Поиск электропочта главная страница сайта
Газопоршневые установки
Газотурбинные установки
Микротурбины
(916)
565-28-37
многоканальный
Навигация по сайту

Преимущества мини-ТЭС

Одна из острейших проблем сегодняшнего дня - это проблема энергодефицита...

Проблемы малой энергетики

Энергодефицит - одна из ключевых проблем наших дней, которая на каждом уровне производства и потребления энергии имеет собственные нюансы...

Технико-экономическое обоснование проекта создания мини-теплоэлектростанции

При решении задачи по организации тепло и электроснабжения объекта часть встает вопрос о принятии того или иного концептуального решения.

Что выбрать в качестве источника электроэнергии?
Сетевое подключение?
Собственную газовую электростанцию (микротурбины, газотурбинные установки, газопоршневые установки)?

Что выбрать в качестве источника теплоснабжения?
Централизованную теплосеть?
Собственную котельную?
Мини-теплоэлектростанцию (когенерация)?

Что выбрать в качестве источника кондиционирования?
Парокомпрессионный чиллер?
Газовые холодильные машины?
Абсорбционно-холодильную машину (тригенерация)?

По какому пути пойти, чтобы вовремя запустить Объект?
Какое решение принять, чтобы при эксплуатации Объект был максимально эффективным?

Для того, чтобы принятие решения не было столь мучительным, целесообразно выполнить технико-экономическое обоснование (ТЭО). Существует несколько видов ТЭО:

  • краткое (дает возможность сделать выбор по основным критериям принятии решений),
  • полное (комплексное ТЭО, учитывающее все тонкости и детали проекта).

Пример ТЭО проекта по выбору собственной газотурбинной мини-теплоэлектростанции для нужд жилого дома в г. Москве

Целью настоящей работы является выбор оптимального варианта энергоснабжения комплекса жилых домов на "Новой" улице г. Москвы на основании технико-экономического сравнения двух альтернативных, технически возможных к осуществлению, вариантов.
  1. Раздельная схема энергоснабжения, при которой электрическая и тепловая энергия потребляется из электрических сетей, а тепловая энергия в виде горячей воды доставляется некоторой теплоснабжающей организацией от вновь устанавливаемых котлоагрегатов на природном газе. При этом стоимость энергоресурсов для жилых домов оценивается по действующим тарифам.
  2. Обеспечение тепловых и электрических нагрузок рассмастиваемых потребителей от автономной электростанции (АТЭС) по себестоимости производства обоих видов энергии.
Сравниваемые варианты при равном энергетическом эффекте (одинаковом годовом отпуске электрической и тепловой энергии потребителям) различаются уровнем единовременных затрат (капитальных вложений) по подключению к сторонним источникам энергии или сооружению автономного энергоисточника, а также годовыми эксплуатационнными издержками по закупке энергоресурсов от внешних энергообъектов или по производству обоих видов энергии на собственной электростанции.

Все расчеты проводились в ценах 2006 года в рублевом исчеслении.

Сравнительная экономическая эффективность капитальных вложений определялась по так называемому "приростному методу", в соответствии с которым прирост едоновременных затрат (капитальных вложений) в одном из вариантов сопоставляется с приростом (положительным или отрицательным) эксплуатационных издержек в том же варианте. При этом в качестве базы сравнения выбирается вариант с наименьшими капитальными вложениями (базовый вариант).

В варианте раздельного энергоснабжения при подключении к энергосистеме требуется осовить капитальные вложения в сооружение трансформаторной подстанции, прокладку кабельных сетей, прокладку магистральных тепловых сетей, строительство теплового пункта, прокладку разводящих внутриквартальных тепловых сетей и оплатить стоимость подключения к электрическим сетям. Суммарные капитальные вложения по подключению жилых домов "Новой" улицы оцениваются в 108,5 млн. рублей с НДС 18%.

Стоимость основных производственных фондов при этом составит 92 млн. рублей (НДС подлежит возврату и не переходит на ОПФ).

В варианте 2 (автономная электростанция) устанавливается 24 газовых турбогенератора Capstone мощностью по 65 кВт, каждый с теплоутилизатором тепловой мощностью по 112 кВт(т) (0,1 Гкал/ч). Кроме того, покрытие тепловой нагрузки осуществляется также от двух водогрейных котлов по 1500 кВт(т) или по 1,29 Гкал/ч.

Устанавливается также один аварийный дизель-генератор мощностью 200 кВт.

Суммарная установленная электрическая мощность АТЭС составляет 1560 кВт, тепловая мощность - 4,9 Гкал/ч.

Стоимость автономной электростанции оценивается в 88,54 млн. рублей с НДС 18%. Стоимость основных производственных фондов составляет 75 млн. рублей.

