Пояснительная записка о проведенном технико-экономическом анализе существующего состава оборудования и разработки предложений по повышению эффективности топливоиспользования Исполнитель, ведущий специалист

Вид материала

Пояснительная записка

Содержание ОАО "Слонимский КБЗ" Условные обозначения 1Энергетическая характеристика предприятия Дмпк, дмэр-ми, дд, дс 2Анализ проведенных исследований на предприятии по газотурбинным установкам и другому элетрогенерирующему оборудованию 3Принципы выбора установок Техническая возможность установки оборудования Минимальный срок окупаемости капиталовложений Анализ данных потребления ТЭР Из этого следует, что дополнительных паровых турбин устанавливать не целесообразно. Типы электрогенерирующего оборудования Сравнение газопоршневого двигателя и газовой турбины Электрический КПД Климатические и географические условия размещения площадки Условия работы, пуски, остановы Проектный срок службы, интервалы техобслуживания Виды работ Интервалы техобслуживания, час 4Количество устанавливаемых единиц оборудования и ориентировочные электрические мощности 5Выбор технологического оборудования 6Выбор тепловой схемы подключения когенерационной установки ... Полное содержание

Подобный материал:

• Пояснительная записка к бухгалтерской отчетности ОАО «Биробиджаноблгаз» за 2006 год, 258.26kb.
• Мамонов Андрей Михайлович, ведущий специалист нии эт, кандидат технических наук; Мурылева, 87.62kb.
• Залуцкая Елена Валерьевна, главный специалист Секретариата Белорусского Общества Красного, 233.18kb.
• График работы тематических групп по внесению предложений в проект Федерального закона, 37.25kb.
• Ам, в этой связи становится очевидным, что экономия и оптимизация занимают приоритетную, 65kb.
• Пояснительная записка к показателям, предоставляемым для разработки уточненного прогноза, 114.82kb.
• +7-908-150-84-32. 62 Заключение 63 Список используемой литературы 64 Приложения, 1429.98kb.
• Пояснительная записка к выпускной квалификационной работе Исполнитель, 152.22kb.
• Инструкция по участию в открытом Запросе предложений. 7 Общий порядок проведения Запроса, 1177.73kb.
• Устрия объединяется для разработки предложений перспективного законодательства в телеинформационной, 21.84kb.

Согласовано		Утверждаю
Главный инженер ОАО "Слонимский КБЗ"		Технический директор СЗАО "Евроэнерго"
__________________Антоник Н.В.		______________ Макеенко А.Ф.
«______» ____________2003 г.		«______» ____________2003 г.

ОАО "Слонимский КБЗ"


Пояснительная записка

о проведенном технико-экономическом анализе существующего состава оборудования и разработки предложений по повышению эффективности топливоиспользования


Исполнитель, ведущий специалист

СЗАО "Евроэнерго" Якусевич С.А.


Минск 2003 г.

Условные обозначения:

КГА   когенераторная установка; КУ   котел теплоутилизатор; ТЭР – топливно-энергетические ресурсы; ПТГ – паротурбогенератор; ТЭП – технико-экономичсеие показатели; тут – тонны условного топлива (аналогично – кг условного топлива.

Термины

Когенерация – комбинированный процесс одновременного производства электроэнергии и тепла внутри одного устройства – когенераторной установки.

Когенератор – электрогенераторная установка с первичным двигателем, работающем на природном газе (дизтопливе, биогазе), оснащенную системой утилизации выделяемого тепла.

Оглавление

Введение


В соответствии с Республиканской программой по энергосбережению на 2000-2005 г.г. среди приоритетных направлений в данной области является использование высокоэффективных термодинамических циклов (ПГУ, ГТУ и т.п.), внедрение паротурбинных технологий и турбин малой мощности на действующих котельных.

В США еще в 1987 г. был принят закон, согласно которому запрещено использование природного газа на вновь вводимых и реконструируемых ТЭЦ и крупных котельных без применения газотурбинных технологий. Аналогичные меры приняты и в странах ЕЭС.

На МиниТЭЦ ОАО "Слонимский КБЗ" уже установлена паротурбинная установка, которая только частично позволила использовать потенциал энергосбережения. Предприятие работает в три смены и потребляет из энергосистемы в течение суток, недель и периодов года электрическую стабильную нагрузку на уровне 3,5 МВт и само генерирует в среднем 0,6 МВт. В здании МиниТЭЦ имеются два свободных фундамента, на которых прежде работали электрогенерирующие установки. Поэтому рационально использовать эти благоприятные условия для установки энергетических надстроек при относительно небольших капиталовложениях, использовании всей инфраструктуры МиниТЭЦ для их эксплуатации. Это сократит потери электроэнергии в электросетях, повысит надежность и маневренность электроснабжения и самое главное, увеличит эффективность использования топлива за счет комбинированной выработки тепла и электроэнергии, а само предприятие становится более независимым от энергосистемы. Все это обеспечит значительное сокращение энергетических затрат на предприятии, а в народном хозяйстве республики – экономию топлива и снижение выработки или отказ от использования не экономичных электрогенерирующих мощностей.

