокий КПДобеспечиваетвозможностьпроизводстваболее дешевойэлектрическойи тепловойэнергии и короткийсрок окупаемости(около 3,5 лет) прикапиталовложенияхв строительствоустановки 10млн. 650 тыс. долларовСША (по даннымпроизводителя).График окупаемостиприведен нарис. 4.

Рис. 4. ГрафикокупаемостиГТУ 25/39

Кроме того,установкаотличаетсяэкологическойчистотой, наличиеммногоступенчатогошумоподавления,полной автоматизациейпроцессовуправления.

ГТУ 25/39 представляетсобой стационарнуюустановкублочно-контейнерноготипа размером21 на 27 м. Для еефункционированияв вариантеавтономномот существующихстанций в комплектес установкойдолжны находитьсяустройствахимводоподготовки,открытоераспределительноеустройстводля понижениявыходногонапряжениядо 220 В или 380 В,градирня дляохлажденияводы и отдельностоящий дожимнойгазовый компрессор.При отсутствиинеобходимостив воде и пареконструкцияустановкисильно упрощаетсяи удешевляется.

Сама установкавключает в себяавиационныйдвигатель НК-37производстваСНТК им. Н.Д.Кузнецова,котел-утилизатортипа ТКУ-6 производстваАО "Красныйкотельщик"и турбогенератор.

Полное времямонтажа установки- 14 месяцев.

В Россиивыпускаетсябольшое количествоустановок набазе конвертированныхАГТД мощностьюот 1000 кВт до несколькихдесятков МВт,они пользуютсяспросом. Этоподтверждаетэкономическуюэффективностьих использованияи необходимостьдальнейшихразработокв этой областипромышленности.

Установки,выпускаемыена заводахРоссии и Украиныотличаются:

низкимиудельнымикапиталовложениями:
блочнымисполнением;
сокращеннымсроком монтажа;
малым срокомокупаемости;
возможностьюполной автоматизациии др.

1.3. ЗАРУБЕЖНЫЕЭЛЕКТРОСТАНЦИИС АВИАЦИОННЫМИГТД

Рядиностранныхфирм в течениепродолжительноговремени работаютнад созданиемэлектростанцийна основеконвертированныхАГТД. К настоящемувремени довольнозначительноеколичествостационарныхи передвижныхэлектростанцийразличноймощности находитсяв длительнойэксплуатации.

Однойиз первых быласпроектированаи построенастационарнаяэлектростанцияпромышленноготипа мощностью3 МВт.Английскаяфирма "Бристоль"использоваладля созданияэлектростанциивыпускаемыйею авиационныйдвигатель.Электростанцияпредназначенадля снятияпиковых нагрузокв зимнее время.Она способнатакже обеспечиватьместное электроснабжениев случае выходаиз строя линииэлектропередачи.

ОсновнымидостоинствамиГТГ с авиационнымиГТД являются:высокая степеньнадежностии автоматизации;малые веса игабариты; способностьбыстро приниматьнагрузку; легкостьзамены приводногодвигателя;точная балансировкаи отсутствиевибрации.

Электростанциябыла созданана основе ТВД"Протей". Воздухиз атмосферыпоступает вкомпрессори после сжатиянаправляетсяв камеру сгорания.Газы, отработавшиев турбине,выбрасываютсянаружу. Турбинадвигателядвухвальнаячетырехступенчатая:первые двеступени (т. в.д.) приводят вовращение компрессор,а последниедве (т. н. д.) образуютсиловую турбину.Вал силовойтурбины вращаетсясо скоростью194 об/сек.Специальныйредуктор понижаетскорость вращениядо рабочихоборотовэлектрогенератора(16,6 об/сек).

ГТДимеет мощность3125 кВти работаетна дизельномтопливе. Степеньповышениядавления вкомпрессоре— 2,3. Температурагазов передт. в. д. равна 850°С. Эффективныйк. п. д. двигателя— 23%. Габаритыдвигателя:длина — 2690 мм,диаметр— 990 мм.Массадвигателя —1530 кг.

Вспомогательноеоборудованиедвигателя тоже, что и в случаеиспользованияего на самолете.Его запускосуществляетсястартер-генератороммощностью 15кВт, получающимпитание отаккумуляторнойбатареи напряжением110 В.

Электрическийгенераторпеременноготока, трехфазный,с воздушнымохлаждением,мощностью 3200кВАприCos= 0,9. Напряжениегенерируемоготока 11 кВ, частота50 Гц.Воздухдля охлаждениягенераторапоступает впомещениеэлектростанциичерез специальнуюшахту. С вращающимсявозбудителемгенераторсвязан жестко.Возбудительрегулируетсякак вручную,так и автоматически.Масса электрогенератора11,75 т, а масса роторагенератора— 5 т.Смазкаподшипниковгенератораосуществляетсяот специальногоэлектронасоса.

Использованиедвигателя сдвумя независимымитурбинамиоказалосьвыгодным, таккак в этом случаемала потребнаядля запускадвигателямощность иоблегчаетсяавтоматическаясинхронизацияпри включенииагрегата впараллельнуюработу.

ГТГимеет длину7,4 м иразмещен вкирпичномздании (10,65Ч7,00Ч6,70м) сбетонным поломи сборнойфундаментнойплитой. РазмещениеГТГ в зданиипоказано нарис. 5.

В основномпомещениирасположенэлектрогенераторс распределительнымустройством,контрольнымщитом и кабинойуправления.ГТД установленв отдельномотсеке. Конецего вала проходитв отсек генераторачерез звукоизолирующуюперегородку,собранную изсъемных панелей,что обеспечиваетлегкий демонтаждвигателя вслучае необходимостиего замены.

Рис. 5. Размещениеоборудованияв здании

электростанциифирмы "Бристоль"

1 — воздухозаборник;2 —воздушныйфильтр; 3— глушительвыхлопа;

4 —ТВД; 5— электрогенератор;6 — возбудитель

Воздухв отсек двигателязабираетсясверху из воздушногокороба, расположенноговдоль всегоздания надаппаратуройраспределительногоустройства.Воздушный коробснабжен звукопоглощающимипакетами ифильтрами-пылепоглотителями.Отработавшиегазы поступаютиз двигателяв глушительчерез расширяющийсяпатрубок. Изглушителя газыудаляются черезвертикальнуютрубу наружу.

Помещениестанции, заисключениемкабины управления,не отапливается.Нормальнаятемператураподдерживаетсяза счет тепла,выделяемогообмоткамигенераторапри работе.

Специальноемасло не требуетподогрева ипозволяетзапускатьдвигатель притемпературенаружноговоздуха до —40°С.

Управлениестанциейосуществляетсяпо телефонус помощью специальнойсистемы. Пуск,контроль заработой и остановГТГ производитсяна расстоянии160 км.

Весьпроцесс запускаГТГ до принятиянагрузки занимаетоколо двухминут. ГТГ—автономен, впроцессе запускавсе потребителиполучают питаниеот аккумуляторнойбатареи.

Практикапоказала, чтоавтоматическийпуск происходитболее последовательнои надежно, чемручной.

Системаавтоматическогорегулированияспроектированатаким образом,что при работеГТГ на воздухес отрицательнойтемпературой(до —1,0° С) егомощность непревышаетноминальную.При работе ГТГна наружномвоздухе с плюсовойтемпературоймощностьсоответственноограничивается.

Эксплуатацияэлектростанциихарактеризуетсянадежной ибезотказнойработой ГТГ.Постройка иэксплуатациястанции показалитакже, что, несмотряна сравнительнонизкий к. п. д.ГТД, стоимостьотпущенного1 кВт∙чэлектроэнергиименьше, чем набазисныхэлектростанциях.Это объясняетсянебольшимипервоначальнымизатратамина сооружениеэлектростанциии ее полнойавтоматизацией.

В Англиипо заказуЦентральногоэлектрическогообщества былиизготовленынесколько ГТГмощностью по17,5 МВт.КаждыйГТГ состоитиз двух конвертированныхТРД "Эйвон",используемыхв качествегенераторовгаза, силовойтурбины промышленноготипа и электрическогогенератора.ГТГ включаютсяв работу автоматическипри помощи релепонижениячастоты илинажатием кнопки"пуск". Ониспособны приниматьполную нагрузкучерез две минуты.ТРД могут работатьна дизельномтопливе илиприродном газе.Проектный к.п. д. ГТГ 28%. КомпоновкаГТГ показанана рис. 6.

Интересноотметить, чтовесь процессразработкипроекта ГТГдо егосоздания вметалле занял18 месяцев.

КонвертированныйТРД "Эйвон"в составе ГТГиспользуетсясо значительноменьшей, чемв условияхэксплуатациина самолетах,мощностью, врезультатечего возрастаетего моторесурс.

Рис.6. КомпоновкаГТГ мощностью17,5 МВт

1 — выхлопная труба; 2— ТРД "Эйвон";3 — электрогенератор;4 —возбудитель

Силоваядвухступенчатаятурбина предназначенадля работы нагазе с низкойтемпературойи давлением.Она сконструированакак обычнаягазовая турбинапромышленноготипа.

ДанныйконвертированныйТРД выпускаетсядля использованиякак на пиковыхи аварийныхэлектростанциях,так и на электростанциях,работающих8000 ч вгод. В зависимостиот назначения,эти ТРД могутиметь агрегатнуюмощность от6000 до 40 000 кВти работатьна керосине,дизельномтопливе илиприродномгазе.

Нарядус рассмотреннымитипами электростанцийв настоящеевремя на основеконвертированныхАГТД эксплуатируютсяи создаютсяболее мощныеэлектростанции.Так например,только в энергосистемахАнглии и СШАэксплуатируютсяоколо полуторадесятковэлектростанцийс ГТГ мощностью60—140 МВт.

Основнымназначениемтаких электростанцийявляется выработкаэлектроэнергиидля снятияпиков электрическойнагрузки, авспомогательным— создание вэнергосистемахрезервноймощности.

Обычноодна такаяэлектростанцияпридаетсякрупномупаротурбинномублоку. Считают,что главнымдостоинствомпиковых электростанцийтакой мощностиявляется низкая,по сравнениюс паротурбиннымиэлектростанциями,стоимость ихстроительства.

Компоновочныерешениягазотурбогенераторовэтих электростанцийвыполнены повариантам би в(рис.2).Некоторойразновидностьюкомпоновочноговарианта вявляетсяГТГ электростанциимощностью 56—60МВтфирмы"Инглиш электрик"(Англия). Электрогенераторданного ГТГприводитсяво вращениедвумя силовымитурбинами,каждая из которыхсоединена содним из концовего ротора.Работу каждойсиловой турбиныобеспечиваютдва ТРД.

В настоящеевремя за рубежомнаходится вэксплуатациитысячи ГТУмощностью до35 МВт, созданныхна базе авиационныхтурбореактивныхили турбовентиляторныхдвигателей.Они состоятиз одного илидвух компрессоров,приводимыхво вращениесвязаннымис ними турбинами,которые вместес камерой сгорания,расположенноймежду компрессороми турбинойвысокого давления,являются генераторомгорячих газов.Газы расширяютсяв турбине полезноймощности (силовойтурбине). Показателинаиболее мощныхи совершенныхзарубежныхГТУ такого типаприведены втаблице 1 [Л. 5].

Наиболеешироко (до 1000однотипныхагрегатов)распространеныза рубежомустановки,созданные набазе ГТД Avon,Olympus,FT4,которые выпускаютсяуже в течение25-30 лет. ИспользованиеГТД позволилоперенести впромышленностьпередовойнаучно-техническийопыт, накопленныйв авиации,использоватьподготовленнуютехнологическуюбазу и преимуществакрупносерийногопроизводства,а также опытэксплуатацииавиационнойтехники [Л. 5].

Таблица 1 Параметрыи показателиэнергетическихГТУ с промышленнымивариантамиавиационныхГТД
Параметрыи показатели	Фирма-изготовительи тип ГТД
Параметрыи показатели	Olympus B	Olympus C	RB211-24	Avon1535	LM2500	LM5000	FT4C-3F
МощностьГТУ в базовомрежиме, МВт	17,5	28,1	23,5	14,7-16,0	19-22,0	32,5-35,4	30,6
КПД ГТУв базовом режиме,%	26,9	30,7	33,5	28,2-28,9	34,2-36,0	35,5-37,7	31,3
МощностьГТУ в пиковомрежиме, МВт	20,0	29,6	24,5	16,3-18,2	23,9	35-38	33,0
КПД ГТУв пиковом режиме,%	27,8	31,0	33,9	28,8-29,6	36,6	35,9-38,2	32,2
Степеньсжатия	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
Температурагазов 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
турбиныГТД	1+1	1+1	1+1	3	2	2+1	1+2
силовойтурбины	2	2-3	3	2	2-6	2-3	3
Число пламенныхтруб	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	7,3	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

СпецифическимикачествамиГТУ, созданныхна базе авиационныхдвигателей,являются оченьмалые массаи габариты,быстрота запуска(до 1,5 мин до полнойнагрузки вустановкахмощностью 20-25МВт) при небольшойпусковой мощностии полной автономности,возможностьбыстроговосстановленияпри неполадкахпутем простойзамены ГТД-генераторагаза или дажевсего агрегата.Недостаткитаких ГТУ —более жесткиетребованияк топливу иэксплуатационномуобслуживанию,сложная технологиякапитальныхремонтов, возможныхтолько в заводскихусловиях.Используемыев энергетическихГТУ двигателивыпускаютсяспециальнодля промышленногоприменения.Для обеспеченияэффективнойработы в наземныхусловиях частьих деталей либопереконструированапо сравнениюс авиационнымипрототипами,либо изготовленапо измененнойтехнологииили из другихматериалов.Параллельноосуществлялисьмероприятияпо повышениюмощности и КПДпутем совершенствованиятурбомашин,увеличениярасхода воздуха,степени сжатияи начальнойтемпературыгазов и улучшениюэксплуатационныхкачеств: увеличениюресурса деталей,длительностинепрерывнойработы, ремонтопригодности.

В промышленныхГТУ на базе ГТДтретьего поколения"Спей", RB211,TF39и CF6,выполненныхс более высокимистепенямисжатия и экономичнымисистемамиохлаждения,достигнутасущественноболее высокаяэкономичность(см. таблицу1). Наиболее мощнойиз этих ГТУявляется установкас генераторомгаза типа LM5000,созданнымфирмой GeneralElectric cиспользованиемдо 70% деталейтурбовентиляторногоГТД CF6.На его конструкцииостановимсяподробнее.

Вентиляторнаяступень ГТДснята и замененадвумя первымиступенямипятиступенчатогоКНД со степеньюсжатия 2,5. Далееидет одновальныйКВД (14 ступеней),который сжимаетвоздух до давления3 МПа.

