CC BY
14
8. Финько В. Е., Финько В. В. Производство электроэнергии из факельных газов // Газовая промышленность. 2006. № 2. С. 84-88.
9. Khosrav A., Koury R. N. N., Machado L., Pabon J. J. G. Energy, exergy and economic analysis of a hybrid renewable energy with hydrogen storage system // Energy. 2018. Vol. 148. P. 1087-1102.
10. Moshev E. R., Meshalkin V. P. Computer-based logistics support system for the maintenance of chemical plant equipment // Theoretical Foundations of Chemical Engineering. 2014. Vol. 48, no. 6. P. 855-863.
11. Rezchikov A. F. Control of energy saving at industrial enterprises // J. of Computer and Systems Sciences International. 2010. Vol. 49, no. 5. P. 791-801.
12. Popova E. V., Abutalipova E. M., Avrenyuk A. N. [et al.]. Integrated information systems to manage the chemical and petrochemical industries // Chem. and petroleum engineering. 2016. Vol. 51(11-12). P. 844-847.
13. Kul'ga K. S. Use of an integrated computer-based information system at chemical and oil-and gas machine production enterprises // Chem. and petroleum engineering. 2014. Vol. 50 (7-8). P. 445-451.
14. Ворожцова Т. Н., Корнеева З. Р., Скрипкин С. К. Построение интегрированной программной среды для моделирования энергосистемы // Электрические станции. 2011. № 4. С. 27-30.
15. Бутримов Д. Л., Федечкин К. С. Программный комплекс многокритериально распараллеленной оптимизации IOSO. Применение в турбомашиностроении // Газотурбинные технологии. 2012. № 5. С. 36-39.
16. Вернер Д., Хесс Т., Шегнер П. С. Локальная виртуальная электростанция. Экспериментальные исследования принципов работы микрокогенерационной установки // Промышленная энергетика. 2014. № 8. С. 12-17.
17. Plis M., Rusinowski H. A matematical model of an existing gas-steam combined heat and power plant for termal diagnostic systems // Energy. 2018. Vol. 156. P. 606-619.
18. Долотовский И. В. Энергетический комплекс предприятий подготовки и переработки газа. Моделирование и структурно-параметрическая оптимизация. Саратов: Амирит, 2016. 400 с.
19. Saaty T., Thomas L. Multicriteria Decision Making The Analytic Hierarchy Process. Pittsburg: RWS Publ.,
1992.
20. Dolotovsky I. V., Larin E. A., Dolotovskaya N. V. The thermodynamic efficiency of energy complex enterprises processing raw gas condensate // Procedia Engineering. 2016. Vol. 152. P. 258-264.
21. Dolotovskii I. V. Thermal Neutralizer of Industrial Wastewaters for Power-, Heat-, and Water-Supply Systems of Oil and Gas Enterprises // Chem. and Petroleum Engineering. 2018. Vol. 54 (1). P. 136-139.
УДК 620.9
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯ НА БАЗЕ ДВИГАТЕЛЯ ВНУТРЕННЕГО СГОРАНИЯ СО СБРОСОМ ГАЗОВ В ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПЕЧИ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕГО ЗАВОДА
ELECTRIC POWER STATION ON THE BASIS OF THE INTERNAL COMBUSTION ENGINE WITH DISCHARGE OF GASES TO TECHNOLOGICAL FURNACES OF OIL REFINING PLANT
А. Н. Мракин1, И. А. Вдовенко1, О. В. Афанасьева2, М. А. Агеев1, A. A. Селиванов1, П. А. Батраков3
'Саратовский государственный технический университет имени Гагарина Ю.А., г. Саратов, Россия 2Казанский государственный энергетический университет, г. Казань, Россия 3Омский государственный технический университет, г. Омск, Россия
A. N. Mrakin1, I. A. Vdovenko1, O. V. Afanasyeva2, M. A. Ageev1, A. A. Selivanov1, P. A. Batrakov3
' Saratov State Technical University named after Gagarin Yu.A., Saratov, Russia 2Kazan State Energy University, Kazan, Russia 3Omsk State Technical University, Omsk, Russia
Аннотация. Рассматриваются основные результаты оценки технико-экономических показателей предлагаемых к установке электростанций на базе двигателей внутреннего сгорания (ДВС), интегрированных в технологический цикл НПЗ. Выполнена статистическая обработка коммерческих предложений, которая позволяет проводить оценку капиталовложений в основное энергосиловое оборудование. Результаты расчета для условий работы электростанции на собственном газе нефтепереработки показали хорошую инвестиционную привлекательность проекта. Расчетами установлено, что влияющие факторы можно ранжировать в порядке убывания значимости: стоимость электроэнергии, норма дисконта,
капиталовложения в объект, плата за мощность, поддерживаемую для резерва из энергосистемы. Поскольку генераторное напряжение ДВС составляет 0,4 кВ, то экономическая эффективность предлагаемой электростанции будет выше рассмотренного базового варианта и выдачу электроэнергии в заводскую сеть целесообразно производить по стороне низкого напряжения.