Цель проекта – получение дополнительной прибыли в результате уставки электрогенерирующих мощностей на МиниТЭЦ. Цель данной работы – принять принципиальное совместное решение об осуществлении данного проекта. С этой целью ставилась задача – выбор наиболее оптимального по стоимости, качеству работы, обслуживанию и ремонту энергетического оборудования, вырабатывающего максимальный объем электроэнергии и тепла. Для выполнения данной задачи изучены технические отчеты по проведенным на предприятии исследованиям, статистическая отчетность, другая документация. Изучен состав оборудованием, режимы работы МиниТЭЦ, структура энергопотребляющего оборудования предприятия, графики электрических и тепловых нагрузок, их заполнение при установке КГА (ПТГ, ГТУ или ГПА). Оценивалась возможность размещения данного оборудования на площадке, прокладка основных коммуникаций, установка дополнительного электросилового оборудования, оценивается стоимость основного и вспомогательного оборудования и СМР, годовые эксплуатационные затраты. Производен детальный технический анализ выработки электроэнергии и тепла, дополнительного потребления топлива, эксплуатационных затрат, В итоге проведен финансово-экономический анализ с учетом существующего налогообложения, с расчетом срока окупаемости капиталовложений для каждого выбранного варианта. Наилучший вариант по срокам окупаемости рекомендован предприятию.

В работе не рассматривались такие второстепенные вопросы, как электроосвещение, теплоизоляция, водопровод и источники водоснабжения, отопление и вентиляция помещения, пожаротушение, борьба с шумом. Данные вопросы очевидно решаемы и будут изложены на стадии обоснования инвестиций.

1Энергетическая характеристика предприятия

Основные виды выпускаемой продукции	Картон, бумага, мелованная бумага, товары народного потребления
Режим работы предприятия	Трехсменный
Основные цеха предприятия (Рис. )	Цех приемки макулатуры и подготовки массы (старый и новый, цех производства волокнистых плит, цех ширпотреба, корпус КМ-1, БМ-5; корпус КМ-2, КМ-3, БМ-4, цех мелованных бумаг, ДМЦ, цех полуфабрикатов; гидроцех, химцех.
Годовое потребление ТЭР	Электроэнергия – 31 млн кВт*ч; Топливо – 17 тыс. тут.
Основное и резервное топливо	Природный газ – основное; Мазут – резервное.
Установленная электрическая мощность предприятия	11 МВт
Средневзвешенная потребляемая электрическая мощность предприятия	3,5 МВт
Схема газоснабжения	Магистральный газопровод диам. 219 Р=0,3 МПа до ГРП завода, редуцирование до низк. давления, от ГРП до МиниТЭЦ диам. 426 (действ.) и 325 (заглушен).
Наличие магистрального газопровода, давление в нем	«Ивацевичи-Слоним-Гродно»  газопровод высокого давления, 2,7 МПа
Среднегодовой часовой расход газа	1,6 тут/ч (1,9 тыс. нм3/ч)
Коммерческий учет потребления природного газа	Prowirl gas 70 F
Состав и параметры котлов	2 х Бабкок-Вилькокс + 1х Штейн-Мюллер (1954 г.) по 25 т/ч 16 ати 300 ºС
Установленная суммарная мощность котельной	54 Гкал/ч
РОУ	Три РОУ на 8, 6 и 3 ати
Параметры пара в технологическом цикле	3 ати, 175 ºС
Состав бойлерной	Сетевые насосы – 5 шт.
Температурный график теплосети	95/70
Средневзвешенный за период расход пара на технологию по статистике	Зимой – 13,1 т/ч Лето – 11,5
Средневзвешенный за период расход пара на отопление и гв по статистике	Зимой – 8,2 т/ч Лето – 2,4
Максимальный расход пара	Зимой – 40 т/ч; Лето – 20
Технический учет расхода пара	ДМПК, ДМЭР-МИ, ДД, ДС
Основные потребители пара	Картоноделательная машина КДМ-2 (133 т/сутк); КДМ-3 (120 т/сутк); бумагоделательная машина БМ-4 – 24 т/сутк.; бойлерная 270 т/сут зимой, деаэратор – 70 т/сут, собств. нужды ТЭЦ  24 т/сут
Суммарный возврат конденсата	70 %
Схема и состав фильтров ХВО	Схема – двухступ., четыре Na-кат. фильтра диам. 1,5 м и солерастворители диам. 0,5 м.
Электроснабжение	Два РУ на 10 и 6 КВ, от которых запитаны три подстанции – ТП-1, ТП-2 и ТП-3 сответсвеноо по 560 , 1000, 1000 КВа. Кроме того – 6 ТП в новом жил. поселке на 10 КВ
Длина и марка питающих кабелей
Коммерческий учет элекроэнергии	Счетчики на п/ст «Албертин» 110/10 КВ
Категория по надежности электроснабжения	Первая и вторая