Камерасгорания —кольцевая с30 устанавливаемымиизвне регистровымигорелками. Зонагорения спроектированас повышеннымиизбыткамивоздуха, длятого чтобыснизить дымление,сократить длинуфакела и уменьшитьколичествовоздуха, необходимогодля охлажденияпламеннойтрубы. Начальнаятемпературагазов составляет1150-1180 °С.

КВДприводитсяво вращениедвухступенчатойТВД, все лопаткикоторой охлаждаютсяотборным воздухомиз КВД. РоторКВД — ТВД выполнентрехопорным;как обычно, вГТД используютсяподшипникикачения.

БлокКВД — камерасгорания — ТВДиспользованв таком же видев ГТУ LM2500,несколько сотенкоторых ужевыпущено дляморского флотаи промышленности,некоторые изкоторых проработалисвыше 40 — 50 тыс.ч.

ОдноступенчатаяТНД, вращающаявал КНД черезсоединительныйвал, проходящийвнутри валаКВД — ТВД, специальноспроектированадля ГТУ LM5000.общая длинагенераторагаза (без силовойтурбины) 4,47 м,масса 3,9 т.

ЭнергетическиеГТУ с агрегатомLM5000спроектированыи выпускаютсянесколькимифирмами. Ониоснащаютсятрехступенчатойсиловой турбиной,ротор и статоркоторой выполняютсяохлаждаемыми.Продолжительностьнормальногопуска до включенияэлектрогенераторав сеть составляет7, ускоренного— 3 мин.

1Каримов И.А.Прогресс дехканскогохозяйства —путь к изобилию.– Т.: Узбекистан,1994, с. 6.

2Каримов И.А.Прогресс дехканскогохозяйства —путь к изобилию.– Т.: Узбекистан,1994, с. 7.

Глава 2. Тепловойрасчет газотурбинной

теплоэлектроцентралина базе АГТД

2.1. ОписаниегазотурбиннойТЭЦ на базеАГТД и ее принципиальнаятепловая схема

ГазотурбиннаятеплоэлектроцентральГТТЭЦ-7500Т/6,3 сустановленнойэлектрическоймощностью 7500кВт состоитиз трех газотурбогенераторов с турбовинтовымидвигателямиАИ-20 номинальнойэлектрическоймощностью 2500кВт каждый.Принципиальнаятепловая схемаГТТЭЦ-7500Т/6,3 показанана рис. 7.

Тепловаямощность ГТТЭЦ15,7 МВт (13,53 Гкал/ч).За каждымгазотурбогенераторомустановленгазовый подогревательсетевой воды(ГПСВ) с оребреннымитрубами дляподогрева водыотработавшимигазами на нуждыотопления,вентиляциии горячеговодоснабженияпоселка. Черезкаждый экономайзерпроходят отработавшиев авиационномдвигателе газыв количестве18,16 кг/с с температурой388,7 °С на входев экономайзер.В ГПСВ газыохлаждаютсядо температуры116,6 °С и подаютсяв дымовую трубу.Для режимовс пониженнымитепловыминагрузкамивведено байпасированиепотока выхлопныхгазов с выводомв дымовую трубу.

Расход водычерез одинэкономайзерсоставляет75 т/ч.

Сетевая воданагреваетсяот температуры60 °С до 120 °С и подаетсяпотребителямдля нужд отопления,вентиляциии горячеговодоснабженияпод давлением2,5 МПа.

Часть воды,нагреваемойв ГПСВ из коллекторапрямой сетевойводы поступаетв горизонтальныйвакуумныйдеаэратор,который работаетпри абсолютномдавлении 0,01 МПаи деаэрируетхимическиочищенную воду,поступающуюс химводоочисткидля нужд горячеговодоснабженияи для восполненияпотерь сетевойводы от утечекк потребителейв количестве30 т/ч.

Оборудованиестанции размещенов здании изсборных железобетонныхпанелей. Размерыздания 30Ч18 м.Машинный залразделензвукоизолирующимиперегородкамина два отсека.Один из нихразмером 12Ч18м — отсек дляГТД и ГПСВ, второй— генераторноепомещениеплощадью 6Ч18м.

К машинномузалу примыкаютвспомогательныепомещения. Водном площадью5Ч6 м размещаетсящит управления,в двух другихплощадью по3Ч6 м душевая сраздевалкойи мастерская,в четвертом— площадью10Ч12 м — оборудованиехимводоочистки,а также подпиточныенасосы, насосыпрямой и обратнойсетевой воды,вакуумныйдеаэратор, шкафаккумуляторнойбатареи.

В помещениидвигателейустановленымасляные блоки,включающиев себя расходныебаки масла ссоответствующимоборудованиеми насосами, атакже масляныерадиаторы свентиляторами,всасывающиминаружный воздухи выбрасывающимиего послепрохождениячерез радиаторза пределыпомещения.

Забор воздухаи выброс отработавшихгазов осуществляетсяпо специальнымвоздухо- игазопроводам,выведеннымвыше кровлиздания электростанции.На воздухозаборепредусматриваетсяустановкаглушителейиз асбосиликатныхплит, снижающихуровень шумадо нормы. Навсасывающемпатрубкепредусматриваетсятакже установкапротивопыльныхфильтров.

За авиационнымидвигателямиразмещенытормозящиерешетки, которыеснижают скоростьгазов и создаютравномерныйпоток газовна входе вкотел-утилизатор.

Турбовинтовойдвигатель АИ-20закреплен наспециальнойфундаментнойраме, расположеннойна жесткомосновании(платформе).

Креплениедвигателя кподмоторнойраме при помощичетырех стоекс шарнирамиобеспечиваетцентровку валови компенсируеттемпературныенапряжения.Подмоторнаярама двигателяи генераторжестко крепятсяк платформе.Соединениедвигателя сэлектрогенераторомСГС-14-100-6УЗосуществленопри помощиспециальноговала и соединительноймуфты. Длинасоединительноговала позволяетустановитьперегородкумежду двигателеми электрогенератором,для сниженияшума в генераторномотсеке. Конструкциямуфты позволяетпроизводитьмонтаж и демонтажкаждого изагрегатов вотдельности.

На двигателерасположеныагрегаты, которыеобеспечиваютавтоматизациюего запуска,подачу и масла,а также защитудвигателя ваварийныхрежимах.

Масса газотурбогенераторасо всеми системамии устройствамив сухом состоянииоколо 10 т. Общаядлина газотурбогенераторасоставляет6,4 м, ширина платформы1,7 м, высота 2,6 м.

На станцииустановленысинхронныеэлектрическиегенераторыСГС-14-100-6УЗпеременноготока, трехфазные,с воздушнымохлаждением,мощностью 2500кВт. Напряжениегенерируемоготока 6,3 кВ, частота50 гц. Воздух дляохлаждениягенераторапоступает впомещениеэлектростанциичерез специальнуюшахту. С вращающимсявозбудителемгенераторсвязан жестко.

Распределительноеустройствона 6 кВ комплектуетсяиз девяти шкафовтипа КРУН6 наружнойустановки.

В шкафахразмещаются:ввод генератора,трансформаторсобственныхнужд, разрядники,два отходящихфидера с маслянымивыключателями,трансформаторнапряжения.

Комплектноераспределительноеустройствооборудованотакже блокомавтоматическойсинхронизациис энергосистемой,энергоустановками.

2.2. Тепловойрасчет ГТУ набазе двигателяАИ-20

Основныепоказатели

мощность,МВт2,5

ГПСВ

КС

Эжектордеаэратора

компрессор

вдымовую

трубу

ГТ

ВД

изХВО

Коллекторподпиточнойводы

ГПСВ

КС

Насосподпи-точнойводы

компрессор

ГТ

вдымовую

трубу

Насособратной

сетевойводы

Насоссетевой воды

ГПСВ

КС

компрессор

вдымовую

трубу

ГТ

Рис. 7. Принципиальнаятепловая схемаГТТЭЦ-7500Т/6,3.

КС — камерасгорания; ГТ— газовая турбина;ГПСВ — газовыйподогревательсетевой воды;ВД – вакуумныйдеаэратор

степеньповышениядавления7,2

температурагазов в турбине,С

на входе750

на выходе388,69

расходгазов, кг/с18,21

количествовалов, шт1

температуравоздуха передкомпрессором,С15

Расчеткомпрессора

Найдем теоретическоезначение энтропиивоздуха навыходе изкомпрессора.При заданныхзначенияхтемпературывоздуха навходе в компрессорt₁ = 15°Cи степени повышениядавления воздухав компрессоре_k= 7,2 оно составит:

0,0536+ 0,287 ln7,2= 0,6201

здесьR= 0,287

– газовая постояннаявоздуха.

Тогда теоретическаятемпературавоздуха навыходе из компрессорасоставит

C

КПД компрессорапринят равным

.Тогда действительнаяработа сжатияв компрессоресоставит:

H_k= (i₂_t– i₁)/_k= (234,06 –15,04)/0,87 = 251,75

где

i₂_t= 234,06

– энтальпиявоздуха притемпературеt₂_t= 231 °C;

i₁ = 15,04

– энтальпиявоздуха притемпературеt₁= 15 °С.

Тогдадействительнаяэнтальпиявоздуха навыходе из компрессорабудет иметьзначение:

i₂= i₁+ H_k= 15,04 + 251,75 =266,79

По найденномузначению энтальпиина выходе изкомпрессоранайдем действительнуютемпературувоздуха навыходе изкомпрессора:

t₂= f(i₂)= 262,88 С.

Расчеткамеры сгорания

Топливо— природныйгаз Шуртанскогоместорождения.

Объемныйсостав 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%.

Низшаятеплота сгоранияQ

= 48340 кДж/кг.

Физическойтеплотой вносимойв камеру сгоранияпренебрегаем.Примем КПДкамеры сгорания_кс= 0,98. Тогдаотносительноеколичествовоздуха, содержащеесяв продуктахсгорания притемпературеt₃= 750 °Cза камеройсгорания составит:

g_в= [Q

∙_кс+ L₀∙i₂– (L₀+ 1)∙i₃₍_₌₁₎]/(i₃_в– 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 — теоретическаямасса воздуха,необходимаядля сгорания1 кг топлива;i₃₍_₌₁₎= f(t₃)— энтальпияпродуктовсгорания прикоэффициентеизбытка воздуха= 1; i₃_в= f(t₃)— энтальпиявоздуха притемпературена выходе изкамеры сгорания.

Коэффициентизбытка воздухана выходе изкамеры сгораниясоставит:

= (L₀+ g_в)/L₀= (16,43 + 67,63)/16,43 = 5,116.

Удельныйрасход рабочеготела в камересгорания увеличилсяна величину

g_в= 1/(∙L₀)= 1/(5,116∙16,43) = 0,0119 кг/кг.

Расчетгазовой турбины

АдиабатныйКПД турбиныпринят равным_т= 0,88; коэффициентпотерь давленияв турбине = 0,03.

Тогдастепень понижениядавления втурбине составит

_т= (1 – )∙_к= (1 – 0,03)∙7,2 = 6,984.

Теоретическаятемпературапродуктовсгорания навыходе из турбиныt₄_tопределяетсяс помощью уравнения

S(T₄_t)= S(T₃)– R∙ln_т= 1,4221 –0,2896∙ln6,984 = 0,8592

Тогда

t₄_t= f [S(T₄_t),]= 348,9 °C.

Затем найдемработу расширениягазов в турбинеиз следующеговыражения

Н_а= (i₃– i₄_t)∙_т= (820,91 –365,75)∙0,88 = 400,54 кДж/кг.

Следовательно,действительнаяэнтальпия газовна выходе изтурбины можетбыть найденаиз выражения

i_4а= i₃– Н_а= 820,91 – 400,54 = 420,37 кДж/кг.

Тогдадействительнаятемпературагазов на выходеиз турбинысоставит

t_4а= f(i_4а,)= 398,98 °С.

Примем среднюютемпературустенки лопатокt_ст= 600 °С; числоохлаждаемыхвенцов 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 среднюютемпературурабочего тела,при которойотводитсятеплота охлажденияиз выражения

T_q= T₃∙[1– b∙(T₃– T_ст)/T₃]= 1023∙[1 – 0∙(1023 – 873)/1023] =

= 1023 К= 750 °С.

Принимаякоэффициентэффективностиохладителя^*= 0,02, находим количествотеплоты, отводимойот охлаждаемыхэлементовпроточной частииз следующеговыражения

0,02∙1,1817∙1∙1∙(1023– 873) =

=3,55 кДж/кг,

где

— теплоемкостьпродуктовсгорания.

Коэффициентпотери работыпри закрытомохлаждении

Удельнаяработа расширениягаза в турбинес учетом потерьот охлаждения

кДж/кг.

Тогдаэнтальпия газовв конце расширениясоставит

кДж/кг.

Cредняятемпературагаза, при которойохладительвыводится впроточную частьтурбины,

К = 600 °С.

Дляопределения

примем, чтопроцесс расширениягаза в турбине— политропическийс показателемполитропы

Тогдастепень понижениядавления охладителя

Принимаякоэффициентиспользованияхладоресурсаохладителя

,будем считать,что на охлаждениедисков и элементовстатора потребуетсявоздуха

.Тогда расходвоздуха наохлаждение

Здесь с_р,охл— средняяизобарнаятеплоемкостьохладителя:

при t= (t_ст+ t₂)/2= (600 + 262,68)/2 = 431,34C

Cредняяэнтальпияохладителяпри выводе впроточнуючасть

кДж/кг,

тогда

єС.

Полагая, чтополитропическиеКПД процессоврасширениягаза и охлаждениясовпадают,имеем

Энтропиюохладителяв конце процессарасширениягаза определимс помощью уравнения

тогдаэнтальпияохладителяв конце расширения

= 189,62кДж/кг.

Следовательно,работа расширенияохладителясоставит

кДж/кг.

Cуммарнаяудельная работарасширениягаза и охладителя

кДж/кг.

Расходохладителя,отнесенныйк расходу воздухачерез компрессор

Коэффициентизбытка воздухасмеси газа иохладителя

Энтальпиясмеси газа иохладителяза турбиной

тогдатемпературасмеси газови охладителяна выходе изтурбины

C.

ВыходныехарактеристикиГТУ

Удельнаяполезная работаГТУ (при

)

Коэффициентполезной работы

Расходвоздуха примощности 2,5 МВт

кг/с.

Расходтоплива примощности 2,5 МВт

G_топ= G_к∙g_топ= 17,95∙0,0119 = 0,21 кг/с.

Суммарныйрасход выхлопныхгазов

G_г= G_к+ G_топ= 17,95 + 0,21 = 18,16 кг/с.

Удельныйрасход воздухав турбине

Удельныйрасход теплотыв камере сгорания

кДж/кг.