Ключевые слова: вентилятор, технологическая печь, котел-утилизатор, насос, дымосос, электрогенератор, коэффициент полезного действия, удельный расход топлива, себестоимость.
Б01: 10.25206/2310-9793-7-3-22-28
I. Введение
Переработка нефтяного сырья на НПЗ характеризуется большими затратами тепловой и электрической энергии. Так, по данным энергетического аудита ПАО «Саратовский НПЗ» процесс первичного разделения в ЭЛОУ-АВТ-6 характеризуется потреблением 11,65 кВтч электроэнергии; 54,4 МДж тепловой энергии и 38,34 кг у.т на т исходной нефти. При этом в процессе эксплуатации технологического оборудования образуются горючие газы, направляемые в топливное кольцо завода, аварийные сбросы горючих компонентов и углеводородные шламы, которые после соответствующей обработки могут быть вовлечены в топливно-энергетический баланс предприятия в виде горючих ВЭР.
В работе [1] предлагается организовать энерготехнологические схемы на базе газотурбинных установок со сбросом газов в утилизационные аппараты или трубчатые печи. Однако необходимо понимать, что газообразное топливо, в том числе и низкокалорийное, может быть использовано как в дизельных, так и в искровых ДВС [2]. Причем ряд исследований показал, что при использовании в дизельном двигателе двойной системы топливоподачи, а именно подачи дизельного жидкого топлива в качестве запальной порции в топливовоздуш-ную смесь, состоящую из воздуха и газового топлива (бросового газа в технологии нефтепереработки), снижение значений эксплуатационных показателей составляет лишь 20-30%, в то время как экономия дизельного топлива достигает 70-90% по сравнению с работой на ликвидном топливе [3].
II. Постановка задачи
Как уже отмечалось, в последнее время приобретают актуальность проекты по созданию мини-ТЭЦ и в большей части на базе ДВС. Так, в работе [4] рассмотрены особенности теплового режима ДВС и конструктивные схемы теплоутилизационного блока, а также предложена принципиальная схема системы его автоматизации, обеспечивающей штатные температуры теплоносителей (охлаждающей жидкости и масла, продуктов сгорания, сетевой воды) при изменении электрической и тепловой нагрузок потребителя. При этом рассматриваются и альтернативные природному газу топлива, например попутный нефтяной газ. Экономическая целесообразность строительства электростанций на таком виде топлива представлена в публикации [5].
Учитывая вышеизложенное, весьма актуально выполнить оценку технических и экономических показателей комбинированной установки на базе ДВС со сбросом газов в технологическую трубчатую печь НПЗ. В качестве энергосиловой установки предлагаем рассмотреть среднеоборотный четырехтактный двигатель 9Ь32. Основными достоинствами данной серии двигателей являются сниженные габаритные размеры и масса по сравнению со своими предшественниками, высокие показатели рабочего процесса, высокая топливная экономичность (185 г/(кВт-ч) при 100% нагрузке и 191 г/(кВт-ч) при 25%; масса двигателя 51 т; максимальное давление сгорания 19 МПа) и широкий диапазон регулирования нагрузки (до 25% номинальной мощности), а также возможность глубокой разгрузки.