2Анализ проведенных исследований на предприятии по газотурбинным установкам и другому элетрогенерирующему оборудованию

В 2001 году частным предпринимателем Кучко Т.В. (знакомым нам специалистом) выполнены технико-экономические исследования, изложенные в отчете /1/. Автором достаточно глубоко проведен анализ энергетического хозяйства предприятия, в результате чего им не только был проведен выбор и анализ газотурбинных установок для предприятия, но и предложены энерготехнологические схемы использования ГТУ. Однако автор провел технико-экономический анализ упрощенно. В частности, по нашему мнению выявлены следующие недостатки:

• не проанализированы газопоршневые установки, что является серьезны упущением, необходимо иметь ввиду, что данное оборудование имеет срок службы, превышающий в два раза срок службы ГТУ;
  
• представленные им данные по пермскому двигателю для нас сомнительны и при самом низком кпд этот вариант почему-то выигрывает; необходимо отметить, что данный вариант выигрывает за счет своей дешевизны и общей экономичности, но при этом не учитывается, большая доля выработки тепла данной установкой приводит необходимости отключать существующие котлы, что снижает надежность теплоснабжения;
  
• банковский кредит со ставкой 12 % годовых получить очень проблематично, поэтому капвложения занижены;
  
• зарплата 50 тыс. $ на эксплуатационный и ремонтный персонал на порядок завышена;
  
• не учтены налоги, поэтому сроки окупаемости в результате оказались очень короткими.
  

В действительности сроки окупаемости для газовых турбин находятся на уровне 3-4 лет при заводских ценах на оборудование и строгом учете налогообложения.

Автором в результате принят пермский вариант ГТУ 4 МВт. Однако данная ГТУ характеризуется наименьшим кпд и наибольшей выработкой тепла от КУ. Если существующие котлы не будут находиться в работе, то и при вынужденном останове ГТУ завод до момента запуска котлов в течение 2 часов будет простаивать. Поэтому мы считаем данный вариант не пригодным по надежности теплоснабжения.

Конкретно по ГТУ это единственная работа, проведенная на предприятии. Из других работ следует отметить энергетический аудит, проведенный достаточно давно. Данная работа проведена механически без достаточной глубины проработки, она больше формальна в ней мало практических выводов, мало исследовательских материалов. Мы уверены, что на предприятии имеется очень много резервов энергосбережения и необходимо их выявлять. Поэтому целесообразно данную работу повторить (в соответствии с требованиями Комитета по энергоэффективности – каждые три года) квалифицированными специалистами, специализирующимися в данной области промышленности.

Имеется также работа о проведении режимно-наладочных испытаний существующих котлов. Данная работа также проведена достаточно давно. В ней дано описание существующей котельной, состав оборудования, режимы работы котлов, их эффективность. данная работа позволила нам взять материалы по технико-экономическим показателям котлов.

Из статотчетности нами изучены такие материалы, как 11-СН, 1-ТЭР и др.

3Принципы выбора установок

Выбор электрогенерирующего оборудования осуществлялся по следующим принципам:

1. техническая возможность установки оборудования, среди которых наиболее важные:
   
   1. надежность оборудования, большие периоды средних и капитальных ремонтов, минимальные затраты на техобслуживание и расходные материалы.
      
   2. экологичность устанавливаемого оборудования, в частности минимум выбросов оксидов азота, минимальная шумность.
      
2. финансово- экономическая целессообразность установки оборудования:
   
   1. минимальный срок окупаемости капиталовложений;
      
   2. получение максимума прибыли;
      
   3. оптимальные объем, источники и способы финансирования (покупка, аренда, лизинг);
      
3. организационные вопросы; в частности, при установке когенератора потребуется значительное увеличение потребления топлива; нужно решать вопросы выделения лимитов.
   

Эти проблемы между собой взаимосвязаны и должны учитываться на всех стадиях разработки данного проекта.