ЭффективныйКПД ГТУ

Удельныйрасход условноготоплива навыработаннуюэлектроэнергию(при КПД генератора_ген= 0,95) без утилизациитепла выхлопныхгазов

2.3. Расчетгазо-водяногоподогревателясетевой воды

Исходныеданные длярасчета газо-водяногоподогревателя:

Расход сетевойводы черезподогреватель-75т/ч

Температураводы на входе-60°С

Температураводы на выходе-120°С

Расход газовчерез подогреватель-18,16кг/с

Температурагазов на входе-388,69°С

Газо-водянойподогревательимеет поверхностьнагрева в видепоперечноомываемыхгазами трубс наружныморебрением,расположеннымив шахматныхпучках. Количествоходов по воде— 3, по газу — 1.

Геометрическиепараметрыподогревателя:

Диаметртруб-0,028 м

Диаметрребра-0,048 м

Внутреннийдиаметр трубы-0,022м

Толщинаребра-0,002 м

Шаг ребра-0,005м

Поперечныйшаг труб-0,06 м

Продольныйшаг труб-0,045 м

Ширинаподогревателя-2м

Высотаподогревателя-2м

Для определениятемпературыгазов на выходеиз подогревателясоставим уравнениетепловогобаланса подогревателя:

Q_в= Q_г,

где Q_в= G_в(h"– h')— теплота,воспринимаяводой,

здесь

G_в= 75 т/ч = 20,83 кг/с – расходводы черезподогреватель;

h"= 505,05 кДж/кг – энтальпияводы на выходеиз подогревателя;

h'= 253,23 кДж/кг – энтальпияводы на входев подогреватель;

Q_г= G_г(i'– i")— теплота, переданнаягазами водев подогревателе,

здесь

G_г= 18,16 кг/с – расходгазов черезподогреватель;

i'= 408,7 кдж/кг – энтальпиягазов на входев подогреватель.

Тогда энтальпиягазов на выходеиз подогревателяможет бытьнайдена изследующеговыражения

i"=

= 119,85кДж/кг.

Тогдатемпературагазов на выходеиз подогревателясоставит "= 116,6 °С.

Задачейрасчета являетсяопределениенеобходимойповерхностинагрева подогревателядля обеспечениятребуемойтепловойпроизводительности.

Живое сечениеповерхностинагрева дляпрохода газовопределяетсяпо следующейформуле

= 1,6 м².

Здесь

— поперечныйшаг труб, м;

d— диаметр несущейтрубы, м;

— высота ребра,м;

— шаг ребер, м;

— толщина ребра,м.

Объем газов,проходящихв расчетномсечении, приплотности = 1,292 кг/м³

V_г= G_г/= 18,16/1,292 = 14,09 м³/с.

Скоростьгазов в расчетномсечении

_г= V_г/F= 14,09/1,6 = 8,806 м/с.

Для круглыхтруб с круглымиребрами отношениеповерхностиребер к полнойповерхностис газовой стороны

= 0,9005.

Здесь D— диаметр ребра,м.

Отношениеучастков несущейповерхностибез ребер кполной поверхностис газовой стороны

Далееопределимкоэффициенттеплоотдачиконвекциейпри поперечномомывании шахматногопучка труб скруглыми ребрамииз следующеговыражения.

_к= 0,23С_z

= 0,23∙1,02∙1,228^0,2∙

= 55,38 ккал/(м²∙ч∙°С)

Здесь

С_z— поправочныйкоэффициент,определяетсяпо номограмме26 [Л. 8];



=1,228— параметр,учитывающийгеометрическоерасположениетруб в пучке,

здесь

₁ =s₁/d= 0,06/0,028 = 2,143 — относительныйпоперечныйшаг труб;

s'₂=

=1,931— относительныйдиагональныйшаг труб;

₂ =s₂/d= 0,045/0,028 = 1,607 — относительныйпродольныйшаг труб;

 — коэффициенттеплопроводностипри среднейтемпературепотока газов,ккал/(м²∙ч∙°С);

 — коэффициенткинематическойвязкости присредней температурепотока газов,м²/с.

Приведенныйкоэффициенттеплоотдачис газовой стороны,отнесенныйк полной поверхности,определяетсяпо формуле

'_1пр=

=47,89 ккал/(м²∙ч∙°С).

Здесь, Е— коэффициентэффективностиребра, определяемыйв зависимостиот формы ребери параметровh_рби D/dпо номограмме24 [Л. 8];



,;

_м— коэффициенттеплопроводностиметалла ребер,ккал/(м²∙ч∙°С);

 — коэффициент,для ребер постояннойтолщины равен1;

— коэффициент,учитывающийнеравномернуютеплоотдачупо поверхностиребра, для реберс цилиндрическимоснованиемпринимаетсяравным 0,85.

 — коэффициентзагрязнения,при сжиганиигаза принимаетсяравным 0.

Коэффициенттеплопередачи,отнесенныйк полной поверхностис газовой стороны,найдем по следующейформуле

Для поверхностейнагрева, в которыхнагреваетсявода, влиянием1/₂пренебрегают,т.к. ₂>> ₁.Тогда

k= '_1пр= 45,38 ккал/(м²∙ч∙°С)= 52,77 Вт/(м²∙К).

Для нахождениянеобходимойповерхностинагрева подогревателя,необходиморешить уравнениетепловогобаланса

Q_г= kHt,

Далеенеобходимоопределитьтемпературныйнапор. Для этогосоставим схемудвижения средв подогревателе.

В подогревателепримененатрехходоваяпо воде схемас перекрестнымтоком.

Температурныйнапор в подогревателеопределяетсяпо следующейформуле

t= t_прт= 1∙71,26 = 71,26 °С.

Рис. 8. Схемадвижения средв подогревателе.

Здесь t_прт=

=71,26°С — температурныйнапор дляпротивоточнойсхемы движениясред в подогревателе.

Здесь

=’– t”= 388,69 – 120 = 268,69 °С — наибольшаяразность температурсред на концеповерхностинагрева,

=”– t’= 116,6 – 60 = 56,6 °С — наименьшаяразность температурсред на концеповерхностинагрева.

 = 1 — коэффициентпересчета отпротивоточнойсхемы к перекрестной.Находится пономограмме31 [Л. 8] в зависимостиот параметровР и R.

Полный перепадтемпературыгаза в подогревателе

_б= ’– ”= 388,69 – 116,6 = 272,09 °С

Полный перепадтемпературыводы в подогревателе

_м= t”– t’= 120 – 60 = 60 °С

ПараметрР =

ПараметрR =

Тогда, сучетом найденныхранее значенийQ_г,tи k,определимнеобходимуюполную поверхностьнагрева подогревателя.

= 1394,828 м².

Тогда,оребренаяповерхностьтруб будетиметь площадь1256,043 м²,а гладкаясоответственно138,785 м².Тогда общаядлина трубможет бытьнайдена простымивычислениямии она составит2629,56 м.

При заданныхгеометрическихпараметрахподогревателяможно найтиколичествотруб в ряду иколичестворядов труб. Онисоставят

количествотруб в ряду–34шт,

количестворядов–39 шт.

Геометрическиеразмеры подогревателяпри полученномколичестветруб в ряду иколичестверядов трубсоставят (рабочаячасть, без учетаподводящихи отводящихпатрубков погазовой и водянойстороне):

длина— 1,8 м,

ширина— 2 м,

высота— 2м.

2.4. Тепловойрасчет вакУУмногодеаэратора

подпиточнойводы тепловойсети

Для расчетавакуумногодеаэратораподпиточнойводы теплосетипринимаютсяследующиеисходные данные:

Производительностьпо деаэрированнойводе, D_х.о— 30 т/ч

Температурапоступающейв деаэраторхими-— 30 °С

чески очищеннойводы, t_х.о

Энтальпияхимическиочищенной воды,i

— 126 кДж/кг

Температурасетевой воды,t_c_.в— 120 °С

Энтальпиясетевой воды,i_с.в— 505,05 кДж/кг

В соответствиис рекомендациямиЦКТИ расходвыпара из деаэраторадолжен составлять5 кг на 1 т деаэрируемойводы[Л. 9], или

D_вып= 5D_х.о·10^-3= 5·30·10^-3= 0,15 т/ч.

Абсолютноедавление парав деаэраторепринимаетсяравным р_д.п = 10 кПа,температурадеаэрированнойводы (при температуренасыщения)t_д.н = 45°С, ее энтальпияi

= 188 кДж/кг, энтальпиясухого насыщенногопара i_д.н =2583 кДж/кг.

Расход греющейсреды — сетевойводы в деаэраторопределяетсяиз уравненияего тепловогобаланса, котороев данном случаеимеет вид

Потери теплотыв окружающуюсреду учитываютсяздесь коэффициентом_д= 0,98. Решая уравнениетепловогобаланса, находимрасход сетевойводы, необходимыйдля деаэрацииподпиточнойводы

D_с.в= 7,568 т/ч = 2,1 кг/с.

2.5. технико-экономическиепоказателиГТТЭЦ

Установленнаяэлектрическаямощность ГТТЭЦ

N_уст= n·N_гту= 3·2500 = 7500 кВт,

где п —количествоГТУ на ГТТЭЦ,шт.

Расходэлектроэнергиина собственныенужды принятравным 5,5 %.

Номинальнаятепловая мощностьустановленныхна ГТТЭЦ ГПСВ

Q_ТЭЦ= n·Q_ГПСВ= 3·5245,41 = 15736,23 кВт

Коэффициентпервичнойэнергии ГТТЭЦбрутто:



=0,763.

Коэффициентпервичнойэнергии ГТТЭЦнетто:



= 0,732.

КПД выработкиэлектрическойэнергии втеплофикационнойГТУ



=0,5311,

где

Н_е— удельнаяработа газав ГТУ, кДж/кг;

q₁— удельныйрасход теплотыв камере сгоранияГТУ на 1 кг рабочеготела, кДж/кг;

q_т.п= Q_ГПСВ/G_г= 5245,41/18,16 =288,84 кДж/кг —удельный отводтепла в ГПСВот 1 кг уходящихгазов ГТУ, гдеQ_ГПСВ— тепловаямощность ГПСВ,G_г— расходгазов в ГТУ,кг/с.

Расход условноготоплива навыработкуэлектроэнергиив теплофикационнойГТУ

= 231,6

Часовой расходусловноготоплива навыработкуэлектроэнергии

=b
·N_гту= 0,2316·2500 =579 кг у.т./ч.

Часовой расходусловноготоплива в ГТУ

=G_топ·

·3600= 0,21·

·3600= 1246 кг у.т./ч, гдеG_топ— расход натуральноготоплива в ГТУ,кг/с.

На выработкутеплоты всоответствиис "физическимметодом" относитсяоставшеесяколичествоусловноготоплива

—B

=1246 — 579 = 667 кг у.т./ч

Тогда удельныйрасход условноготоплива навыработку 1Гкал теплотыв теплофикационнойГТУ составит

=В
/Q_ГПСВ= 667/4,51 = 147,89 кг у.т./Гкал.

ГЛАВА 3. Станцияполного энергоснабжения

(теплота,электроэнергияи холод) на базе

конвертированногоАГТД

3.1. Особенностисоздания источникаполного энергоснабжения— Теплоэлектрохладоцентрали

Следующимэтапом развитиягазотурбиннойтеплоэлектроцентралиможет статьсоздание наее основе источникаполного энергоснабжения— газотурбиннойтеплоэлектрохладоцентрали(ГТТЭХЦ), позволяющейвырабатыватьвсе практическииспользуемыевиды энергоресурсов— теплоту,электроэнергиюи холод.

Такиеустановкиособенно актуальныдля специфическихклиматическихусловий Узбекистана,характеризующихсянепродолжительнойзимой и соответственнонепродолжительнымотопительнымпериодом (3000 —3500 ч), и жаркимлетом с температуройвоздуха, доходящейв некоторыхобластях Узбекистанадо 42 — 46 °С. Дажепри таких условияхкомбинированнаявыработкаэлектроэнергиис одновременнымотпуском тепловойэнергии потребителюоказываетсявыгодной, чтопоказано вглавах 2 и 4 настоящейработы. Приэтом использованиеавиационныхдвигателей,особенно отработавшихсвой летныйресурс, позволяетзначительносократить срокимонтажа и вводав эксплуатациюподобных станций,а также сократитькапитальныевложения в ихстроительство.

Для большинстванаселенныхпунктов Узбекистана,расположенныхв сельскохозяйственныхрайонах, характернаудаленностьот источниковснабженияэнергоресурсами.Для обеспеченияих энергиейприходитсясооружать ЛЭП,которые характеризуетсядополнительнымипотерями вразмере около15 — 20 % электроэнергии,вырабатываемойна конденсационныхэлектростанциях(КЭС) с КПД непревышающем30 — 35 %. Теплотадля теплоснабжениявырабатываетсяобычно в местнойкотельной,имеющей КПДне превышающий85 %. При этом высокийтепловой потенциалсжигаемоготоплива (2000 — 2500°С) в котельнойиспользуетсядля подогреваводы до 95 — 120 °Си, в лучшем случае,для выработкипара промышленныхпараметров.

Для обеспечениякомфортныхусловий дляпроживания,на рабочемместе, широкоиспользуютсясистемы местногокондиционирования,потребляющиеэлектроэнергию,опять же производимуюна КЭС.

Предприятиясельскохозяйственногокомплекса,особенно вживотноводстве,характеризуютсясреднимипоказателями,особенно потаким, как приростживого весана фермах. Повышениепроизводительностиферм можнодостичь с помощьюсистем дляобеспечениякомфортныхусловий дляскота в различноевремя года:тепла — в зимнее,кондиционированиявоздуха — влетнее время.Для храненияпродукциисельскогохозяйстванеобходимосоздание специальныххранилищ ссозданием вних необходимыхусловий хранения,в том числе инизкой температурылетом.

Обеспечениев летнее времяхолодом системкондиционированиявоздуха и тепломв зимнее время— систем вентиляции,помогает увеличитьпроизводительностьтруда рабочихна промышленныхпредприятиях.

Такимобразом, видно,что для улучшениякачества жизнинаселения, дляповышенияпроизводительностикак в сельскомхозяйстве, таки в промышленномпроизводствеУзбекистана,необходимоснабжение всемивидами энергии,а именно — теплом,электроэнергиейи холодом.

Комбинированноепроизводствовсех трех видовэнергии можетбыть осуществленона принципиальноновом источникеполного энергоснабжения— теплоэлектрохладоцентрали(ТЭХЦ).