В работе [6] отмечается, что ДВС, работающие с малой и средней частотой вращения коленчатого вала (до 900 об/мин) являются наиболее эффективными и экономичными. Причем изначально такие двигатели проектировались и эксплуатировались на природном или попутном газе. Немаловажным обстоятельством в пользу энергоисточников на базе ГТУ или ДВС является возможность их блочной поставки на строительную площадку, быстрый ввод в эксплуатацию и гарантийное обслуживание предприятиями-изготовителями оборудования.
На рис. 1 представлена принципиальная тепловая схема предлагаемой установки. При этом она работает следующим образом: топливо подается в ДВС (1), с которым связан электрогенератор переменного тока (2), образующие продукты сгорания направляются в технологическую печь (3). В печь для поддержания постоянства производительности по нагреваемому сырью подается дополнительное топливо и воздух вентилятором (5), использование потенциала отходящих за печным блоком дымовых газов производится в паровом котле-утилизаторе (4), в который насосом (6) подается питательная вода. Охлажденные продукты сгорания после котла-утилизатора дымососом (8) направляются в дымовую трубу (7).
Рис. 1. Схема комбинированного нагрева целевого продукта с утилизацией тепла уходящих газов трубчатой печи: 1 - ДВС; 2 - электрогенератор; 3 - печной блок; 4 - котел-утилизатор; 5 - вентилятор; 6 - насос; 7 - дымовая труба; 8 - дымосос; I - сырье; II - воздух; III - нагретая смесь; IV - топливо; V - питательная вода;
VI - насыщенный пар; VII - дымовые газы
Предварительные оценки [7] показывают, что с 1 кВт электрической мощности энергоустановки на базе ДВС можно получить до 1,5 кВт тепловой энергии в специальных утилизационных контурах: охлаждение дымовых газов - 25-45%; охлаждение масла - 8-20%; охлаждение корпуса и рубашки - 30-50%.
III. Теория
В основу расчета основных параметров термодинамического цикла двигателя, необходимых для дальнейших расчетов котла-утилизатора или технологической печи, положена общеизвестная методика В. И. Гриневецкого и Е.К. Мазинга [8]. При этом цикл двигателя представляется совокупностью последовательно происходящих процессов: наполнение цилиндров, сжатие, сгорание топлива, догорание остаточных компонентов, расширение и выпуск. Основные расчетные зависимости получены совместным решением уравнения состояния идеального газа, уравнений баланса энергии и вещества. Процесс выпуска отработанных газов и его влияние на процесс наполнения в рамках данных подходов исключается из рассмотрения, что не снижает практической точности выполнения инженерного расчета.
Согласно [8] эффективный КПД двигателя определяется по соотношению, от. ед.:
Ле = Л,Лп.
(1)
к ■ ь ■ р ■ т
где Л =-'—" - индикаторный КПД цикла, от. ед.; К = 8,314 кДж/(кмоль К) - универсальная газовая
° ■ р, ■Лн
постоянная; ь - действительное число молей воздуха, участвующего в сгорании 1 кг топлива, кмоль/кг; р -среднее индикаторное давление, отнесенное к полному ходу поршня, с учетом скругления индикаторной диаграммы, МПа; Т3 - температура в ресивере продувочного воздуха, К; О^ - низшая теплота сгорания топлива, кДж/кг; р - давление наддува, МПа; Лн - коэффициент наполнения, отнесенный к полному ходу поршня, от.
ед.; Лт - механический КПД, от. ед.
Удельный эффективный расход топлива определяется выражением, кг/(кВт ч):
Ъе = 3600/(Л ■Лт ■ ОР).
(2)
Важным показателем при поверочном расчете ДВС является эффективная мощность, которую можно определить по соотношению, кВт:
N = V ■ л ■п ■2 ■'/60,
(3)
где V - рабочий объем цилиндра, м3; ре - среднее эффективное давление, МПа; п - частота вращения коленчатого вала, об./мин; 2 - коэффициент тактности; ' - число цилиндров, шт.