Техническая возможность установки оборудования


Среди основных технических факторов, определяющих возможность установки электрогенерирующей надстройки применительно к данному объекту следующие:

1. выбор лучших типов оборудования по экономичности, надежности и стоимости; в частности, электрический кпд является наиболее важным параметром качества силового агрегата
   
2. необходимо, чтобы выбранный КГА разместился на существующей свободной площадке на старых фундаментах; т.к. строительство нового здания повлечет резкое возрастание удельных капвложений, что повлечет к существенному падению благоприятных условий;
   
3. максимально возможная установленная электрическая мощность с выработкой такого количества тепла в КУ, чтобы его полностью потребляло предприятие;
   
4. выбор КУ по рабочей среде   водогрейного или парового;
   
5. выбор КУ без или с дожиганием; нужно дожигать значительное количество топлива, для чего можно использовать либо действующие котлы, либо установить КУ с дожиганием; в качестве такого КУ можно применить расположенный на площадке предприятия котел ДЕ-25. При этом на котле нужно установить пароперегреватель, другие горелки и специальный газоход от двигателя к котлу.
   

Кроме того, данный котел при работе с ГТУ обеспечит дополнительную эффективность может использовать кислород дымовых газов для сжигания, но не к ГПА это не относится.


Минимальный срок окупаемости капиталовложений


Для обеспечения минимального срока окупаемости капвложений необходимо выбрать установленную мощность агрегатов такой, чтобы они работали круглогодично на номинальной нагрузке с максимальным КПД. Другими словами, чтобы объем выработки продукции (в первую очередь электроэнергии) по отношению к капиталовложениям был максимальным. Это обеспечивает получение большей прибыли за счет выработки большего объема электроэнергии, вплоть до передачи части электроэнергии в энергосистему. В соответствии с постановлением Совета Министров РБ № 400 от 24 апреля 1997 г. «О развитии малой и нетрадиционной энергетики» производственные объединения энергетики и электрификации должны обеспечить подключение в установленном порядке к сетям энергосистемы республики объекты малой энергетики (мощностью до 6 МВт) независимо от форм собственности.

Однако, установка слишком мощного электрогенерирующего оборудования приводит к конфликту с надежностью теплоснабжения для данного предприятия. При установке когенератора большей электрической мощности, соответственно устанавливается КУ большей мощности и увеличивается выработка тепла. Следует отметить, что существующие котлы работают в течение года не на полную нагрузку. При установке КГА доля загрузки и соответственно КПД подключаемых существующих котлов еще более уменьшается вплоть до такого их состояния, когда их приходится держать в горячем резерве. Если котлы не держать в горячем резерве, то в случае вынужденной остановки когенератора, котлы потребуется растапливать около двух часов, а это время завод будет простаивать.

Следовательно, нужно подобрать такое сочетание электрогенерирующего и теплогенерирующего оборудования, чтобы обеспечить надежность теплоснабжения при максимальной выработке электроэнергии и чтобы оставшиеся котлы оставались в работе. Как альтернатива, можно установить и реконструировать ДЕ-25, тогда существующие котлы можно остановить. ДЕ-25 может работать самостоятельно в случае останова ГПА.

Задача получения максимальной прибыли определяется показателем «выгода – затраты». Важность данного показателя определяется тем, что даже при небольшом сроке окупаемости капиталовложений кривая возврата капиталовложений идет слишком полого из-за некоторых факороров, среди которых – частые средние и капитальные ремонты, снижение объема выпускаемой продукции с течением времени и др.


Анализ данных потребления ТЭР


Для выбора мощности оборудования необходимо проанализировать электрические и тепловые нагрузки предприятия за несколько лет эксплуатации.

В таблице представлены данные по потреблению ТЭР на предприятии за три последних года. Здесь приведены как статистические, так и расчетные данные, рассчитанные исходя из статистических. Внизу таблицы вычислены итоговые значения: в целом по году и по временам года.

Для наглядности данные по мощности потребления и выработки электроэнергии представлены на диаграммах графически. Видно, что потребление электроэнергии в течение года достаточно постоянно и в среднем лежит на уровне 3,5 МВт (зимой – 3,6, летом – 3,4), исключая падения в июле месяце до 2,7 МВт. За три последних года разбежка по месяцам в потреблении не превышает 5 %, исключая отдельные случаи.

Выработка электроэнергии существующей турбиной зимой больше на 30-70 % и в течение года довольно хаотична: в среднем по году – 0,5…0,6 МВт, зимой – 0,5…0,73 МВт, летом – 0,37...0,45 МВт. Исходя из того, что установленная мощность ПТГ 0,75 МВт, в среднем по году турбина не загружена, что обусловлено тем, что в среднем в течение года пар на завод выдается из выхлопа ПТГ, а РОУ подключаются довольно редко – в холодный период.

Из этого следует, что дополнительных паровых турбин устанавливать не целесообразно.

Среднегодовой расход пара на предприятие и микрорайон лежит на уровне 17,8 т/ч (зимой – 21,6, летом – 13,0). Доля отопления составляет около 34 % от общего потребления, остальное – на технологию.