Для созданияисточникаполного энергоснабженияудобно использоватьустановки набазе АГТД, т.к.они компактны,не требуютбольших удельныхкапиталовложений,поставляютсяв состояниизаводскойготовностии их легкокомпоноватьи создаватьна их базенеобходимыерешения дляконкретныхнужд потребителя.Для созданияна базе АГТДГТТЭХЦ необходимоГТТЭЦ, описаннуюв главе 2, дополнитьАБХМ. При этомнесколькоувеличатсякапитальныевложения инезначительноусложнитсясхема установкиза счет появлениядополнительныхтрубопроводов,подающих греющую,охлаждающуюи охлаждаемуюводу в АБХМ.При этом возрастетрасход электроэнергиина собственныенужды, т.к. в составАБХМ входитнасосное оборудованиедля перекачкислабого и смешанногорастворов,рециркулируемойводы. Крометого, необходимоустановитьнасосы дляподачи охлаждающейи охлаждаемойводы в и из АБХМ.В дальнейшихрасчетах принято,что увеличениерасхода электроэнергиина собственныенужды составит2 % от установленнойэлектрическоймощности ГТТЭХЦ.

Схема ГТТЭХЦна базе конвертированногоАГТД АИ-20 (с однойАБХМ, присоединеннойк трубопроводусетевой воды) представленана рис. 9.

3.2. Расчеттепловых потоковабсорбционнойбромисто-литиевой

холодильноймашины

Схема машины— с генераторомзатопленноготипа и рециркуляциейслабого раствораи воды соответственночерез абсорбери испаритель.Подача охлаждающейводы в абсорбери конденсаторпараллельная.

Исходныеданные

Температураводы, К:

греющейT_h393

охлаждающейT_w299

охлажденнойТ₃280

Принятыезначения температури давленийследующие.Высшая температурав конце процессакипения растворав генератореT₄= T_h— T_h= = 383 — 28 = 365К. Температурыконденсацииводяного параT_к,раствора вконце процессаабсорбции Т₂,кипения водыв испарителеТ₀приняты равными

АБХМ

Рис. 9. Принципиальнаятепловая схемаГТТЭХЦ-7500Т/6,3.

КС — камерасгорания; ГТ— газовая турбина;ГПСВ — газовыйподогревательсетевой воды;ВД – вакуумныйдеаэратор; АБХМ– абсорбционнаябромисто-литиеваяхолодильнаямашина

T_к= 307 К, Т₂= 307 К, Т₀= 277 К. Давленияконденсациир_ки кипения р₀рабочего теласоответственнобудут р_к= 5,45 кПа, р₀= 0,83 кПа.

Так какдавление конденсациипара рабочеготела значительновыше давленияего кипения,удельный объемпара в конденсаторепри данныхусловиях почтив шесть разниже удельногообъема парав испарителе.В связи с этимв блоке генератор— конденсаторскорость движенияпара из генераторав конденсаторбудет низкойи гидравлическимисопротивлениямипрохождениюпара междууказаннымиаппаратамиможно пренебречьи принять давлениекипения растворар_hравным давлениюконденсациипара р_к,т. е. р_h= р_к= 5,45 кПа. В блокеабсорбер —испарительиз-за высокогозначения удельногообъема параскорость егодвижения изиспарителяв абсорбербудет значительной(40 — 50 м/с), вследствиечего необходимоучесть суммарныегидравлическиесопротивленияpна всех участкахдвижения параиз испарителяв абсорбер. Поопытным даннымв промышленныхтипах машинвеличина pдостигает 0,133кПа. Тогда давлениепара в абсорберер_а = р₀ — p= 0,83 — 0,133 = 0,697 кПа. Теоретическоезначение концентраций

слабого и 

крепкого растворовопределяютпо -iдиаграмме посоответствующимзначениям Т₂,р_аи Т₄,р_h:

= 58,6%, 

= 67,5 %. Действительнаяконцентрациякрепкого раствораниже теоретическогозначения 

на величинунедовыпаривания_rраствора, котороев генераторезатопленноготипа возникаетв основномиз-за отрицательноговлияния напроцесс кипениягидростатическогодавления столбакипящего раствора.

По опытнымданным в генераторахзатопленноготипа промышленныхмашин величина_rизменяетсяв зависимостиот параметровработы в пределах2,5—3,5 %. Тогда _r= 

— _r= 67,5 — 3,5 = 64,0 %. Действительнаяконцентрациякрепкогораствора из-заопасности егокристаллизациив аппаратах,трубопроводахи других элементахмашины не должнапревышать64 %.

Рис. 10. СхемаАБХМ: а —схема машины;б —процессы в -iдиаграмме;

I – конденсатор;II – генератор;III – испаритель;IV, VI, VII– насосы рециркулируемойводы, смешанногои слабого растворовсоответственно;V – абсорбер;

VIII – теплообменник

Если _r> 64 %, то необходимоизменить температуруТ₄крепкогораствора илидавление егокипения р_hпутем увеличениясоответственновеличины T_hили температурыконденсацииТ_к.Можно одновременноизменять T₄и Т_кдо тех пор, покане будет выполненоусловие _r≤ 64 %. Действительнаяконцентрацияслабого раствора_aв абсорберевыше теоретическогозначения концентрации

на величинунедонасыщения_aраствора.

Величина_aзависит отпараметровработы машиныи может изменятьсяв пределах0,5—2,5 %. Тогда _a= 

+ _a= 58,6 + 1,4 = 60,0 %. При наличииконечной разностиT_ртемпературна «холодной»стороне теплообменникатемпературакрепкого растворана выходе изнего T₈= T₂+ T_р.Разность температурT_рпринимаетсяв пределах15—20 К. Тогда T₈=307 + 15 = 322 К. Параметрыузловых точекциклов, изображенныхна рис. 10, приведеныв таблице 2.

Таблица 2 Параметрыузловых точекАБХМ
Состояниевещества	Т,К	р,кПа	,%	i,кДж/кг
Жидкость
Водапосле конденсатора	Т_к= Т₃= 307	р_к= 5,45	 =0	i₃= 561,1
Раствор:
крепкийпосле генератора	Т₄= 365	р_h= 5,45	_r= 64	i₄= 366,8
слабыйпосле абсорбера	Т₂= 307	p_a= 0,697	_а= 60	i₂= 252,9
крепкийпосле теплообменника	Т₈= 322	р_h= 5,45	_r= 64	i₈= 289,74
Водав испарителе	Т₀= Т₁= 277	р₀= 0,83	 =0	i₁= 435,5
Пар
Послеиспарителя	Т_1’= 277	р₀= 0,83	 =0	i_1’= 2914,2

Кратностьциркуляциираствора f^*= 

/(

— 

)= 64/(64 — 60) = = 16 кг/кг.Теплота теплообменникаq_т= (f— 1) (i₄— i₈)= (16 — 1)(366,8 — — 289,74) = 1159,9кДж/кг.

Энтальпияслабого растворапосле теплообменникаi₇= i₂+ q_т/f=
= 252,9 + 1155,9/16 = 325,14 кДж/кг.По величинеi₇= 325,14 кДж/кг при_а= 60%из -iдиаграммыопределяютположение точки7 и температуруслабого растворана выходе изтеплообменника:Т₇= 345,5 К.

В связис тем что слабыйраствор навходе в генераторнедогрет досостоянияравновесия,он сначалаподогреваетсяв нем до равновесногосостояния 5 изатем кипитв процессе 5—4.ТемпературуТ₅находят по -iдиаграмме поизвестнымзначениям р_hи _а: Т₅= 349,5 К. Средняятемпературараствора, кипящегов генераторе,Т_р= (Т₄+ Т₅)/2= (365 + 349,5)/2 = 357,25 К. Концентрацияраствора,соответствующаятемпературеТ_р(точка 5), _р = 61,8%.Энтальпиюперегретогопара на выходеиз генератораопределяютпо -iдиаграмме приизвестных р_hи _р: i_3’= 3067,4 кДж/кг. Теплотагенератораq_h= i_3’+ (f— 1)i₄— — fi₇= 3067,4 + (16—1)366,8 — 16∙325,14 = 3367,1 кДж/кг.Теплота испарителяq₀= i_1’— i₃= 2914,2 — 561,1 = 2353,1 кДж/кг.Теплота конденсатораq= i_3’— — i₃= 3067,4 — 561,1 = 2506,3 кДж/кг.Теплота абсорбераq_a= i_1’+ (f— 1)i₈— — fi₂= 2914,2 + (16— 1)289,74 — 16∙252,9 = 3213,9кДж/кг. Теплотаподведеннаяq_подв= q_h+ q₀= 3367,4 + 2353,1 = 5720,2 кДж/кг.Теплота отведеннаяq_отв =q+ q_a= 2506,3 + 3213,9 = 5720,2 кДж/кг.Тепловой балансq_подв= q_отв= = 5720,2 кДж/кг.Тепловой коэффициент=q₀/q_h= 2353,1/3367,1 = 0,699.

Найдемпроизводительностьпо холоду АБХМ,полностьюиспользующуютеплоту одногоГПСВ, работающегона номинальныхпараметрах.

После АБХМтемпературагреющей водыснизится на28 °С (задано порасчету АБХМ),тогда температурагреющей водына выходе изАБХМ составитt''= 120 — 28 = 92 °C.Энтальпия водыпри этом составитh''= 387 кДж/кг.Теплота, вносимаяпотоком горячейводы при этомсоставит

Q_г= G·(h'— h'')= 20,83·(505,05 — 387) = 2459 кДж/с.

ХолодопроизводительностьАБХМ составит

Q₀= ·Q_г= 0,699·2459 = 1718,8 кДж/сили 1476773 ккал/ч.

Кроме того,температураводы после АБХМпозволяетиспользоватьее на нуждыгорячеговодоснабженияв летний период.

Если настанции установить3 АБХМ, то имеетсявозможностьполучить 1476773·3= 4430319 ккал/ч холодаи отпускать225 м³/чсетевой водыс температуройоколо 90 °С нанужды теплоснабжения,при этом холодвырабатываетсяс использованиемтеплоты, полученнойза счет утилизациивыхлопных газовГТУ в ГПСВ, тоесть без затратына ее производстводополнительногоколичестваэнергии.

РасчетфинансовойэффективностиГТТЭХЦ-7500Т/6,3 набазе авиационныхтурбовинтовыхдвигателейАИ-20 приведенв главе 4.

Глава 4. Экономическаячасть

Введение

Переход к рыночнойэкономикепредполагаетпреодолениевозникающихтрудностейпри созданиинеобходимыхусловий длябыстрых темповроста экономики,культуры иулучшенияусловий жизнинарода.

Обретениегосударственнойнезависимостиоткрыло передУзбекистаномширокие перспективыдля экономическогои социальногопрогресса,культурногои духовногообновления.

Несмотряна трудностиэкономическихреформ в республикесохраняютсястабильность,развитие экономикии идет в обстановкевзаимногосогласия всехнародов, проживающихздесь. Это оченьважный фактордвижения кпрогрессу ипроцветанию.Учитываютсярегиональныеособенностинашей республики,в том числевысокие темпыроста населенияи трудовыхресурсов. Порасчетам демографовк 2005-у году населениереспубликидостигнетпримерно 27 млн.человек, а к2010 –32 млн. человек.

Достаточныетрудовые ресурсы– это главныйфактор расширенногопроизводстваи успешногоразвитияпроизводительныхсил и всегонародногохозяйства.Однако надоиметь в виду,что в условияхмногодетностикоэффициентиждивенчествав Узбекистанеболее чем в 2раза превышаетпоказателидругих республикСНГ (за исключениемгосударствЦентральнойАзии). Это влияетна показателинациональногодохода и валовогообщественногопродукта,приходящегосяна душу населения.Вот почему, вусловиях переходак рыночнойэкономике,темпы ростапроизводстваматериальныхблаг приобретаютеще более важноезначение.

ВажнейшаярегиональнаяособенностьУзбекистанаопределяетнеобходимость– обеспечитьсоответствующиетемпы ростанародногохозяйства,чтобы не допуститьдиспропорциимежду потребностяминарода и реальнымналичием товарови услуг различныхсфер.

Производительныесилы и производствоматериальныхблаг, преждевсего промышленнойи сельскохозяйственнойпродукции, всочетании спроизводственнымиотношениямиявляются основойэкономическогоразвития. Поэтомунеобходимоискать путинаиболее эффективногоиспользованияранее созданногопроизводственногопотенциала,материальныхи трудовыхресурсов, наилучшихметодов организациипроизводства,на разработкупринциповрациональногоразмещенияпроизводительныхсил, внедренияпрогрессивныхметодов в организациютруда.

Уровеньэкономическогоразвития странывыражается,в первую очередьстепенью развитияпромышленностии сельскогохозяйства,науки и техники,индустриализациипроцессов всегопроизводствана базе научно-техническогопрогресса.Внедрениянаучно-техническогопрогрессадолжны осуществлятьсяс учетом региональныхособенностейУзбекистанав условияхрыночной экономики.

Узбекистанготовит квалифицированныекадры почтипо всем основнымнаправлениямнаучно-техническогопрогресса, повсем отраслям,отвечающимтребованиямрыночной экономики.

ХарактернойрегиональнойособенностьюУзбекистанаявляется то,что вся экономика,в первую очередьсельское хозяйство,базируетсяна поливномземледелии.Следовательно,очень важноезначение имеетналичие достаточныхводных ресурсов,ирригационно-мелиоративнойсети для орошенияполей.

Попротяженностиканалов, коллекторов,дренажныхсетей, скважинреспубликазанимает видноеместо средистран мира.Поливных земельсейчас в республикеболее 4,2 млн. га.Примерно 60%населенияУзбекистанапроживают всельской местности.На долю сельскогохозяйстваприходитсяоколо 26-27% валовогообщественногопродукта иоколо 45% произведенногонациональногодохода. [Л.3]

Узбекистанпроизводит60-62% хлопка всегоСНГ, 65% коконови 40% каракуля,много овощей,винограда,фруктов и бахчевых[Л. 2].

Нашареспубликазанимает 5 местона мировомрынке хлопкапосле Китая,США, Пакистанаи Индии. Поурожайностиуступает толькоАвстралии иТурции, чтоговорит о высокойэффективностииспользованияполевых земельи о мастерствехлопкоробов.

По запасамминерально-сырьевыхресурсов Узбекистанзанимает 5 местов мире. По общемуобъему производствазолота на 8 местев мире. Ежегоднореспубликапроизводитболее 80000 т меди[Л. 2].

Прекрасныеприродно-климатическиеусловия республикипозволяютвыращиватьценные сельскохозяйственныекультуры и даютвозможностьполучать дваурожая в год.

Особоевнимание уделяетсяукреплениюи совершенствованиюфинансовойи банковскойсистемы. Сейчасв Узбекистанефункционируютразличныебанки.