Для расчета экономии топлива при интеграции ДВС в технологический процесс НПЗ можно воспользоваться модифицированным соотношением, предложенным в [9]. Экономия топлива при отсутствии сторонних потребителей тепловой и электрической энергии определяется следующим выражением, кг/год:
лв = Кс ■ Эв + ътп ■ О™ - Вдв, (4)
где ¿кэс, Ътп - удельные расходы топлива в замещаемой установке по генерации электроэнергии и на единицу полезной теплопроизводительности трубчатой печи, кг/(кВт-ч) и кг/ГДж; Эгдв - годовая выработка электрической энергии двигателем, кВт-ч/год; О - теплота, полезно используемая в трубчатой печи, ГДж; Вйв - годовой расход топлива двигателем, кг/год.
Для оценки экономической эффективности создания подобного рода установок необходимо получение корреляционных зависимостей между электрической мощностью двигателя и его стоимостью. На рис. 2 с использованием данных [10-12] выполнена обработка таких данных, которая позволяет прогнозировать стоимость основного и вспомогательного оборудования электростанций, оснащенных ДВС.
со
«у
а.
л"
о 2
£ о
л ц
ш £
70000
60000
50000
40000
30000
20000
10000
•
• •
• •« Г" __ 4 • «
I 4 1
у = 94 R2 1693х"0'139 = 0,4286
0 500 1000 1500
Электрическая мощность двигателя, кВт
2000
0
Рис. 2. Статистическая обработка данных по удельной стоимости электростанций на базе ДВС
Анализ рынка и предложений по созданию энергоисточников на базе дизельных и газопоршневых установок показал весьма существенный разброс стоимости. Для европейских и североамериканских производителей получено регрессионное соотношение, однако статистическая характеристика точности аппроксимации составляет всего Я2=0,4286, что можно объяснить политикой ценообразования. Стоимость изготовления газовых утилизаторов тепла по состоянию на конец 2000 г. оценивалась в 224-336 руб./кВт, а водяных и масляных - 392-615 руб./кВт [7].
Величина интегрального эффекта для варианта ДВС со сбросом дымовых газов в технологические печи НПЗ определяется по формуле, руб.:
Тсл , ч 1
Эин = 2 - З)--- • (1 - н) - К , (5)
г=о (1 + Е)
где - результат, достигаемый в расчетный год 1, руб./год; З( = Зтоп + Зремоб + Ззп + Зос + Знад + Зпр - эксплуатационные затраты (издержки), связанные с функционированием энергоисточника в год 1, руб./год; Е - норма дисконта, 1/год; 1 - номер расчетного шага (0, 1, 2...Тсл); Тсл - расчетный срок службы объекта, лет;
Тсл 1
н - коэффициент, учитывающий налог на прибыль; К = 2 К--- приведенные капиталовложения в
г=0 (1 + Е)'
осуществление инвестиционного проекта, руб.; К{ - капитальные вложения в объект строительства в год ^ руб.
Особенности функционирования НПЗ заключающиеся в самодостаточности по топливу позволяют исключить из экономического результата в выражении (5) денежный эквивалент от сэкономленного и затраченного топлива в процессе эксплуатации ДВС совместно с технологической печью и выделять только составляющую по электроэнергии.
Важным моментом при оценке технико-экономических показателей энергетических проектов является приведение их к сопоставимым условиям работы, поскольку возможно два варианта. Первый вариант создания электростанции предусматривает увеличение производительности технологической печи и котла-утилизатора с одновременным возрастанием потребления электроэнергии, т. е. такой вариант предусматривает повышение установленной мощности электроприемников предприятия. Второй вариант (рассмотренный в рамках данной работы) предполагает неизменным установленную электрическую мощность предприятия и фиксированную производительность нагревательной печи по сырью и котла-утилизатора по генерируемому пару за счет компенсации недостающей части тепловой энергии, выделяющейся в технологической печи путем сжигания основного топлива. В таком случае будет иметь место экономия топлива за счет организации энерготехнологического комбинирования процессов нагревания сырья и генерации электрической энергии в ДВС.