Типы электрогенерирующего оборудования


В приложении приведено краткое описание основных, внедряемых в России электрогенерирующих установок. Из данного анализа следует, что наиболее экономичными и приемлемыми по мощности являются газовые турбины НПП «Машпроекта» г. Николаев и ЗАО «Искра-Энергетика» г.Пермь, а среди газопоршневых установок – Дойц, Енбахер и др. В приложении представлены их технические характеристики, эти данные прилагаются, чтобы в поле зрения находилось различные КГА.


Сравнение газопоршневого двигателя и газовой турбины


Принципиально выбор типа установки разделился на две части – ГТУ или ГПА. На основании имеющихся у нас данных приводим сравнительные характеристики установок данных типов.


Электрический КПД


При работе под 100%-ной нагрузкой электрический КПД газовой турбины может достигать не более 35 %, однако у газопоршневого двигателя   40 % (Рис. 1.1). При снижении нагрузки до 50%, электрический КПД газовой турбины снижается почти в 2 раза. Для газопоршневого двигателя такое же изменение режима нагрузки практически не влияет как на общий, так и на электрический КПД.


кпд эл.



Графики наглядно показывают, что газовые двигатели в отличие от ГТУ имеют гораздо более высокий электрический КПД, причем данный КПД изменяется всего на 8…10% в диапазоне нагрузки 50 - 100 %.


Климатические и географические условия размещения площадки


Номинальный выход мощности, как газопоршневого двигателя, так и газовой турбины зависит от высоты площадки над уровнем моря и температуры окружающего воздуха. На графике (рис. ) видно, что при повышении температуры от - 30°С до +30°С электрический КПД у газовой турбины падает на 15-20 %. При температурах выше +30°С, КПД газовой турбины - еще ниже. В отличие от газовой турбины газопоршневой двигатель имеет более высокий и постоянный электрический КПД в интервале температур от - 30°С до +25°С.




Условия работы, пуски, остановы


Количество пусков: газопоршневой двигатель может запускаться и останавливаться неограниченное число раз, что не отражается на назначенном моторесурс двигателя. 100 пусков газовой турбины уменьшают её ресурс на 500 часов.

Время запуска: время до принятия нагрузки после старта составляет у газовой турбины 15-17 минут, у газопоршневого двигателя 2-3 минуты.


Проектный срок службы, интервалы техобслуживания


Ресурс до капитального ремонта составляет у газовой турбины 20 000 - 30 000 рабочих часов, у газопоршневого двигателя Jenbacher этот показатель равен 60 000 рабочих часов (табл. 1.1). Стоимость капитального ремонта газовой турбины с учётом затрат на запчасти и материалы значительно выше (до 65…80% от первоначальной стоимости, а у ГПД - 25…30%).




Виды работ Интервалы техобслуживания, час

	Газопоршневой двигатель	Турбины, авиационные и малые промышленные	Турбины, промышленные
Ремонт камеры сгорания	5 000	10 000	10 000
Средний ремонт Ремонт головок цилиндров Ремонт турбины и камеры сгорания	30 000	10 000	15 000
Капитальный ремонт, тыс час	60	20	30

Капиталовложения


Как показывают расчёты, удельное капиталовложение (USD/кВт) в производство электрической и тепловой энергии газопоршневыми двигателями ниже. Это преимущество газопоршневых двигателей неоспоримо для мощностей до 30 МВт. ТЭЦ мощностью 10 МВт на основе газопоршневых двигателей требует вложений около $7,5 миллионов, при использовании газовой турбины затраты возрастают до $9,5 миллионов (рис. 1.3).



Другое важное преимущество перед дизельными установками - экологическая безопасность, например, уровень выбросов NOx в 3 раза меньше (рис. 2.2). ГПД Jenbacher уступает ГТУ только по уровню выброса NOx.






Недостаток ГПА по сравнению с ГТУ – большой вес и габариты.


Таким образом, газопоршневой агрегат по большинству параметров предпочтительней газовых турбин. Только для достаточно большой смощности газовые турбины предпочтительнее.

4Количество устанавливаемых единиц оборудования и ориентировочные электрические мощности

В соответствии с требованиями к составу оборудования по критерию надежности теплоснабжения и в связи с ограниченностью свободного места размещения достаточно установить один КГА. При этом его электрическая мощность находится в пределах генерирования электрической мощности предприятием или несколько больше, т.е. порядка 2,5…4 МВт.

5Выбор технологического оборудования

На основании вышеизложенного приняты к рассмотрению следующие варианты двигателей КГА:

1. Один двигатель JMS-620 JENBACHER (Енбахер) электрическая мощность 2,73 МВт каждого;
   
2. Два двигателя JMS-620 JENBACHER (Енбахер) электрическая мощность 2,73 МВт каждого;
   
3. Одна газовая турбина UGT 6000C производства г. Николаев Украина.
   