Большаяработа проводитсяпо социальнойзащите малообеспеченногонаселения —пенсионеров,многодетныхматерей, преподавателей,врачей, работниковкультуры инауки и т. д. Созданыспециальныефонды по оказаниюматериальнойпомощи малообеспеченнымсемьям . Основнымиисточникамиэтих фондовявляетсяреспубликанскийместный бюджет,общественныеи благотворительныефонды, средствапредприятийи хозяйств,добровольноепожертвованияграждан. Адреснаяпомощь проводитсячерез органысамоуправленияграждан, поселков,кишлаков, аулов,махаллей. Приэтом обязательнымусловием должнобыть соблюдениепринципа социальнойсправедливости,открытости,целевого иэффективногоиспользованиявыделенныхсредств.

Введениенового видаадресной материальнойпомощи малообеспеченнымсемьям являетсяеще однимсвидетельствомсильной социальнойполитики государства,важным шагомна пути к формированиясовременногодемократическогообщества, основанногона широкомсамоуправлениинарода. Эторезультат новойвнутреннейполитики суверенногогосударства,направленнойна улучшениеи повышениежизни всегонарода в периодперехода крыночной экономике.

Использованиеновой для Узбекистанатехнологиипроизводстваэлектрическойи тепловойэнергии на базеконвертированныхавиационныхдвигателейявляется особенноактуальнымдля небольшихнаселенныхпунктов сельскоготипа. Благодарясозданию подобногонезависимогоисточникаснабженияэлектроэнергиейи теплотойпоявляются,во-первых, новыерабочие места,во-вторых,осваиваютсяновые подходыв областигенерирующихисточниковэнергии, в-третьих,качественноповышаетсяуровень жизнинаселения,из-за появлениясобственногоисточникаснабженияэлектричеством,в-четвертых,создаютсяусловия дляувеличенияпроизводительноститруда в сельскомхозяйстве.

Нижеприведенытехнико-экономическаяоценка предлагаемойТЭЦ на базеконвертированногоавиационногодвигателя АИ-20и оценка эффективностиисточникаполного энергоснабженияна базе ТВДАИ-20.

Технико-экономическаяоценка ТЭЦ набазе ТВД АИ-20

ГазотурбиннаяТЭЦ состоитиз 3 газотурбинныхустановок набазе конвертированногоавиационногодвигателя АИ-20электрическоймощностью 2,5МВт каждая.Каждая ГТУимеет газо-водянойподогревательсетевой водымощностью 4,51Гкал/ч, утилизирующийтеплоту уходящихгазов и увеличивающийкоэффициентпервичнойэнергии установкив целом.

Длярасчетатехнико-экономическихпоказателейТЭЦ принятыследующиеисходные данные:

1. Количествоблоков—3

2. Топливо—газ

3. Капиталовложенияв ТЭЦ—1 млрд.сум

4. Число часовиспользованияустановленной

электрическоймощности —6000 ч/год

5. Число часовиспользованияустановленной

тепловоймощности —3500 ч/год

6. Расходэлектроэнергиина собственныенужды —5,5 %

7. Низшаятеплота сгораниятоплива—36400кДж/м³

8. Среднемесячнаязарплата—200тыс. сум

9. Количествоперсонала—7чел

10. Нормаамортизации—10%

11. Расчетныйпериод—10 лет

12. Ценатоплива—15 тыс.сум/тыс. м³

13. Ставкадисконтирования—20%

14. Отчисленияна социальноестрахование— 37,2 %

15. Прочиеотчисления—25%

16. Тариф наэлектроэнергию—13сум/кВт∙ч

17. Тариф натепловуюэнергию—3500сум/Гкал =

18. Налог наприбыль—20 %

Длярасчетафинансово-экономическихпоказателейбыло принятоследующеераспределениеинвестиций_ки выручки _vпо годам осуществленияпроекта:

Год	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	Итого
_к,%	60	25	15	0	0	0	0	0	0	0	100
_v,%	60	100	100	100	100	100	100	100	100	100	960

Расчетэксплуатационныхрасходов

Удельныйрасход топливана выработкуэлектроэнергииГТУ, без утилизациитепла уходящихгазов равен

Тогда годовойрасход топливана ТЭЦ составит:

B_ТЭЦ=

23031 ту.т./год

Цена условноготоплива можетбыть найденаиз выражения

Ц_У= Ц_Н·

= 15·

=12,09 тыс. сум/т у.т.

Издержкипо видам:

издержкина топливо:

И_Т= Ц_У·В_ТЭЦ= 12,09·23031 = 278382·10³сум/год

на амортизацию:

И_А= Н_А·К= 0,1·1000000 = 100000·10³сум/год

3) на заработнуюплату:

И_ЗП= n_чел·Ф_мес·12= 7·200·12 = 16800·10³сум/год

4) на социальноестрахование:

И_С= _НАЧ·И_ЗП= 0,372·16800 = 6250·10³сум/год

5) прочие издержки:

И_ПР= _ПР·(И_А+ И_ЗП+ И_С)= 0,25·(100000 + 16800 + 6250) = 30762·10³сум/год

Суммарныеиздержки:

И = И_Т+ И_А+ И_ЗП+ И_С+ И_ПР= 278382 + 100000 + 16800 + 6250 + 30762 =

= 432194·10³сум/год

Расчетприбыли

Годовой отпускэлектроэнергиинетто:

W₀= N_ЕД·_Э·(1–

/100)·n_БЛ= 2,5·6000·(1 – 5,5/100) ·3 = 42525 МВт·ч

Годовой отпусктеплоты:

Q_Г= Q_ГП·_Т·n_БЛ= 4,51·3500·3 = 47357,53 Гкал

Выручка отпродажи теплаи электроэнергии:

В = Т_Т·Q_Г+ Т_Э·W₀=3,5·47357,53·10³+ 13·42525·10³= 718576·10³сум/год

Прибыль:

П = В –И = 718576 –432194 = 286383·10³сум/год

Чистая прибыль:

ЧП = П– НВ= 2868383 – 0,2·286383 = 229106·10³сум/год,

где НВ= 0,2·П— налоговыевыплаты

Поток наличности:

ПН = ЧП+ И_А= 229106 + 100000 = 329106·10³сум/год

Расчетсебестоимостиединицы продукцииТЭЦ

Расход топливана производствотепловой энергии:

В_Т=

=7517,07 т.у.т.

Здесь_К— КПД замещаемойкотельной.

Расход топливана производствоэлектроэнергии:

В_Э= В_ТЭЦ– В_Т= 47357,3 – 7517,07 = 15514,38 т.у.т.

Коэффициентнаходился последующейформуле:

_Э= В_Э/В_ТЭЦ= 15514,38/47357,3 = 0,674

Издержкина производствокаждого видаэнергии распределялисьсоответственнокоэффициенту_Э,т.е. на производствотепла приходится0,326 от суммарныхиздержек, а напроизводствоэлектроэнергии0,674.

Себестоимостьэлектроэнергииможно найтииз следующеговыражения

= 6,85 сум/кВт·ч

Себестоимостьтепловой энергиинайдена изследующеговыражения:

=2,979·10³сум/Гкал.

Определениефинансовойэффективностипроекта приреализацииза счет собственныхсредств.

Расчет велсяс учетом заданногораспределениякапитальныхвложений погодам и с учетомраспределениявыручки погодам.

Чистыйпоток наличностиопределялсядля года t по следующейформуле:

ЧПН_t= ПН_t– К_t.

Дисконтированныйпоток наличностидля года tопределялсяпо формуле:

ДЧПН_t=

Чистыйдисконтированныйдоход определялсяпо формуле:

NPV=

.При NPV>0проект являетсяприбыльным.

Точка безубыточности(минимальныйобъем реализуемойэнергии) найденааналитическипо формуле:

CP=

·100%=

·100%= 34,94 %

И_ПЕР= И_Т= 278382·10³сум/год

И_ПОСТ= И – И_ПЕР= 432194 – 278382 = 153350·10³сум/год

ПериодокупаемостиРВР найден изграфика NPV в точке пересеченияс осью абсцисс.

Внутренняянорма доходностиIRRнайдена изусловия

NPV=

=0. При выполненииусловия IRR>r_бпроект являетсяприбыльным.

Общая рентабельностьТЭЦ

Финансовыепоказателипроекта приреализацииза счет собственныхсредств приведеныв таблице 3.

ГрафикраспределенияNPVпо годам реализациипроекта приведенна рис. 11. Из графикавидно, что срококупаемостиТЭЦ составляет4,2 года при ставкедисконта Е= 0,2. Внутренняяставка доходностиIRR= 50,63 %.

Своднаятаблицатехнико-экономическихпоказателейТЭЦ на базе

конвертированногоАГТД АИ-20. Реализацияза счет собственныхсредств

№п/п	Наименованиепоказателей	Единица измерения	Величина
1	Установленнаяэлектрическаямощность	МВт	3 2,5
2	Капиталовложения	тыс. сум	1'000'000
3	Годовойотпуск электроэнергии	кВтч	42,525·10⁶
4	Годовойотпуск теплоты	Гкал	47'357,53
5	Число часовиспользования установленнойэлектрической мощности установленнойтепловой мощности	ч ч	6'000 3'500
6	Себестоимостьединицы электроэнергии теплоты	сум/кВтч сум/Гкал	6,85 2'979
7	Балансовая(валовая) прибыль	тыс. сум	286'845
8	Cрококупаемостикапиталовложений	лет	4,2
9	Точка безубыточности	%	34,94
10	Рентабельность(общая)	%	27,64
11	Внутренняяставка доходности	%	50,54

Таблица 3 Финансовыепоказателиреализациипроекта ГТТЭЦза счет собственныхсредств
№ 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
1	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
2	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
3	млн. сум	171,83	286,38	286,38	286,38	286,38	286,38	286,38	286,38	286,38	286,38	2749,27
4	Чистаяприбыль, %	60,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	960,00
4	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
6	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 приЕ=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	ДЧПНпри 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 распределенияNPVпо годам реализациипроекта ГТТЭЦприреализацииза счет собственныхсредств

Определениефинансовойэффективностипроекта спривлечениемкредитныхресурсов

В расчетепринято, чтокредитныесредства составляют50 % от капиталовложенийв ТЭЦ.

Собственныйкапитал:

К_СОБ= 0,5К= 0,5∙1000000 = 500000·10³сум

Сумма кредита

К_КР= К –К_СОБ= 1000000 – 500000 = 500000·10³сум

Кредитраспределяетсяпо годам такжекак и капитална первом этапепо _К.

Проценты покредиту принятыв размере 24 %годовых, процентыза комиссиюприняты в размере3 %. Льготный периодравен 3 годам.Кредит выдаетсяна 10 лет с погашениемкредита равнымидолями каждыйгод плюс выплатыпо процентамна основнойдолг. Кредитначинает погашатьсяс 4 года.

Распределениекредитныхсредств погодам

Год,t123

К_КР_t,тыс. сум30000012500075000

Выплатыосновного долгас учетом процентов,накопившихсяза льготныйпериод составляют

В_КР= (500000 + 78000 + 104250 + 120000)/7 = 114607·10³сум/год

График использованиякредитныхресурсов приведенв таблице 4.

Финансовыепоказателипроекта приреализациис привлечениемкредитныхресурсов приведеныв таблице 5.

ГрафикраспределенияNPVпо годам реализациипроекта спривлечениемкредитныхресурсов приведенна рис. 12. Из графикавидно, что срококупаемостиТЭЦ при использованиикредита составляет1,5 года. Внутренняяставка доходностиIRR= 197,5 %.

Таблица 4 Графикиспользованиякредитныхресурсов (ГТТЭЦ)
Год	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Основнойдолг, тыс. сум	300000	425000	500000	802250	687643	573036	458429	343821	229214	114607
Выплатыосновногодолга, тыс. сум	0	0	0	114607	114607	114607	114607	114607	114607	114607
Остатокосновногодолга, тыс. сум	300000	425000	500000	802250	687643	458429	343821	229214	114607	0
Процентыпо основномудолгу, тыс. сум	72000	102000	120000	192540	165034	137529	110023	82517	55011	27506
Процентыза комиссиюбанку, тыс. сум	6000	2250	0	0	0	0	0	0	0	0
Суммарныевыплаты попроцентам покредиту, тыс.сум	78000	104250	120000	192540	165034	137529	110023	82517	55011	27506
Суммарныевыплаты покредиту, тыс.сум	0	0	0	307147	279641	252136	224630	197124	169619	142113

Таблица 5 Финансовыепоказателиреализациипроекта ГТТЭЦс привлечениемкредитныхресурсов
№ 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
1	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
2	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	Выплатыпо 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
4	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	Чистаяприбыль, %	60,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	960,00
5	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
7	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 приЕ=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	ДЧПНпри 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 распределенияNPVпо годам реализациипроекта ГТТЭЦс привлечениемкредитныхресурсов

Технико-экономическаяоценка ТЭХЦна базе ТВДАИ-20

Длярасчетов былиприняты те жеусловия, чтои для ТЭЦ снекоторымиизменениями,а именно: расходэлектроэнергиина собственныенужды был принят7,5 % (из-за включенияв состав оборудованияАБХМ, потребляющейэлектроэнергиюна привод насосов),капитальныезатраты принятыравными 1150 млн.сум (затратына сооружениетрех АБХМ принятыравными 150 млн.сум), число часовиспользованияхолодильноймощности приняторавным 2500 ч, суммарнаяхолодопроизводительность4430319 ккал/ч, тарифна холод 7,565 тыс.сум/Гкал.

Годовой отпускхолода от ГТТЭХЦсоставит

Q_х.г.= Q_х.ч.∙_х= 4430319∙2500∙10^-6= 11076 Гкал/год.

Выручка отреализациихолода за год

В_х= Q_х.г.∙T_х= 11076∙7,565 = 83788 тыс. сум/год.

Годовой отпускэлектроэнергиинетто:

W₀= N_ЕД·_Э·(1–

/100)·n_БЛ= 2,5·6000·(1 – 7,5/100) ·3 = 41625 МВт·ч

Годовой отпусктеплоты:

Q_Г= Q_ГП·_Т·n_БЛ= 4,51·3500·3 = 47357,53 Гкал

Выручка отпродажи теплаи электроэнергии:

В = Т_Т·Q_Г+ Т_Э·W₀= 3,5·47357,53·10³+ 13·41625·10³= 706876 тыс. сум/год

Суммарнаявыручка отреализациипродукцииГТТЭХЦ составляет

В_ТЭХЦ= В + В_х= 706876+ 83788 = 790665 тыс. сум/год.

Далеерасчет производилсяпо методике,аналогичнойприведеннойвыше. Расчетыбыли произведеныдля вариантас реализациейза счет собственныхсредств и спривлечениемкредитныхресурсов (условиякредитованияприняты одинаковымис вариантомТЭЦ).

