Стратегическим направлением развития мировой энергетики является внедрение при выработке электроэнергии и тепла парогазовых технологий (ПГУ). Это направление дает возможность существенно повысить КПД конденсационных установок с 38-40 % до 55-60 %. ПГУ особенно актуальны для объектов отечественной электроэнергетики, исчерпавшей свой ресурс на 70 %, а так же принимая во внимание более чем десятилетний провал в энергопотреблении и прогноз увеличения внутреннего потребления энергии. Рост производства электроэнергии нужно рассматривать еще и с точки зрения наращивания экспортного потенциала в качестве важной валютной составляющей совокупного дохода. С этих позиций назрела необходимость создания высокоэффективных отечественных ПГУ. Они позволят значительно снизить удельные расходы топлива на выработку тепла и электроэнергии, сократить эксплуатационные расходы и численность персонала, существенно улучшить экологическую обстановку.
Перспективы развития энергетики в различных странах мира связывают с использованием угля, запасы которого достаточно велики. Угольная составляющая сегодня остается самой большой в мировом энергетическом балансе (рис. 1). Однако газотурбинные установки (ГТУ), к чистоте рабочего тела которых предъявляются высокие требования, а с ними и ПГУ используют в качестве топлива в основном природный газ или жидкие дистилляты. Сжигание в них золосодержащих твердых топлив затруднено из-за образования отложений в проточной части газовых турбин, эрозии и коррозии их деталей. Использование таких топлив, возможно, после их газификации. Она осуществляется путем химических превращений содержащегося в угле углерода и водяных паров при высоких температурах с образованием смеси горючих газов (СО, Н2). Необходимая для протекания реакций теплота выделяется за счет сжигания части угля. Содержащаяся в угле сера переходит в сероводород, который удаляется из генераторного газа с помощью промышленно освоенных и экономически эффективных процессов. В итоге газификации из угля получают чистый горючий газ и теплоту, которая может быть превращена в работу.
Рис. 1. Производство электроэнергии по видам топлива в мире
В магистерской диссертации проведено исследование эффективности различных схем ПГУ, изучены и проведены сравнения возможных вариантов реализации энергетических установок на основе парогазового цикла, разработана методика расчета и оптимизации ПГУ.
Целью представленного раздела диссертации является обоснование экономической целесообразности реализации проекта по внедрению парогазовых установок и определение вида топлива для минимизации затрат и сокращения срока окупаемости капиталовложений.
Проведем расчет показателей экономической эффективности инвестиционного проекта строительства ПГУ и работе ее на двух видах топлива (природном газе и угле).
В табл. 1 представлены наименования основных узлов ПГУ и их рыночная стоимость.
В табл. 2 представлены основные затраты на установку ПГУ.
В табл. 3 представлены затраты, связанные с оплатой труда обслуживающего ПГУ персонала.
Страховые взносы, определяющие величину обязательных платежей в социальные внебюджетные фонды, рассчитывается по действующей ставке (от фонда оплаты труда).
Таблица 1 Материальные затраты на приобретение основных узлов ПГУ
|
№ п/п |
Элементы установки. |
Стоимость с НДС, долл. |
|
1 |
Газотурбинный двигатель (на 1 кВт установленной мощности) |
300 |
|
2 |
Котел утилизационный (на 1 кВт установленной мощности) |
100 |
|
3 |
Блок топливной и паровой аппаратуры (на 1 кВт установленной мощности) |
150 |
|
4 |
Маслосистема |
300000 |
|
5 |
Дополнительные системы ГТД и ПТ |
1500000 |
|
6 |
Химводоподготовка |
2000000 |
|
7 |
АСУ и Р |
1000000 |
|
8 |
Дымосос |
300000 |
|
9 |
Редуктор |
400000 |
|
10 |
Турбогенератор |
2500000 |
|
11 |
Паровая турбина |
2000000 |
|
12 |
Реактор газификации угля |
2000000 |
Таблица 2 Затраты на установку ПГУ
|
№ п/п |
Элементы установки |
Стоимость с НДС, в % от материальных затрат |
|
1 |
Строительно-монтажные работы |
20 |
|
2 |
Монтаж и наладка |
40 |
|
3 |
Проектно-изыскательные работы |
30 |
Таблица 3 Персонал и затраты на оплату труда (в месяц)
|
Должность |
Количество |
Зарплата с начислениями, руб. |
|
Слесарь аварийного ремонта |
8 |
40000 |
|
Слесарь |
8 |
35000 |
|
Инженер оператор |
8 |
45000 |
|
Оператор реактора газификации |
4 |
45000 |
|
Начальник цеха |
1 |
70000 |
|
Начальник смены |
4 |
60000 |
Срок полезного использования основных узлов энергетического оборудования 15 лет. Норма амортизации рассчитывается линейным (пропорциональным) способом начисления амортизации.