4. Одна газовая турбина UGT 2500C производства г. Николаев Украина.
   
5. Одна газовая турбина ГТЭС-4 6 МВт производства г. Пермь. ОАО «Авиадвигатель»
   

Ввиду большого объема одновременно обрабатываемой технической и финансово-экономической информации и оперативности оценки рассматриваемых вариантов установки КГА нами разработана специальная компьютерная программа в среде EXEL. Программа позволяет провести анализ при изменении любого параметра, например, стоимости электроэнергии, величины ставки Либора, объема капвложений.

6Выбор тепловой схемы подключения когенерационной установки

Данный вопрос разделяется на следующие:

1. выбор рабочей среды КУ;
   
2. выбор точки сброса рабочей среды после КУ
   
3. выбор с дожиганием или без.
   

Сразу необходимо отметить, что в котел-утилизатор должен вырабатывать пар, а не горячую воду, несмотря на то, что водогрейный КУ более дешевый. В этом случае будет более полная загрузка ПТГ и больше выработка тепла и соответственно электроэнергии в КГА.

Как выше отмечалось, паровую турбину на предприятии устанавливать не целесообразно, т.к. в среднем по году пар на предприятия, отопление и горячее водоснабжение отпускается от ПТГ. Поэтому отдавать пар от КУ нужно на коллектор 16 ати, откуда пар можно подавать на ПТГ или РОУ.

Т.к. на площадке предприятия имеется котел ДЕ-25, целесообразно его использовать в качестве котла-утилизатора. При этом на котле нужно установить пароперегреватель, другие горелки и специальный газоход от двигателя к котлу.

Результирующая тепловая схема представлена на рисунках далее по тексту при рассмотрении конкретных вариантов.

7Определение технико-экономических показателей ТЭП

Удельный расход топлива на выработку тепла котлами взят из режимно-наладочных испытаний /4/. Удельный расход топлива на выработку тепла ПТГ принят равным 160 г/кВт*ч.

Годовая экономия топлива определялась путем разности между условными затратами на выработку дополнительной электроэнергии на замещаемой электростанции и дополнительными затратами топлива в рассматриваемых вариантах.

Вся экономия в КГА отнесена к выработке электроэнергии, т.е. уд. расход топлива на выработку тепла в КГА приравнен к уд. расходу топлива на существующих котлах. Это удобно для наглядного представления дополнительных затрат топлива на дополнительную выработку электроэнергии.

Результаты расчетов по каждому варианту КГА сведены в таблицах (Приложение ___ ).

КПД МиниТЭЦ по выработке электроэнергии составил за год 52,2 %, причем летом он повышается до 59,9 % за счет снижения прямого отпуска тепла от котлов в результате отопительной нагрузки.

8 Технико-экономические показатели и финансово-экономический анализ

Общие замечания


Финансово-экономическая оценка инвестиционных проектов занимает центральное место в процессе обоснования и выбора возможных вариантов вложения средств в операции с реальными активами. При всех прочих благоприятных характеристиках проекта он не будет принят к реализации, если не обеспечит возмещения вложенных средств за счет доходов от реализации конечных продуктов и товаров предприятия, получения прибыли, обеспечивающей рентабельность не ниже желательного уровня, окупаемость инвестиций – в пределах срока, приемлемого для предаприятия.

Цель данного анализа состоит в определении реальных финансовых последствий рассматриваемого проекта для каждого варианта. Рассмотрены как варианты поставки «под ключ» по принципу генерального подряда при денежной оплате, так и передача оборудования в аренду. Передача оборудования в кредит пока не рассматривалась.


Основным критерием является срок окупаемости капиталовложений. При этом нужно различать понятие народнохозяйственного эффекта, с одной стороны, и эффекта для предприятия. Для народного хозяйства будет обеспечена экономия только за счет экономии первичного топлива, более экономичной выработки электроэнергии по сравнению с замещаемой ГРЭС с удельным расходом топлива порядка 320 г у т /кВт*ч. Для рассматриваемого предприятия дополнительная выгода будет обеспечена за счет получения электроэнергии по себестоимости. Поэтому сроки окупаемости для народного хозяйства будут большими во всех вариантах, и они применяются при принятии решения о государственном и др. льготном финансировании. Срок окупаемости для предприятия предназначен для принятия решения о финансировании проекта руководством самого предприятия и его ведомством, концерном.

Для определения срока окупаемости капвложений расчеты проводятся в табличной форме. В них по годам с момента начала финансирования вносятся данные по затратам и доходам.