Данные расчетовсведены в таблицы6 — 8.

ГрафикираспределенияNPVпо годам реализациипроекта приведенына рис. 13 и 14.

Приреализацииза счет собственныхсредств внутренняяставка доходностисоставила IRR= 0,5246, при реализациис привлечениемкредитныхресурсовIRR= 2,147.

Общая рентабельностьпри реализацииза счет собственныхсредств

R =

% = 28,61%

Из графиковвидно, что применениепринципа полногоэнергоснабженияот одного источникавыгоднееэкономически,т.к. кумулятивныйчистый дисконтированныйпоток наличностив этом случаена конец расчетногопериода выше,чем при выработкетепла и электроэнергии,несмотря наувеличенныекапиталовложенияв ГТТЭХЦ посравнению сГТТЭЦ.

Таблица 6 Финансовыепоказателиреализациипроекта ГТТЭХЦза счет собственныхсредств
№ 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
1	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
2	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
3	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	Чистаяприбыль, %	60,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	960,00
4	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
6	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 приЕ=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	ДЧПНпри 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 распределенияNPVпо годам реализациипроекта ГТТЭХЦприреализацииза счет собственныхсредств

Таблица 7 Графикиспользованиякредитныхресурсов (ГТТЭХЦ)
Год	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Основнойдолг, тыс. сум	345000	488750	575000	922588	790789	658991	527193	395395	263596	131798
Выплатыосновногодолга, тыс. сум	0	0	0	131798	131798	131798	131798	131798	131798	131798
Остатокосновногодолга, тыс. сум	345000	488750	575000	922588	790789	527193	395395	263596	131798	0
Процентыпо основномудолгу, тыс. сум	82800	117300	138000	221421	189789	158158	126526	94895	63263	31632
Процентыза комиссиюбанку, тыс. сум	6900	2588	0	0	0	0	0	0	0	0
Суммарныевыплаты попроцентам покредиту, тыс.сум	89700	119888	138000	221421	189789	158158	126526	94895	63263	31632
Суммарныевыплаты покредиту, тыс.сум	0	0	0	353219	321588	289956	258325	226693	195061	163430

Таблица 8 Финансовыепоказателиреализациипроекта ГТТЭХЦс привлечениемкредитныхресурсов
№ 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
1	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
2	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	Выплатыпо 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
4	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	Чистаяприбыль, %	60,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	960,00
5	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
7	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 приЕ=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 приЕ=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 распределенияNPVпо годам реализациипроекта ГТТЭХЦс привлечениемкредитныхресурсов

Своднаятаблицатехнико-экономическихпоказателейТЭХЦ на базе

конвертированногоАГТД АИ-20. Реализацияза счет собственныхсредств

№п/п	Наименованиепоказателей	Единица измерения	Величина
1	Установленнаяэлектрическаямощность	МВт	3 2,5
2	Капиталовложения	тыс. сум	1'150'000
3	Годовойотпуск электроэнергии	кВтч	41,625·10⁶
4	Годовойотпуск теплоты	Гкал	47'357,53
5	Годовойотпуск холода	Гкал	11'076
6	Число часовиспользования установленнойэлектрической мощности установленнойтепловой мощности установленнойхолодильной мощности	ч ч ч	6'000 3'500 2'500
7	Себестоимостьединицы 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	Cрококупаемостикапиталовложений	лет	4
10	Точка безубыточности	%	33,68
11	Рентабельность(общая)	%	28,61
12	Внутренняяставка доходности	%	52,46

Overview

финанализ
Кредит
финанализ с кредитом
финанализ с АБХМ
Кредит с АБХМ
финанализ с АБХМ с кредитом

Sheet 1: финанализ

АИ-20			1		2	3	4	5	6	7	8	9	10
Nед, МВт	2.50	aк	100		0	0	0	0	0	0	0	0	0
Число часов использ уст мощ-ти	6,000	av	75		100	100	100	100	100	100	100	100	100
Норма аморт	0.10	I этап. Расчет ФЭИП при реализации за счет собственных средств
Расход на соб нужды %	5.50	№ пп	Показатель	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	Итого
ФОТ годовой usd/год	2,400	1	Выручка,%	0.00	75.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	975.00
Ставка дисконтирования	5%		тыс. $	0.00	1205.44	1607.25	1607.25	1607.25	1607.25	1607.25	1607.25	1607.25	1607.25	1607.25	15670.71
Прочие отчисления	0.30	2	Издержки,%	0.00	75.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	975.00
Отчисления соцстрах	35%		тыс. $	0.00	769.00	1025.34	1025.34	1025.34	1025.34	1025.34	1025.34	1025.34	1025.34	1025.34	9997.02
поток наличности	660,534	3	Прибыль, %	0.00	75.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	975.00
чистая прибыль	465,534		тыс. $	0.00	436.44	581.92	581.92	581.92	581.92	581.92	581.92	581.92	581.92	581.92	5673.69
капвложения	1,950,000	4	Чистая прибыль, %	0.00	75.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	975.00
прибыль	581,917		тыс. $	0.00	349.15	465.53	465.53	465.53	465.53	465.53	465.53	465.53	465.53	465.53	4538.96
налог	116,383	5	ПН, тыс $	0.00	495.40	660.53	660.53	660.53	660.53	660.53	660.53	660.53	660.53	660.53	6440.21
выручка	1,607,253	6	Капитал,%	0.00	100.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	100.00
Расход топлив ГТУ, тут/год	23,031		тыс. $	0.00	1950.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	1950.00
Цена нат. топлива	40.00	7	ЧПН, тыс. $	0.00	-1454.60	660.53	660.53	660.53	660.53	660.53	660.53	660.53	660.53	660.53	4490.21
Qрн	8,687	8	ДЧПН при Е=0,2, тыс. $	0.00	-1385.33	599.12	570.59	543.42	517.55	492.90	469.43	447.08	425.79	405.51	3086.06
Qур	7,000	9	Кумулят. ЧПН, тыс. $	0.00	-1385.33	-786.21	-215.62	327.81	845.35	1338.25	1807.68	2254.76	2680.54	3086.06
Цена усл. топлива	32.23	10	ДЧПН при Е=IRR, тыс. $	0.00	-965.68	291.12	193.27	128.31	85.18	56.55	37.54	24.92	16.55	10.98	-121.26
Издержки на топливо	742,351			0.00	-965.68	-674.56	-481.29	-352.98	-267.80	-211.25	-173.71	-148.79	-132.24	-121.26
Издержки на амортизацию	195,000													IRR=	0.5063
Издержки на з/п	16,800													PBP=	4.25
Издержки соцстрах	5,880													CP=	32.72	точка безубыточности
Прочие издержки	65,304													Ипер	742,351
Суммарные издержки	1,025,335													Ипост	282,984
Тариф	$0.030		За электроэнергию											R	20	%
Отпущенная электроэнергия	42,525		$1,275,750.00
Налог на прибыль	20%		1,607,252.73
	29.10	сум	581,917.40
Тепло в час	4.51	Гкал
Тепло в год	47,357.53
Количество часов использования тепловой мощности	3,500
Выручка от тепла	331,502.73
Цена 1 Гкал	7.00	долл
Количество установок	3
Расход топлива на тепло	7,517.07
Расход топлива на э/э	15,514.38
КПД замещаемой котельной	0.90
aэ	0.67

					Расчет себестоимости единицы продукции на ТЭЦ
					№пп	Стадии пр-ва	Ит	Иост
					1	Тепло	0.326	0.326
						тыс. $	242.291	92.36
					2	Электроэнергия	0.674	0.674
						тыс. $	500.061	190.62
					3	Себест-ть э/э, цент/кВт·ч	1.624
					4	Себест-ть т/э, $/Гкал	7.066

Sheet 2: Кредит

График использования кредитных ресурсов
										Конец
t	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Основной долг	975000	975000	975000	1267500	1086429	905357	724286	543214	362143	181071
Выплаты основного долга	0	0	0	181071	181071	181071	181071	181071	181071	181071
Остаток основного долга	975000	975000	975000	1267500	1086429	724286	543214	362143	181071	0
rб	97500	97500	97500	126750	108643	90536	72429	54321	36214	18107
rко	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
SВ%	97500	97500	97500	126750	108643	90536	72429	54321	36214	18107
Итого	0	0	0	307821	289714	271607	253500	235393	217286	199179

Срок	10	лет

rб	10	%
%кредита	50	%
К	1950000
Ксоб	975000
Ккр	975000
Тл	3
rко, %	3
Распределение кредитных средств по годам
Ккр	975000	0	0
Вкр	181071.43			975000

Sheet 3: финанализ с кредитом

АИ-20			1		2	3	4	5	6	7	8	9	10
Nед, МВт	2.50	aк	100		0	0	0	0	0	0	0	0	0
Число часов использ уст мощ-ти	6,000	av	75		100	100	100	100	100	100	100	100	100
Норма аморт	0.10	I этап. Расчет ФЭИП при реализации с кредитом
Расход на соб нужды %	5.50	№ пп	Показатель	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	Итого
ФОТ годовой usd/год	2,400	1	Выручка,%	0.00	75.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	975.00
Ставка дисконтирования	5%		тыс. $	0.00	567.56	756.75	756.75	756.75	756.75	756.75	756.75	756.75	756.75	756.75	7378.34
Прочие отчисления	0.30	2	Издержки,%	0.00	75.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	975.00
Отчисления соцстрах	35%		тыс. $	0.00	155.08	206.78	206.78	206.78	206.78	206.78	206.78	206.78	206.78	206.78	2016.08
		3	Выплаты, тыс. $		0.00	0.00	0.00	307.82	289.71	271.61	253.50	235.39	217.29	199.18	1774.50
поток наличности	504,980	4	Прибыль, %	0.00	75.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	975.00
чистая прибыль	439,980		тыс. $	0.00	412.48	549.97	549.97	242.15	260.26	278.37	296.47	314.58	332.69	350.80	3587.75
капвложения	650,000	5	Чистая прибыль, %	0.00	75.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	975.00
прибыль	549,975		тыс. $	0.00	329.98	439.98	439.98	193.72	208.21	222.69	237.18	251.67	266.15	280.64	2870.20
налог	109,995	6	ПН, тыс $	0.00	378.73	504.98	504.98	258.72	273.21	287.69	302.18	316.67	331.15	345.64	3503.95
выручка	756,753	7	Капитал,%	0.00	100.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	100.00
Расход топлив ГТУ, тут/год	7,677		тыс. $	0.00	975.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	975.00
Цена нат. топлива	15.00	8	ЧПН, тыс. $	0.00	-596.27	504.98	504.98	258.72	273.21	287.69	302.18	316.67	331.15	345.64	2528.95
Qрн	8,687	9	ДЧПН при Е=0,2, тыс. $	0.00	-567.87	458.03	436.22	212.85	214.07	214.68	214.75	214.33	213.46	212.19	1822.72
Qур	7,000	10	Кумулят. ЧПН, тыс. $	0.00	-567.87	-109.84	326.38	539.23	753.30	967.98	1182.73	1397.07	1610.53	1822.72
Цена усл. топлива	12.09	11	ДЧПН при Е=IRR, тыс. $	0.00	-199.62	56.60	18.95	3.25	1.15	0.41	0.14	0.05	0.02	0.01	-119.05
Издержки на топливо	92,794			0.00	-199.62	-143.02	-124.07	-120.82	-119.67	-119.27	-119.13	-119.08	-119.06	-119.05
Издержки на амортизацию	65,000													IRR=	1.9870
Издержки на з/п	16,800													PBP=	4.25
Издержки соцстрах	5,880													CP=	17.17
Прочие издержки	26,304													Ипер	92,794
Суммарные издержки	206,778													Ипост	113,984
Тариф	$0.030		За электроэнергию
Отпущенная электроэнергия	14,175		$425,250.00
Налог на прибыль	20%		756,752.73
	29.10	сум	549,974.82
Тепло в час	4.51
Тепло в год	47,357.53
Количество часов использования тепловой мощности	3,500
Выручка от тепла	331,502.73
Цена 1 Гкал	7.00	долл
Количество установок	1

Sheet 4: финанализ с АБХМ

АИ-20			1		2	3	4	5	6	7	8	9	10
Nед, МВт	2.50	aк	100		0	0	0	0	0	0	0	0	0
Число часов использ уст мощ-ти	6,000	av	75		100	100	100	100	100	100	100	100	100
Норма аморт	0.10	I этап. Расчет ФЭИП при реализации за счет собственных средств
Расход на соб нужды %	7.50	№ пп	Показатель	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	Итого
ФОТ годовой usd/год	2,400	1	Выручка,%	0.00	75.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	975.00
Ставка дисконтирования	5%		тыс. $	0.00	478.13	637.51	637.51	637.51	637.51	637.51	637.51	637.51	637.51	637.51	6215.71
Прочие отчисления	0.30	2	Издержки,%	0.00	75.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	975.00
Отчисления соцстрах	35%		тыс. $	0.00	285.70	380.93	380.93	380.93	380.93	380.93	380.93	380.93	380.93	380.93	3714.11
		3	Выплаты, тыс. $		0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
поток наличности	285,260	4	Прибыль, %	0.00	75.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	975.00
чистая прибыль	205,260		тыс. $	0.00	192.43	256.57	256.57	256.57	256.57	256.57	256.57	256.57	256.57	256.57	2501.60
капвложения	800,000	5	Чистая прибыль, %	0.00	75.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	975.00
прибыль	256,574		тыс. $	0.00	153.94	205.26	205.26	205.26	205.26	205.26	205.26	205.26	205.26	205.26	2001.28
налог	51,315	6	ПН, тыс $	0.00	213.94	285.26	285.26	285.26	285.26	285.26	285.26	285.26	285.26	285.26	2781.28
выручка	637,509	7	Капитал,%	0.00	100.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	100.00
Расход топлив ГТУ, тут/год	7,677		тыс. $	0.00	800.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	800.00
Цена нат. топлива	40.00	8	ЧПН, тыс. $	0.00	-586.06	285.26	285.26	285.26	285.26	285.26	285.26	285.26	285.26	285.26	1981.28
Qрн	8,687	9	ДЧПН при Е=0,2, тыс. $	0.00	-558.15	258.74	246.42	234.68	223.51	212.87	202.73	193.07	183.88	175.12	1372.87
Qур	7,000	10	Кумулят. ЧПН, тыс. $	0.00	-558.15	-299.41	-52.99	181.69	405.20	618.07	820.79	1013.87	1197.75	1372.87
Цена усл. топлива	32.23	11	ДЧПН при Е=IRR, тыс. $	0.00	-384.20	122.59	80.37	52.69	34.54	22.64	14.84	9.73	6.38	4.18	-36.23
Издержки на топливо	247,450			0.00	-384.20	-261.60	-181.23	-128.55	-94.01	-71.36	-56.52	-46.79	-40.41	-36.23	0.60
Издержки на амортизацию	80,000													IRR=	0.5254
Издержки на з/п	16,800													PBP=	4
Издержки соцстрах	5,880													CP=	34.22
Прочие издержки	30,804													Ипер	247,450
Суммарные издержки	380,934													Ипост	133,484
Тариф	$0.030		За электроэнергию
Отпущенная электроэнергия	13,875		$416,250.00
Налог на прибыль	20%		526,750.91
	29.10	сум	145,816.47
Тепло в час	4.51
Тепло в год	15,785.84
Количество часов использования тепловой мощности	3,500
Выручка от тепла	110,500.91
Цена 1 Гкал	7.00	долл
Количество установок	1