Для краткосрочных задолженностей в первый год эксплуатации необходим оборотный капитал в размере 3 млн. рублей.

Ориентировочная структура основных производственных фондов по вариантам приведена ниже:

Показателимлн. руб.%млн. руб.%
Стоимость турбогенераторов--6080
Стоимость теплоутилизаторов, водогрейных котлов и прочего технологического оборудования--11,315
Стоимость зданий и сооружений--3,75
Стоимость электрических подстанций и электрических сетей с учетом платы за технологическое присоединение к сетям79,787--
Стоимость тепловых пунктов и тепловых сетей12,313--
Всего9210075100

В качестве основного экономического критерия, характеризующего коммерческую эффективность дополнительных капитальных вложений принят простой срок окупаемости дополнительных капитальных вложений с начала эксплуатации энергоисточника.

При осуществлении инвестиций НДС на активы не переходит на основные производственные фонды и фактически окупаемости подлежат ОПФ.

Базовым вариантом с наименьшими единовременными затратами оказался вариант 2 со строительством автономной электростанции.

Величина дополнительных единовременных затрат в варианте 1, подлежащих окупаемости, составляет 14 млн. рублей (Фосн + Фоб = 92 - 75 - 3 млн. рубл.)

Годовые эксплуатационные издержки по вариантам расчитаны в соответствии с главой 25 Налогового кодекса с учетом специфики энергетических предприятий по элементам затрат:

  1. Переменные затраты
    - материальные (стоимость тепловой и электрической энергии в варианте 1 и стоимость природного газа в варианте 2)
  2. Условно-постоянные затраты
    - амортизационные отчисления
    - оплата труда работающих
    - отчисления на социальные нужды
    - стоимость плановых ремонтных работ технологического оборудования и строительных сооружений
    - прочие затраты (платежи за землю, стоимость предельно-допустимых выбросов загрязняющих веществ, реагентов, воды и услуг банков, оплата командировочных расходов и т.д.)
При этом в связи с тем, что единовременные капитальные вложения по подключению комплекса жилых домов в варианте 1 остаются на балансе потребителя, в составе годовых эксплуатационных издержек учитываются амортизационные отчисления, стоимость плановых ремонтов и прочие затраты по основным производственным фондам. При расчете годовых эксплуатационных издержек были приняты следующие исходные данные:
  1. Годовая потребность комплекса жилых домов в энергоресурсах составляет: в электроэнергии - 7,61 млн. кВт. ч., в тепловой энергии - 10,95 тыс. Гкал.
  2. Годовой расход природного газа при работе автономной электростанции определен теплотехническими расчетами на основании тепловых и электрических нагрузок и составляет 3,78 тыс.гут или при калорийности газа по прейскуранту в размере 7900 ккал/м3 - 3,35 млн.м3
    При когенерационной выработке электрической и тепловой энергии коэфициент использования топлива составляет 66%, а удельные расходы топлива при "физическом" методе распределения между энергоресурсами составили: 255 гут/кВт.ч. и 168 кгут/Гкал.
  3. Одноставочный тариф на электроэнергию для среднего диапазона напряжения в 2006 году составлял 1,27 рубл./кВт.ч.
  4. Тариф на тепловую энергию в горячей воде на 2006 год - 726 рубл./Гкал.
  5. Стоимость природного газа в 2006 году с учетом снабженческих услуг для автономной электростанции - 1300 рубл./1000 м3
  6. Численность обслуживающего персонала на электостанции принята 12 чел. со среднемесячной зароботной платой 18000 рубл. Отчисления на социальные нужды - 26% от ФОТ.
  7. Амортизационные отчисления по энергообъектам приняты исходя их физических сроков их службы и составляют в среднем по варианту 1 - 3,3% в год, по варианту 2 - 3,2% в год.
  8. Нормы отчислений в плановые ремонтные фонды приняты по газотурбинным установкам по данным заказчика, исходя из графика проведения ремонтов за срок службы в размере 3% от стоимости основных фондов узла газовых турбин. По водогрейным котлам, прочему оборудованию, зданиям и сооружениям нормативы затрат в плановые ремонты составляют: по ВК и прочему оборудованию - 5,1%, по объектам электросетевого хозяйства - 1%, объектам теплосетевого хозяйства - 1,3%, по зданиям и сооружениям - 1,9% от соответствующей стоимости ОПФ.
  9. Прочие расходы приняты из анализа ежегодных издержек эксплуатации в размере - 0,5% стоимости ОПФ систем энергоснабжения в каждом из вариантов.
Для получения полного технико-экономического обоснования необходимо направить запрос на его разработку.