Обычно в энергетике применяют принцип так называемого чистого дисконтированного дохода. При этом полученные в будущем доходы снижают на ставку дисконтирования, в области финансов называемую ставкой Либора. Данная ставка показывает, какой процент за год финансирующая сторона может получить, вкладывая деньги в банк. Т.е. эта сумма исключается при оценке инвестирования в реальный проект. Однако по нашему мнению, это не корректно и мы учитываем всю сумму доходов (ставка Либора равна ноль процентов).

В расчетах инфляция не учитывалась.

Ввиду большого объема одновременно обрабатываемой технической и финансово-экономической информации и оперативности оценки рассматриваемых вариантов установки КГА нами разработана специальная компьютерная программа в среде EXEL. Программа позволяет провести анализ при изменении любого параметра, например, стоимости электроэнергии, величины ставки Либора, объема капвложений.


Капвложения и капремонт


Исходные данные по стоимости оборудования, СМР, ПНР, проекту приведены в таблицах для каждого варианта расчета.

Капвложения складываются из следующих составляющих:

• стоимость СМР+ шеф-монтаж + = 30 % от стоимости КГА + генератор;
  
• ПНР + шеф-наладка + проч. оборудование – еще 10 % от стоимости КГА + генератор;
  
• проект = 30…40 тыс $;
  
• Всего – 50 % от стоимости ПТГ.
  

Представленные в расчетах стоимостные данные являются предварительными и окончательно будут сформированы в нашем коммерческом предложении.

Все работы выполнены по генподряду.

На данном этапе принято, что строительных бот нет, или они минимальны и не учитываются.

Амортизация и налог на недвижимость начисляются не только на оборудование, но и на все связанные с ним работы.

Средний ремонт через 6 лет, капремонт – еще через 6 лет.


Инженерные замечания


Если оборудование ранее работало с определенным потреблением тепла, то при установке КГА потребление тепла предприятием не должно поменяться. Поэтому если изменился какой-нибудь параметр, например, давление пара, при котором стали работать данные потребители после оптимизации тепловой схемы и установке КГА, расходы пара нужно пересчитывать на основании неизменности потребления тепла.


Эксплуатационные затраты и капремонты


В отношении учета амортизации в затратах. Объем амортизации рассчитывался и учитывался в затратах для определения размера связанных с ней налогов в соответствии с законодательством. Но сама сумма амортизации остается у предприятия. Поэтому мы, рассматриваем данную поставку как обычную сделку, в итоге объем амортизацию прибавляли в качестве возврата капвложений.

Амортизацией в расчетах мы манипулировали в диапазоне от 8 лет (ускоренная амортизация) до срока службы оборудования.

Капремонты обычно в качестве затрат не учитываются, т.к. они берутся из затрат на амортизацию. Однако в нашей методике амортизацию мы не принимали в качестве затрат. Поэтому в итоге при расчете возврата капитала капремонты и средние ремонты высчитывали как дополнительные затраты.

Следует учесть, что арендатор не несет капзатрат, это к нему не относится и амортизация и капремонты на него не начисляются.


Льготы на финансирование


Постановление Совета Министров РБ от 31 марта 1998 г. № 504 п. 2 и 3 о включении в себестоимость производства сэкономленные ТЭРы на срок не более 3 лет после ввода в работу оборудования, что уменьшает налоги на прибыль и транспорт. Это учитывалось следующим образом: считается годовое количество сэкономленного энергоресурса, в данном случае топлива (тут/год). Его стоимость включается его в строку годовых затрат. Отсюда считается налоги. В итоговой строке (возврат капиталовложений) стоимость сэкономленного топлива прибавляется.

Учет льготного финансирования. В итоговой строке (возврат капиталовложений) сумма льготного финансирования вычитается из общих капвложений, но не вычитается при расчете амортизации и налога на недвижимость.


Бухгалтерские замечания


Распределение возврата НДС осуществляется по следующему принципу: в первый и второй годы величину данного возврата принимаем, в размере равном НДС на выработанную электроэнергию, остаток равен разности между НДС на оборудование и СМР+ПНР (все затраты) и суммой НДС за все предыдущие годы, включая текущий. При этом необходимо следить, чтобы возврат НДС не оказался отрицательным в увеличением числа лет минусовое значение.

Каждый раз нужно уточнять сразу, нужно или нет платить тот или иной налог, в особенности, такие, как НДС и внебюджетные фонды. Это определяется тем, продает или использует на свои нужды предприятие (Заказчик) вырабатываемую продукцию (в нашем случае  электроэнергию и тепло). Отметим, что отчисления в целевые фонды осуществляются, если изменяется объем конечной продукции.


Передача оборудования в аренду


Т.к. предоставление платы за предоставление аренды является не основной (прочей) деятельностью предприятия, то арендодатель не платит налоги во внебюджетные фонды.