Количество часов использования холодильной мощности	2,500
Цена 1 Гкал холода	17.458	$
Холодопроизводительность	4430319	ккал/ч
Отпущенное количество холода, Гкал	11,076
Холдильный коэффициент замещаемой электропотребляющей холодильной установки	2.00
Расход электроэнергии на 1 ккал/ч холода в замещаемой установке, квт·ч/(ккал/ч)	0.00058
Выручка от отпущенного холода	110,758
Тариф на 1 Гкал холода	10

Sheet 5: Кредит с АБХМ

График использования кредитных ресурсов
										Конец
t	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Основной долг	400000	400000	400000	520000	445714	371429	297143	222857	148571	74286
Выплаты основного долга	0	0	0	74286	74286	74286	74286	74286	74286	74286
Остаток основного долга	400000	400000	400000	520000	445714	297143	222857	148571	74286	0
rб	40000	40000	40000	52000	44571	37143	29714	22286	14857	7429
rко	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
SВ%	40000	40000	40000	52000	44571	37143	29714	22286	14857	7429
Итого	0	0	0	126286	118857	111429	104000	96571	89143	81714

Срок	10	лет

rб	10	%
%кредита	50	%
К	800000
Ксоб	400000
Ккр	400000
Тл	3
rко, %	3
Распределение кредитных средств по годам
Ккр	400000	0	0
Вкр	74285.71			400000

Sheet 6: финанализ с АБХМ с кредитом

АИ-20			1		2	3	4	5	6	7	8	9	10
Nед, МВт	2.50	aк	100		0	0	0	0	0	0	0	0	0
Число часов использ уст мощ-ти	6,000	av	75		100	100	100	100	100	100	100	100	100
Норма аморт	0.10	I этап. Расчет ФЭИП при реализации за счет собственных средств
Расход на соб нужды %	7.50	№ пп	Показатель	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	Итого
ФОТ годовой usd/год	2,400	1	Выручка,%	0.00	75.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	975.00
Ставка дисконтирования	5%		тыс. $	0.00	1330.21	1773.61	1773.61	1773.61	1773.61	1773.61	1773.61	1773.61	1773.61	1773.61	17292.74
Прочие отчисления	0.30	2	Издержки,%	0.00	75.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	975.00
Отчисления соцстрах	35%		тыс. $	0.00	847.00	1129.34	1129.34	1129.34	1129.34	1129.34	1129.34	1129.34	1129.34	1129.34	11011.02
		3	Выплаты, тыс. $		0.00	0.00	0.00	126.29	118.86	111.43	104.00	96.57	89.14	81.71	728.00
поток наличности	790,423	4	Прибыль, %	0.00	75.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	975.00
чистая прибыль	515,423		тыс. $	0.00	483.21	644.28	644.28	517.99	525.42	532.85	540.28	547.71	555.14	562.56	5553.72
капвложения	2,750,000	5	Чистая прибыль, %	0.00	75.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	975.00
прибыль	644,279		тыс. $	0.00	386.57	515.42	515.42	414.39	420.34	426.28	432.22	438.17	444.11	450.05	4442.97
налог	128,856	6	ПН, тыс $	0.00	592.82	790.42	790.42	689.39	695.34	701.28	707.22	713.17	719.11	725.05	7124.22
выручка	1,773,614	7	Капитал,%	0.00	100.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	100.00
Расход топлив ГТУ, тут/год	23,031		тыс. $	0.00	400.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	400.00
Цена нат. топлива	40.00	8	ЧПН, тыс. $	0.00	192.82	790.42	790.42	689.39	695.34	701.28	707.22	713.17	719.11	725.05	6724.22
Qрн	8,687	9	ДЧПН при Е=0,2, тыс. $	0.00	183.64	716.94	682.80	567.17	544.81	523.31	502.61	482.70	463.54	445.12	5112.63
Qур	7,000	10	Кумулят. ЧПН, тыс. $	0.00	183.64	900.57	1583.37	2150.54	2695.35	3218.66	3721.27	4203.97	4667.51	5112.63
Цена усл. топлива	32.23	11	ДЧПН при Е=IRR, тыс. $	0.00	61.08	79.31	25.12	6.94	2.22	0.71	0.23	0.07	0.02	0.01	175.70
Издержки на топливо	742,351			0.00	61.08	140.38	165.50	172.44	174.66	175.37	175.60	175.67	175.69	175.70	0.60
Издержки на амортизацию	275,000													IRR=	2.1570
Издержки на з/п	16,800													PBP=	1.25
Издержки соцстрах	5,880													CP=	37.53
Прочие издержки	89,304													Ипер	742,351
Суммарные издержки	1,129,335													Ипост	386,984
Тариф	$0.030		За электроэнергию
Отпущенная электроэнергия	41,625		$1,248,750.00
Налог на прибыль	20%		1,580,252.73
	29.10	сум	450,917.40
Тепло в час	4.51
Тепло в год	47,357.53
Количество часов использования тепловой мощности	3,500
Выручка от тепла	331,502.73
Цена 1 Гкал	7.00	долл
Количество установок	3




Количество часов использования холодильной мощности	2,500
Цена 1 Гкал холода	17.458	$
Холодопроизводительность	4430319	ккал/ч
Отпущенное количество холода, Гкал	11,076
Холдильный коэффициент замещаемой электропотребляющей холодильной установки	2.00
Расход электроэнергии на 1 ккал/ч холода в замещаемой установке, квт·ч/(ккал/ч)	0.00058
Выручка от отпущенного холода	193,361

Литература

Каримов И.А.Наша высшаяцель – независимостьи процветаниеРодины, свободаи благополучиенарода. Т.: Узбекистон,2000
Каримов И.А.Узбекистанна пороге XXIвека: угрозыбезопасности,условия и гарантиипрогресса. Т.:Узбекистон,1997
Каримов И.А.Узбекситан— свой путьобновленияи прогресса.Т.: Узбекистон,1992.
Каримов И.А.Прогресс дехканскогохозяйства —путь к изобилию.Т.: Узбекистон,1994.
ОльховскийГ.Г. Энергетическиегазотурбинныеустановки. М.:Энергоатомиздат,1985.
Орлов В.Н.,"Газотурбинныйдвигательавиационноготипа НК-37 дляэлектростанции",Теплоэнергетика,№9, 1992, с. 27 — 31.
Ривкин С.Л.Термодинамическиесвойства газов.М.: Энергия,1973.
Тепловойрасчет котельныхагрегатов(нормативныйметод). М.: Энергия,1973.
Рихтер Л.А.и др. Вспомогательноеоборудованиетепловыхэлектростанций.М.: Энергоатомиздат,1987.
Соколов Е.Я.Теплофикацияи тепловыесети. М.: ИздательствоМЭИ, 1999.
Уваров С.Н.Авиационныегазотурбинныедвигатели вэнергетике.Л.: Энергия, 1971.
Батенин В.М.,МасленниковВ.М., Цой А.Д. "Ороли и местедецентрализованныхисточниковэнергоснабжения",Энергосбережение,№1, 2003, с.14 — 18.
Методическиерекомендациипо оценкеэффективностиинвестиционныхпроектов и ихотбору дляфинансирования.М.: Теринвест,1994.
Анализ иуправлениепроектами./Под общ. ред.Н.А. Артыкова/.Т.: РИК Узинвестпроект,2000.
Методическиеуказания повыполнениюэкономическойчасти выпускнойработы длямагистрантовэнергетическихспециальностей.Т.: ТГТУ, 2002.
Газотурбинныеустановки.Конструкциии расчет: Справочноепособие /Подобщ. ред. Л.В.Арсеньева и В.Г. Тырышкина/.Л.: Машиностроение.Ленингр. отделение,1978.
Захидов Р.А.,Родимкин С.Е.Теплоэлектрохладофикационныесистемы. Т.: Фан,1991
Соколов Е.Я.,БродянскийВ.М. Энергетическиеосновы трансформациитепла и процессовохлаждения.М.: Энергоиздат,1981.
Промышленнаятеплоэнергетикаи теплотехника.Справочник/Под обш. ред.В.А. Григорьеваи В.М. Зорина/.М.: Энергоатомиздат,1983.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКАРАБОТЫ

Актуальностьработы.В настоящеевремя Узбекистаннаходится напути построенияправового,демократическогогосударствас рыночнойэкономикой.В период переходак рыночнымотношениям,усугубившимсяразрывом связейс другимиреспубликамибывшего СССР,необходимостьювыхода изэкономическогокризиса, в которомоказался Узбекистанпосле развалаСССР, положениев теплоэнергетикеи в энергетическойотрасли экономикив целом, характеризуетсязначительнымфизическими моральнымизносом основногооборудованиякрупных тепловыхэлектростанций(ТЭС) Узбекистана.Это Ташкентская,Навоийская,Ново-Ангренская,Ангренскаяи другие ТЭС.Все они былипостроены ещев советскоевремя и ужеотработалиот 25 до 40 лет.

В связи суказаннымивыше причинамикачествоэнергоснабженияотдельных групппотребителей,особенно промышленныхс непрерывнымпроцессомпроизводства,ухудшилось,т.к. участилисьслучаи аварийныхостанововблоков действующихТЭС. Это приводитк логичномурешению, котороесводится кдецентрализациипроизводстваэнергоресурсов(электроэнергии,теплоты, а вдальнейшеми холода), т.е.расположениюнебольшогоисточникаэнергоснабженияв непосредственнойблизости отпотребителя.

Децентрализацияэнергоснабженияоказываетсявыгодной дляконечногопотребителя,который можетбыть владельцемнезависимогоисточникаэнергоснабжения.

Одним изспособов созданиянебольшогоисточникаэнергоснабженияявляется конвертацияавиационныхдвигателейи создание наих базе блочныхстанций заводскойготовности.Эффективнымоказываетсякомбинированноепроизводствоэлектроэнергиис выработкойна ее базе тепловойэнергии длянужд теплоснабжения.

Тема диссертацииявляется актуальнойв силу того,что в ней рассматриваютсявопросы созданиятеплоэлектроцентралидля небольшогонаселенногопункта на базетурбовинтовогодвигателяАИ-20, и рассмотренвариант созданиягазотурбиннойтеплоэлектрохладоцентралидля производствавсех видовэнергии (тепло,холод и электроэнергии)на базе авиационныхдвигателей.Создание такихустановок нетребует большихкапиталовложенийи характеризуетсянебольшимисроками окупаемости.

Цель работы.Целью работыявляется обоснованиевозможностисозданиятеплоэлектроцентралина базе авиационногогазотурбинногодвигателя,оценка экономическогоэффекта отвнедренияавиационныхдвигателейв энергетику,анализ возможныхпутей дальнейшегоразвития источниковэнергоснабженияна базе авиадвигателейв энергетикеУзбекистанас учетомсоциально-экономическихфакторов нашейреспублики.

Новизнаработысостоитв том, что предлагаетсяновый путьразвития генерирующихмощностей вУзбекистане,характеризующийсядецентрализациейэнергопроизводствапутем внедрениялокальныхисточниковснабженияпотребителйэнергоресурсамина базе комбинированнойвыработкитеплоты иэлектроэнергиис дальнейшимразвитием ихв источникиполного энергоснабжения(теплота, электроэнергияи холод) —теплоэлектрохладоцентрали(ТЭХЦ).

Одним изспособов созданиядецентрализованныхисточниковснабженияэнергоресурсамиявляется внедрениев энергетикуУзбекистанагазотурбиннойтехнологиипроизводстваэнергии на базеконвертированныхавиационныхгазотурбинныхдвигателей(АГТД). В работерассмотренывопросы созданияисточника попроизводствутеплоты иэлектроэнергиина базе АГТД— теплоэлектроцентрали(ТЭЦ), а такжерассмотренвариант посозданию набазе АГТДгазотурбиннойТЭХЦ. Проведенысравнительныеэкономическиерасчеты двухвариантов,выявившиепреимуществасоздания ТЭХЦ,по сравнениюс другими вариантами.

Публикации.По теменастоящеймагистерскойдиссертациибыло опубликовано2 статьи.

РЕЦЕНЗИЯ

на магистерскуюдиссертацию,выполненнуюна тему:

«Энергоэкономическаяэффективностьпримененияавиационныхдвигателейв энергоснабжении»

Магистерскаядиссертационнаяработа магистрантаУмирова У.Р.посвященапроблеме созданиялокальногоисточникаэнергоснабженияна базе авиационногодвигателя, иактуальностьтемы диссертацииобосновываетсятем, что с переходомна рыночныеотношениякрупным промышленнымпотребителямвыгодным оказываетсяиметь собственныйисточникэнергоснабжения.Особенно выгоднойявляетсякомбинированнаявыработкаэлектроэнергиии теплоты.

Даннаяработа имеетпрактическуюценность, т.к.в ней намеченыподходы повнедрениюавиационныхдвигателейв энергетикуУзбекистана.На данный моментв республикени одного внедренияавиационныхдвигателейдля энергетическихнужд проведеноне было.

Следуетотметить рассмотрениев диссертацииисточникаполного энергоснабжения(теплота, электроэнергияи холод). Этотподход являетсянетрадиционнымв энергетикеУзбекистанаи характеризуетнаучную новизнурассматриваемойработы. Такжеследует отметить,что в диссертациирассматриваетсяотличный отнынешнего путьразвития энергетики,характеризующийсядецентрализациейэнергоснабжения.

Диссертационнаяработа изложенана 81 страницемашинописноготекста и 6-тилистах графическогоматериала.Содержаниеработы включаетв себя следующиеразделы:

Введение;
Литературныйобзор;
Тепловойрасчет газотурбиннойтеплоэлектроцентралина базе АГТД;
Станцияполного энергоснабжения(теплота, электроэнергияи холод) на базеконвертированногоАГТД;
Экономическаячасть;
Выводы;
Литература.

Рассмотренныевопросы соответствуюттеме диссертационнойработы.