Общая выработка электроэнергии ПГУ в год рассчитывается исходя из мощности установки и эффективного фонда работы оборудования, составляющего 7200 часов в год. Расход и стоимость топлива на установку представлены в табл. 4.
Таблица 4 Расход и стоимость топлива
|
Вид топлива |
Расход |
Стоимость |
|
Природный газ |
8 м3/с |
3 руб./м3 |
|
Уголь |
9 кг/с |
4 руб./кг |
Прочие текущие расходы приняты в размере 200 % от фонда оплаты труда. Установленная мощность ПГУ 155 МВт, курс доллара на 15 января 2012 г. 32 руб./1 долл.
Расчет затрат на обеспечение работы ПГУ в год представлен в табл. 5.
Рассчитанные технико-экономические показатели проектов представлены в табл. 6.
Таблица 5 Затраты на обеспечение работы ПГУ в год, млн. руб.
|
Затраты |
Вид топлива |
|
|
Природный газ |
Уголь |
|
|
На закупку топлива |
629,856 |
933,1 |
|
Зарплата работников |
15,24 |
17,4 |
|
Отчисления в социальные внебюджетные фонды |
5,182 |
5,916 |
|
Амортизационные отчисления |
286,8 |
294,9 |
|
Итого текущие затраты |
967,53 |
1286,1 |
Таблица 6 Технико-экономические показатели проектов
|
Показатели |
Вид топлива |
|
|
Природный газ |
Уголь |
|
|
Электрическая мощность установки (ПГУ) |
155 МВт |
|
|
Электрическая мощность ГТУ |
110 МВт |
|
|
Электрический КПД ГТУ |
36 % |
|
|
Параметры генерируемого пара в котле утилизаторе |
Р = 11/0,15 МПа t = 540/200 °С |
|
|
Электрический КПД ПГУ |
52 % |
48 % |
|
Затраты на приобретение и уста- |
4301,6 |
4423,2 |
|
Текущие затраты на обеспечение установки (в год), млн. руб. |
967,53 |
1286,1 |
|
Цена продаваемой энергии, руб./кВт·ч |
2 |
|
|
Себестоимость выработки электроэнергии, руб./кВт·ч |
0,9 |
1,2 |
|
Чистая текущая стоимость (NPV), млн. руб. |
2356,6 |
545,4 |
|
Индекс рентабельности (PI) |
2,4 |
1,9 |
|
Период окупаемости, год |
4 |
6 |
|
Дисконтированный период окупаемости, год |
7 |
12 |
На рис. 2 представлены денежные потоки по проектам.
Рис. 2. Чистая текущая стоимость (NPV) по проектам
Таким образом, показатели эффективности проекта ПГУ на природном газе значительно выше показателей проекта с газификацией угля.
Технико-экономические и эксплуатационные показатели систем газификации и энергетических ПГУ с ними не подтверждены пока российским практическим опытом эксплуатации. Споры об их экономических преимуществах по сравнению с энергетическими установками других типов не могут дать убедительных результатов. Однако, бесспорно то, что с помощью этих технологий можно достичь чрезвычайно высоких КПД при одинаковой, по сравнению с другими энергетическими установками, удельной стоимости капиталовложений. Это оправдывает разработки ПГУ с газификацией угля, на которые за рубежом расходуются огромные средства. Но расчеты и опыт их эксплуатации показывают, что принципиально их экономичность не может быть сравнимой с экономичностью парогазового цикла на природном газе.