IV. Результаты экспериментов
Результаты расчетов для схемы (рис. 1) с использованием соотношений (1-4) при использовании двигателя 9L32 с давлением наддува 0,35 МПа, температурой остаточных газов 800 К, действительной степенью сжатия 16, коэффициентом избытка воздуха при горении 2,2, механическим КПД 0,91, диаметром цилиндра 320 мм, ходом поршня 400 мм и частотой вращения коленчатого вала 750 об./мин представлены в табл. 1. В качестве топлива принят газ первичной переработки нефти [13].
ТАБЛИЦА 1
РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА ДВИГАТЕЛЯ НА ХАРАКТЕРНЫХ РЕЖИМАХ
Показатель Ед. изм. Температура окружающего воздуха, оС
-30 -15 0 +15 +30
Температура газов в конце процесса расширения (на выхлопе) оС 672 687 703 721 739
Удельный эффективный расход натурального топлива кг/(кВт-ч) 0,1544 0,1536 0,1531 0,1528 0,1527
Эффективный КПД % 45,74 45,97 46,12 46,21 46,26
Эффективная мощность двигателя кВт 5611,4 5133,2 4726,5 4376,2 4071,0
Тепловая мощность двигателя используемая в печи (температура уходящих газов 400 оС) используемая котлом-утилизатором (температура уходящих газов 220 оС) МДж/с 2,818 1,766 2,706 1,607 2,622 1,475 2,567 1,363 2,520 1,267
Из табл. 1 видим, что снижение температуры окружающей среды (воздуха) приводит к увеличению мощности, при этом снижается эффективный КПД, что может быть объяснено уменьшением максимальной температуры цикла. Годовая выработка электроэнергии для условий Среднего Поволжья составит 38,936 млн кВт-ч, для этого потребуется до 5,955 млн кг топлива, что составляет 43% сбрасываемого на сегодняшний день газов на факельную установку Саратовского НПЗ. Проведенные расчеты по определению состава продуктов сгорания показали, что они будут состоять из 4,54 об. % 10,53 об. % H2O; 0,01 об. % SO2; 9,95 об. % O2 и 74,97 об. %
В табл. 2 представлены годовые показатели предлагаемой схемы энергокомплекса со сбросом газов в технологическую печь НПЗ. Дополнительные исходные данные по экономическим показателям приняты на уровне: коэффициент отчислений в фонд социального страхования Асс=0,39; штат обслуживающего персонала для вновь вводимой установки 20 чел.; pрем=0,02; базовая норма дисконта E=0,1; срок строительства ^^=1 год; срок эксплуатации ^=30 лет; коэффициент амортизационных отчислений pам=0,12; коэффициент, учитывающий налог на прибыль =0,2 и удельный расход топлива на замещаемой электростанции для базового варианта Ькэс=0,25 кг/(кВт-ч). Базовая стоимость электроэнергии 3,0 руб./(кВт-ч) и плата за установленную мощность 1405,88 руб./кВт. Удельный расход топлива на единицу полезной теплопроизводительности трубчатой печи для рассматриваемого варианта установки ДВС составляет Ьтп=28,7 кг/ГДж.
ТАБЛИЦА 2
РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ УСТАНОВКИ
Показатель Ед. изм. Значение
1. Капиталовложения в оборудование млн руб. 159,916
2. Затраты на проектные работы, монтаж и пуско-наладку оборудования млн руб. 79,958
3. Годовая выработка электроэнергии млн кВт-ч 38,936
4. Годовой объем полезно используемой тепловой энергии продуктов сгорания ГДж 125044,593
5. Годовой расход топлива двигателем млн кг 5,955
6. Экономия топлива млн кг 6,097
7. Издержки на ремонт и обслуживание оборудования млн. руб./год 4,797
8. Амортизационные отчисления млн руб./год 28,785
9. Заработная плата с начислениями млн руб./год 0,695
10. Затраты на компенсацию негативного воздействия на окружающую среду тыс. руб./год 9,422
11. Прочие виды затрат млн руб./год 0,624
12. Затраты на обеспечение надежности электроснабжения млн руб./год 7,889
13. Чистый дисконтированный доход (ЧДД) за срок эксплуатации 30 лет млн руб. 442,249/496,336
14. Дисконтированный срок окупаемости лет 4,9/4,5
15. Индекс доходности руб./руб. 2,84/3,07
Примечание. В числителе указаны показатели экономической эффективности предлагаемой установки с учетом платы за поддержание электрической мощности, в знаменателе - без таковой платы.