В графическойчасти представлены:

Схемы конвертацииАГТД;
Принципиальнаятепловая схемаТЭЦ;
Поперечныйразрез главногокорпуса;
Компоновкаглавного корпуса;
ГрафикираспределенияNPVпо годам повариантам;
Своднаятаблицатехнико-экономическихпоказателей.

Объем выполненнойработы отвечаеттребованиям,предъявляемымк

магистерскойдиссертации.Стиль и языкизложениядоступен ипонятен.

К работеимеются следующиезамечания,требующиедетальнойпроработкив дальнейшем:

болеедетальноерассмотрениевопроса использованиятурбореактивныхдвигателейдля нужд энергетики;
обоснованиевыбора установки.

В целомвыполненнаяработа соответствуеттребованиям,предъявляемымк магистерскойдиссертации,а ее автор УмировУ.Р. заслуживает присвоениястепени магистратеплоэнергетики.

Рецензент:

ГлавныйинженерХошимовИ.М.

ДП "Узэнергосозлаш"

РЕЦЕНЗИЯ

на магистерскуюдиссертацию,выполненнуюна тему:

«Энергоэкономическаяэффективностьпримененияавиационныхдвигателейв энергоснабжении»

Магистерскаядиссертационнаяработа магистрантаУмирова У.Р.посвященапроблеме созданиялокальногоисточникаэнергоснабженияна базе авиационногодвигателя, иактуальностьтемы диссертацииобосновываетсятем, что в связис износомоборудованиядействующихТЭС Узбекистана,снизиласьнадежностьобеспеченияпотребителяэнергоресурсами.

В работепредложен путьдецентрализацииисточниковэнергоснабженияи рассмотренвопрос о возможностисоздания набазе авиадвигателейлокальногоисточника всемивидами энергоресурсов— теплотой,холодом иэлектроэнергией.В этом заключаетсянаучная новизнаданной работы.

Введение;
Литературныйобзор;
Тепловойрасчет газотурбиннойтеплоэлектроцентралина базе АГТД;
Станцияполного энергоснабжения(теплота, электроэнергияи холод) на базеконвертированногоАГТД;
Экономическаячасть;
Выводы;
Литература.

Рассмотренныевопросы соответствуюттеме диссертационнойработы.

В графическойчасти представлены:

Схемы конвертацииАГТД;
Принципиальнаятепловая схемаТЭЦ;
Поперечныйразрез главногокорпуса;
Компоновкаглавного корпуса;
ГрафикираспределенияNPVпо годам повариантам;
Своднаятаблицатехнико-экономическихпоказателей.

Объем выполненнойработы отвечаеттребованиям,предъявляемымк

магистерскойдиссертации.Стиль и языкизложениядоступен ипонятен.

К работеимеются следующиезамечания,которые былобы желательнымосветить вдальнейшем:

учет влияниягидравлическогосопротивленияподогревателясетевой водына характеристикиГТУ;
обоснованиевыбора установки;
учет влиянияроста цен натопливо и росттарифов наэкономическуюэффективностьстанции набазе авиадвигателя.

Рецензент:

ГлавныйинженерЛяпинЭ.А.

ОАО"ORGRES"

РЕЦЕНЗИЯ

на магистерскуюдиссертацию,выполненнуюна тему:

«Энергоэкономическаяэффективностьпримененияавиационныхдвигателейв энергоснабжении»

Магистерскаядиссертационнаяработа магистрантаУмирова У.Р.посвященапроблеме созданиялокальногоисточникаэнергоснабженияна базе авиационногодвигателя.Актуальностьтемы диссертацииочевидна в силутого, что с переходомна рыночныеотношениякрупным промышленнымпотребителям,а также предприятиямагропромышленногосектора экономикивыгодно иметьсобственныйисточникэнергоснабжения.

Наданный моментв республикени одного внедренияавиационныхдвигателейдля энергетическихнужд проведеноне было. Поэтомуданная работаможет бытьотмечена какимеющая практическуюценность, таккак в ней рассмотренывопросы проектированияисточникакомбинированнойвыработки теплаи электроэнергиина базе авиадвигателя.Следует отметить произведенныйконструктивныйрасчет компактногоутилизационногогазовогоподогревателясетевой водыс оребреннымитрубами.

Вызываетинтерес рассмотрениев диссертацииисточникаполного энергоснабжения(теплота, электроэнергияи холод). В диссертациирассматриваетсяотличный отнынешнего путьразвития энергетики,характеризующийсядецентрализациейэнергоснабжения.Эти подходыявляетсянетрадиционнымидля энергетикиУзбекистанаи характеризуютнаучную новизнурассматриваемойработы.

Введение;
Литературныйобзор;
Тепловойрасчет газотурбиннойтеплоэлектроцентралина базе АГТД;
Станцияполного энергоснабжения(теплота, электроэнергияи холод) на базеконвертированногоАГТД;
Экономическаячасть;
Выводы;
Литература.

Рассмотренныевопросы соответствуюттеме диссертационнойработы.

В графическойчасти представлены:

Схемы конвертацииАГТД;
Принципиальнаятепловая схемаТЭЦ;
Поперечныйразрез главногокорпуса;
Компоновкаглавного корпуса;
ГрафикираспределенияNPVпо годам повариантам;
Своднаятаблицатехнико-экономическихпоказателей.

Объем выполненнойработы отвечаеттребованиям,предъявляемымк

магистерскойдиссертации.Стиль и языкизложениядоступен ипонятен.

Было бы полезнымрассмотретьв работе следующиевопросы:

рассмотрениевопроса созданиястанции набазе турбореактивныхдвигателей;
учетвлияния ростатарифов наэнергоресурсыи снижениярасчетноймощности вмежремонтныйпериод наэкономическуюэффективностьстанции.

Рецензент:

ГлавныйинженерМалышевВ.П.

ОАО "Иссикликэлектрлойиха"

РЕЦЕНЗИЯ

на магистерскуюдиссертацию,выполненнуюна тему:

«Энергоэкономическаяэффективностьпримененияавиационныхдвигателейна ТЭС»

Введение;
Литературныйобзор;
Тепловойрасчет газотурбиннойтеплоэлектроцентралина базе АГТД;
Станцияполного энергоснабжения(теплота, электроэнергияи холод) на базеконвертированногоАГТД;
Экономическаячасть;
Выводы;
Литература.

Рассмотренныевопросы соответствуюттеме диссертационнойработы.

В графическойчасти представлены:

Схемы конвертацииАГТД;
Принципиальнаятепловая схемаТЭЦ;
Поперечныйразрез главногокорпуса;
Компоновкаглавного корпуса;
ГрафикираспределенияNPVпо годам повариантам;
Своднаятаблицатехнико-экономическихпоказателей.

Объем выполненнойработы отвечаеттребованиям,предъявляемымк

магистерскойдиссертации.Стиль и языкизложениядоступен ипонятен.

К работеимеются следующиезамечания,требующиедетальнойпроработкив дальнейшем:

болеедетальноерассмотрениевопроса использованиятурбореактивныхдвигателейдля нужд энергетики;
обоснованиевыбора установки.

Рецензент:

ГлавныйинженерХошимовИ.М.

ДП "Узэнергосозлаш"

РЕЦЕНЗИЯ

на магистерскуюдиссертацию,выполненнуюна тему:

«Энергоэкономическаяэффективностьпримененияавиационныхдвигателейна ТЭС»

Магистерскаядиссертационнаяработа магистрантаУмирова У.Р.посвященапроблеме созданиялокальногоисточникаэнергоснабженияна базе авиационногодвигателя, иактуальностьтемы диссертацииобосновываетсятем, что в связис износомоборудованиядействующихТЭС Узбекистана,снизиласьнадежностьобеспеченияпотребителяэнергоресурсами.

Введение;
Литературныйобзор;
Тепловойрасчет газотурбиннойтеплоэлектроцентралина базе АГТД;
Станцияполного энергоснабжения(теплота, электроэнергияи холод) на базеконвертированногоАГТД;
Экономическаячасть;
Выводы;
Литература.

Рассмотренныевопросы соответствуюттеме диссертационнойработы.

В графическойчасти представлены:

Схемы конвертацииАГТД;
Принципиальнаятепловая схемаТЭЦ;
Поперечныйразрез главногокорпуса;
Компоновкаглавного корпуса;
ГрафикираспределенияNPVпо годам повариантам;
Своднаятаблицатехнико-экономическихпоказателей.

Объем выполненнойработы отвечаеттребованиям,предъявляемымк

магистерскойдиссертации.Стиль и языкизложениядоступен ипонятен.

К работеимеются следующиезамечания,которые былобы желательнымосветить вдальнейшем:

учет влияниягидравлическогосопротивленияподогревателясетевой водына характеристикиГТУ;
обоснованиевыбора установки;
учет влиянияроста цен натопливо и росттарифов наэкономическуюэффективностьстанции набазе авиадвигателя.

Рецензент:

ГлавныйинженерЛяпинЭ.А.

ОАО"ORGRES"

РЕЦЕНЗИЯ

на магистерскуюдиссертацию,выполненнуюна тему:

«Энергоэкономическаяэффективностьпримененияавиационныхдвигателейна ТЭС»

Введение;
Литературныйобзор;
Тепловойрасчет газотурбиннойтеплоэлектроцентралина базе АГТД;
Станцияполного энергоснабжения(теплота, электроэнергияи холод) на базеконвертированногоАГТД;
Экономическаячасть;
Выводы;
Литература.

Рассмотренныевопросы соответствуюттеме диссертационнойработы.

В графическойчасти представлены:

Схемы конвертацииАГТД;
Принципиальнаятепловая схемаТЭЦ;
Поперечныйразрез главногокорпуса;
Компоновкаглавного корпуса;
ГрафикираспределенияNPVпо годам повариантам;
Своднаятаблицатехнико-экономическихпоказателей.

Объем выполненнойработы отвечаеттребованиям,предъявляемымк

магистерскойдиссертации.Стиль и языкизложениядоступен ипонятен.

Было бы полезнымрассмотретьв работе следующиевопросы:

рассмотрениевопроса созданиястанции набазе турбореактивныхдвигателей;
учетвлияния ростатарифов наэнергоресурсыи снижениярасчетноймощности вмежремонтныйпериод наэкономическуюэффективностьстанции.

Рецензент:

ГлавныйинженерМалышевВ.П.

ОАО "Иссикликэлектрлойиха"

СОДЕРЖАНИЕ

Введение5

Глава 1. Литературныйобзор9

Конвертацияавиационныхгазотурбинныхдвигателей

для энергетическихцелей9

1.2. Электростанциина базе АГТДв странах СНГ12

1.3. Зарубежныеэлектростанциис авиационнымиГТД18

Глава 2.Тепловой расчетгазотурбиннойтеплоэлектроцентрали

на базеАГТД27

2.1. ОписаниегазотурбиннойТЭЦ на базеАГТД

и ее принципиальнаятепловая схема27

2.2. Тепловойрасчет ГТУ набазе двигателяАИ-2029

2.3. Расчетгазо-водяногоподогревателясетевой воды38

2.4. Тепловойрасчет вакуумногодеаэратораподпиточной

водытепловой сети44

2.5Технико-экономическиепоказателиГТТЭЦ45

Глава 3. Станцияполного энергоснабжения(теплота, электро-

энергия и холод)на базе конвертированногоАГТД47

3.1. Особенностисоздания источникаполного

энергоснабжения— теплоэлектрохладоцентрали47

3.2. Расчеттепловых потоковабсорбционнойбромисто-литиевой

холодильноймашины49

Глава 4.Экономическаячасть55

Выводы78

Литература80

Министерство высшего и среднегоспециальногообразования

РеспубликиУзбекистан

ТашкентскийГосударственныйТехническийУниверситетим. Абу РайханаБеруни

На правах рукописи

УмировУмид Рустамович

Энергоэкономическаяэффективностьпримененияавиационныхдвигателейна ТЭС

Специальность:5А520104

«Тепловыеэлектрическиестанции»

Диссертация

на соисканиестепени магистратеплоэнергетики

Работа рассмотренаиНаучныйруководитель

допускаетсяк защитедоц.Родимкин С.Е.

_________________

Зав. кафедрой«ТепловыеНаучныйконсультант

электрическиестанции» проф.Соколова Л.А.

доц. АлимовХ.А._________________

____________________

«___»__________2003 г.

Энергоэкономическая эффективность применения авиационных двигателей на ТЭС

Overview

Sheet 1: Свойства газов

Sheet 2: Компрессор

Sheet 3: Свойства газов (2)

Sheet 4: Камера сгорания

Sheet 5: Свойства газов (750)

Sheet 6: Свойства газов (outlet)

Sheet 7: Свойства газов (x)

Sheet 8: Газовая турбина

Sheet 9: Свойства газов (x) (2)

Sheet 10: Техн данные к расчету ГПСВ

Sheet 11: Расчет ГПСВ конструктивный

Sheet 12: финанализ

Sheet 13: Кредит

Sheet 14: финанализ с кредитом

Sheet 15: финанализ с АБХМ

Sheet 16: Кредит с АБХМ

Sheet 17: финанализ с АБХМ с кредитом

Overview

Sheet 1: Компрессор

Sheet 2: Камера сгорания

Sheet 3: Газовая турбина

Sheet 4: Свойства газов (x) (2)

Sheet 5: HRSG - technical data

Sheet 6: HRSG - calculation

Sheet 7: финанализ

Sheet 8: Кредит

Sheet 9: финанализ с кредитом

Sheet 10: финанализ с АБХМ

Sheet 11: Кредит с АБХМ

Sheet 12: финанализ с АБХМ с кредитом

ВЫВОДЫ

ВВЕДЕНИЕ

Глава1. Литературныйобзор

1.1. КОНВЕРТАЦИЯавиационныхгазотурбинныхДВИГАТЕЛЕЙДЛЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХЦЕЛЕЙ

1.2. Электростанциина базе АГТДв странах СНГ

Рис. 3. Тепловаясхема ГТУ 25/39

Параметрыи

Фирма-изготовительи тип ГТД

Технико-экономическаяоценка ТЭЦ набазе ТВД АИ-20

Расчетприбыли

Расчетсебестоимостиединицы продукцииТЭЦ

Overview

Sheet 1: финанализ

Sheet 2: Кредит

Sheet 3: финанализ с кредитом

Sheet 4: финанализ с АБХМ

Sheet 5: Кредит с АБХМ

Sheet 6: финанализ с АБХМ с кредитом

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКАРАБОТЫ

СОДЕРЖАНИЕ

Министерство высшего и среднегоспециальногообразования

РеспубликиУзбекистан

ТашкентскийГосударственныйТехническийУниверситетим. Абу РайханаБеруни

УмировУмид Рустамович

Энергоэкономическаяэффективностьпримененияавиационныхдвигателейна ТЭС

Диссертация

Ташкент– 2003