Распределение дохода от выработанной продукции (в данном случае – электроэнегии) осуществляется пропорционально всем затратам нарастающим итогом с момента начала финансирования. Поэтому доля арендодателя вначале высока благодаря тому, что он финансирует стоимость оборудования, но с годами снижается, т.к. арендатор оплачивает топливо и осуществляет капремонты.

Если предприятие потребляет выработанную электроэнергию на собственные нужды, а не продает на сторону, то оно не платит налоги во внебюджетные фонды на эту электроэнергию как продукцию.

Распределение прибыли: В договоре аренды нужно указывать, что распределение прибыли пропорционально доле капвложений и годовых затрат, затрат на топливо, доле капвложений. Льготное финансирование – в пользу предприятия.

Замечание: в договоре аренды нужно указывать, что предприятие несет затраты по капитальным и средним ремонтам, постоянным издержкам (зарплата, ремонт, общестанционные).

Принято, что капитальные и средние ремонты выполняются силами и за счет предприятия.

Топливо также оплачивает предприятие.

Распределение произведенной продукции – пропорционально доле нарастающим итогом кап. и год. затрат.

Выводы

1. Проведенные до настоящего времени исследования на предприятии по установке дополнительных электрических мощностей не достаточно проработаны и имеют существенные ошибки, ставящие под сомнение их результаты.
   
2. Ввиду того, что существующая паровая турбина отдает основную долю пара на предприятие и поселок, дополнительных паровых турбин устанавливать не целесообразно.
   
3. Газопоршневые установки в рассматриваемом диапазоне электрических мощностей имеют существенные преимущества перед ГТУ: их кпд больше на 10 %, период между капремонтами в два раза больше, стоимость их ниже.
   
4. На основании предварительного анализа выпускаемого оборудования, других факторов рассмотрено пять конкурирующих вариантов   с газопоршневыми двигателями и газовыми турбинами, во всех вариантах предлагается паровой котел-теплоутилизатор.
   
5. Наиболее оптимальным из является вариант с одним двигателем Jenbacher электрической мощностью 2,73 МВт. Данный вариант обеспечивает минимальный срок окупаемости при приемлемом объеме капвложений.
   
6. Пермская газовая турбина несмотря на дешевизну и самый малый срок окупаемости имеет срок службы меньший в два раза, что не приемлемо по сравнению с газопоршневым мотором.
   
7. В качестве котла-утилизатора целесообразно установить имеющийся на предприятии ДЕ-25 и реконструировать его, в частности пароперегреватель и горелку с подводящим газоходом.
   

Описание установки Енбахер.


Двигатель имеет следующие системы утилизации тепла: собственно теплоутилизатор, промежуточный охладитель, охладитель масла, охладитель рубашки цилиндров. Данные теплообменники объединяются в единую схему генерации пара.

Следует отметить, что мы имеем дилерские связи с фирмой Енбахер, продукция которого распространена на Западном рынке.


Конструктивные решения


ГПА весит почти 30 т, имеет размеры 8,7х2,5х2,8 м и его нельзя разделить на несколько частей. Верхняя часть существующего фундамента находится на высоте 5.00 м и имеет размеры плиты 6х3 м. Расстояние от верха фундамента до крюка кран-балки – 4 м, грузоподъемность балки – 13 т. Следовательно, имеются большие проблемы с установкой данного двигателя на существующий фундамент. Этот вопрос необходимо решать.


Газоснабжение


Для обеспечения работы ГПА требуется увеличение подачи природного газа 360 нм3/ч при Q=8000 Ккал/нм3; т.е. на 11 % исходя из максимального режима (см таблицу с данными по часовому расходу топлива); давление газа – до 0,6 МПа. По обсуждению с руководством МиниТЭЦ, технических проблем с увеличением на такую величину расхода газа не возникнет.


Электротехнические решения


ГПА будет укомплектован электрогенератором на 10 КВ мощностью около 3600 КВа. От силового шкафа генератора ток будет передаваться в ячейку РУ 10 КВ по кабелю длиной около 40 м, который необходимо проложить. Расчет токов короткого замыкания и мероприятия по ограничению данных токов в данной работе не рассматриваются. В результате обсуждения с техническим руководством МиниТЭЦ, проблем подключения генератора не будет.


Системы контроля, управления и сигнализации


Управление, защита, измерения и синхронизация генератора предусматривается со щита в диспетчерской МиниТЭЦ, сам щит поставляется комплектно со всем оборудованием


Список использованных источников

1. Разработка технических предложений установки газовой турбины. Технический отчет. – Индивидуальный предприниматель Т.В.Кучко. – Минск, 2001 г.
   
2. Каталог НПП «Машпроект» ПО «Зоря»: «Украинские газовые турбины».
   
3. Программа развития Енбахер.
   
4. Отчет о выполненных режимно-наладочных испытаниях котлов ОАО "Слонимский КБЗ".
   
5.