При рассмотрении полученных технико-экономических показателей видно, что плата за резервирование электрической мощности в первую очередь сказывается на значении чистого дисконтированного дохода (увеличивается на 12,2 %) и индекса доходности (увеличивается на 8,1%) при этом срок окупаемости снижается на 8,8 %.
Учитывая неопределенность во внешних экономических условиях нами была выполнена оценка степени влияния основных факторов на относительную эффективность предлагаемой к внедрению установки (рис. 3). Факторы, подвергаемые варьированию в процессе анализа, можно подразделить на две составляющие:
1) влияющие на объем денежных поступлений (тариф на электрическую энергию, норма дисконта);
2) влияющие на объем затрат (капитальные вложения, плата за электрическую мощность).
Важным элементом экономического анализа является определение показателя чувствительности ЧДД, представляющего собой отношение отклонения к его базовой величине, приведенное к 1% изменения варьируемого внешнего параметра. При этом в зависимости от степени влияния факторов на величину критерия их можно условно разделить на три группы чувствительности: высокую, среднюю и низкую.
На рисунке 4 представлены результаты вариантных расчетов экономии топлива с использованием выражения (5).
а а т
О
0
1
н
О
2,0 1,8 1,6 1,4 1,2 1,0 0,8 0,6 0,4
0,75 1,00 1,25
Относительное изменение экономического фактора
1,50
х
£
<в т
£ ^
С О I-
£
о г
о
т
14 13
12 11 10
9 3 7
3 . * V
\ / 'У
2 " \ V г
1 ✓ *^^
V,
/
250
300
350
400
Удельный расход топлива на замещаемой электростанции, г/(кВт ч)
Рис. 3. Влияние относительного изменения экономических факторов на относительное значение ЧДД: • - капиталовложения; ■ - стоимость электроэнергии; ♦ - норма дисконта; ▲ - плата за обеспечение надежности электроснабжения
Рис. 4. Экономия топлива в зависимости от удельного расхода топлива на замещаемой электростанции и при различном расходе топлива технологической печью: 1 - Ьтп=28,5 кг/ГДж;
2 - Ьтп=38,0 кг/ГДж; 3 - Ьтп=47,5 кг/ГДж.
Как видно из рис. 3 и с учетом определения показателя чувствительности ЧДД влияющие факторы можно ранжировать в порядке убывания значимости: стоимость электроэнергии, норма дисконта, капиталовложения в объект, плата за мощность, поддерживаемую для резерва из энергосистемы. Поскольку генераторное напряжение ДВС составляет 0,4 кВ, то экономическая эффективность предлагаемой электростанции будет выше рассмотренного при стоимости электроэнергии 3 рубУ(кВт-ч) и выдачу электроэнергии в заводскую сеть целесообразно производить по стороне низкого напряжения.
Также можно отметить, что топливная эффективность предлагаемого энергокомплекса возрастает по мере увеличения удельного расхода топлива на замещаемой электростанции. Так, при снижении электрического КПД электростанции с 50 до 31% удельный расход топлива возрастает на 61%, что приводит к росту экономии топлива в 1,96 раза. С ростом затрат топлива в технологической печи НПЗ в 1,33 раза также наблюдается рост экономии топлива на 12-13 %.
V. Обсуждение результатов
Таким образом, по результатам выполненных предварительных исследований можно заключить, что применение ДВС в качестве собственного источника электроснабжения позволяет решить ряд важных производственных задач на НПЗ с высокой экономической эффективностью. Основными преимуществами создания электростанций в структуре НПЗ являются:
- увеличение энергетической обеспеченности и безопасности предприятия;
- повышение надежности и качества функционирования энергообеспечения;
- снижение затрат на приобретение электроэнергии из энергосистемы;
- высвобождение финансовых средств за счет сокращения объемов покупной электроэнергии, которые предприятие может использовать на собственное развитие.
- снижение себестоимости тепловой энергии для внутризаводского потребления либо расхода топлива в технологическую печь.
VI. Выводы и заключение
Использование ДВС на НПЗ при организации собственных источников генерации на базе 9L32 характеризуется высокими показателями тепловой экономичности: КПД - 46,17%; удельный эффективный расход топлива -152,9 г/(кВт-ч). При реализации предлагаемых технических решений годовая выработка электроэнергии составит 38,936 млн кВт-ч и тепловой энергии 125044,603 ГДж При этом экономия топлива технологической печью оценивается в 6,097 млн кг. Экономическая эффективность проекта составила 496,336 млн руб. за 30 лет эксплуатации со сроком окупаемости 4,5 года и индексом доходности 3,07 руб./руб. В результате выполненных расчетов установлено, что самым весомым фактором, оказывающим влияние на показатели экономической эффективности, является стоимость электроэнергии (себестоимость электроэнергии на базе ДВС оценивается в 1,26 руб./(кВт-ч)). Это обстоятельство будет способствовать реализации подобных проектов в условиях постоянно растущих тарифов.
Список литературы
1. Голомшток Л. И., Халдей К. З. Снижение потребления энергии в процессах переработки нефти. М.: Химия, 1990. 144 с.
2. Nwafor O. M. I. Effect of choice of pilot fuel on the performance of natural gas in diesel engines // Renewable Energy. 2000. Vol. 21, no. 3-4. P. 495-504.
3. Uma R., Kandpal T. C., Kishore V. V. N. Emission characteristics of an electricity generation system in diesel alone and dual fuel modes // Biomass and Bioenergy. 2004. Vol. 27. № 2. P. 195-203.
4. Dzhulii A. V., Direktor L. B., Zaichenko V. M., Markov A.V. The heat-recovery power unit of a gas-piston mini cogeneration station // Thermal Engineering. 2010. Vol. 57, no. 1. P. 61-67.
5. Larin E. A., Khrustalev V. A., Glukharev V. A. About expediency of construction of power plants on associated gas of oil fields of the Middle Volga region // Journal of Physics: Conference Series. 2008. Vol. 1111. Р. 012066. DOI: 10.1088/1742-6596/1111/1/012066.
6. Генкин К. И. Газовые двигатели. М.: Машиностроение, 1977. 196 с.
7. Karasevich A. M., Fedyaev A. V., Fedyaeva O. N., Sennova E. V. The efficiency of developing small-scale gas-turbine and diesel-based cogeneration power installations for providing gas to the regions of Russia // Thermal Engineering. 2000. Vol. 47, no. 12. P. 1084-1089.
8. Варбанец Р. А., Коваленко О. А. Расчет рабочего цикла дизеля методом В.И. Гриневецкого и Е.К. Ма-зинга. Одесса: Одесский национальный морской университет, 2013. 29 с.
9. Симонов В. Ф., Агеев М. А., Мракин А. Н. Методические основы оценки энергоэффективности тепло-технологических и теплоэнергетических установок предприятий. Саратов: Буква, 2015. 94 с.
10. Бриз Моторс. URL: http://www.brizmotors.ru (дата обращения 23.01.2019).
11. Wartsila. URL: http://www.wartsila.com (дата обращения 31.01.2019).
12. Николаев Ю. Е., Вдовенко И. А., Овчинникова Н. И. Определение оптимальной тепловой нагрузки котельных и когенерационных установок // Промышленная энергетика. 2016. № 9. С. 2-6.
13. Kulbyakina А. V., Ozerov N. А. Batrakov P. А. Thermodynamic analysis of the hydrocarbons processing plants fuel supply systems efficiency // Journal of Physics: Conference Series. 2019. Vol. 1210. Р. 012074. DOI: 10.1088/1742-6596/1210/1/012074.
