CC BY
25Сравнительный анализ эффективности строительства генерирующей мощности у промышленного потребителя и на теплоэлектроцентрали
Бакиров Фёдор Гайфуллович,
д.т.н., заведующий кафедрой АТиТ Уфимского Государственного Авиационного Технического Университета, fgbakirov@bk.ru
Ибрагимов Евгений Самимович,
к.т.н., доцент кафедры АТиТ Уфимского Авиационного Технического
Ibragimoves5757@mail.ru
Государственного Университета,
Проведён сравнительный анализ эффективности двух вариантов строительства генерирующей мощности на основе газотурбинной установки АЛ-31 СТэ с паровым котлом-утилизатором высокого давления (ГТУ-ТЭЦ). По первому варианту ввод в эксплуатацию новой генерирующей мощности планируется у промышленного потребителя, по второму варианту - на теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), обеспечивающей энергоснабжение промышленного потребителя. Установлено, что при строительстве новой генерирующей мощности у промышленного потребителя срок дисконтированной окупаемости составляет менее 5 лет несмотря на достаточно высокое значение величины дисконта 12,57 %, принятого для расчёта. При этом, в отличие от модернизации ТЭЦ, не требуется финансирование проекта строительства по механизму договоров предоставления мощности (ДПМ).
Ключевые слова: модернизация теплоэлектроцентрали, газовая турбина, строительство генерирующей мощности у потребителя
Введение
В соответствии с Постановлением Правительства РФ от 28.03.2019 г. №335 одной из целей государственной программы РФ "Развитие энергетики" является надёжное, качественное и экономически обоснованное обеспечение потребности внутреннего рынка в энергоносителях, энергии и сырье на принципах энергосбережения и энергоэффективности [1]. При этом планируется обновление производственной базы электроэнергетики на основе передовых энергетических технологий. Объём ввода новых мощностей планируется на уровне 10 000 МВт в период 2024 года. Удельный расход условного топлива на отпуск электрической энергии на источниках комбинированного производства должен составлять в результате проведённой модернизации 285,4 г/кВт ч.
Актуальность темы исследования
Тепловая генерация является основой электрогенерации России. При этом более 30 % генерирующих мощностей имеет срок службы более 45 лет [2].Из них значительная часть составляет паротурбинное оборудования на давление 90 атмосфер. Из всех известных технических решений, применяемых для проведения модернизации энергетического оборудования только внедрение парогазовых технологий (ПГУ) позволит обеспечить значительное уменьшение удельного расхода топлива на отпуск электроэнергии до запланированного Правительством РФ уровня [3—16]. Но модернизация теплоэлектроцентралей (ТЭЦ) на основе ПГУ в основном планируется на основе финансирования такого рода проектов путём механизма договоров о предоставлении мощности (ДПМ) [17]. Программа ДПМ в настоящее время практически завершена и дальнейшая финансирование модернизации электростанций будет происходить в рамках её продления до 2035 года под названием ДПМ-2. Но, если по программе ДПМ денежные средства получали 21 энергокомпания, то по программе ДПМ-2 почти всё финансирование планируется осуществить для пяти крупных генерирующих компаний. При этом в первой ценовой зоне, где сосредоточено около 72 процентов всех ТЭЦ России, отобрано всего три теплоэлектроцентрали [18]. Кроме того, финансирование строительства новых генерирующих мощностей за счёт механизма ДПМ приводит к увеличению затрат промышленных потребителей на энергоресурсы. В этих условиях для модернизации энергетического оборудования является актуальным разработка другого механизма финансирования проектов строительства новых генерирующих мощностей.
X X
о
го А с.
X
го т
о
Обзор исследования авторов
В работе [16] приведён анализ эффективности модернизации "старой" паротурбинной ТЭЦ с оборудованием на давление 90 атмосфер за счёт собственных
2 О
м о
о см
0 см
сч
01
о ш т
X
<
т о х
X
средств энергокомпании без привлечения дополнительного финансирования по механизму ДПМ. Расчёт эффективности выполнен для ПГУ на основе ГТУ АЛ-31 СТЭ. Установлено, что при принятой для расчёта эффективности проекта нормы дисконта 12,57 % проект обладает очень большим сроком окупаемости. Для обеспечения его окупаемости в приемлимые для инвестора сроки необходимо значительно, более чем в 2,5 раза относительно аналогичных проектов уменьшение затрат на проектные работы, строительно-монтажные и пуско-наладочные работы, строительство фундаментов, электротехническое оборудование для схемы выдачи мощности от ГТУ и обеспечения собственных нужд, на обвязку вновь смонтированного оборудования коммуникациями. Таким образом, финансирование проектов модернизации ТЭЦ за счёт монтажа модулей ПГУ за счёт средств энергокомпаний затруднительно. Такое строительство возможно только в частных случаях, если перечисленные выше затраты возможно уменьшить путём максимально полного использования существующего оборудования, зданий, сооружений и коммуникаций модернизируемой электростанции [16].
Научная новизна
С целью обеспечения возможности строительства в России новых генерирующих мощностей без привлечения механизма финансирования ДПМ представляет интерес выполнить анализ эффективности их строительства не в энергетических компаниях, а у потребителей тепловой и электрической энергии. Например, на нефтехимических и нефтеперабатывающих предприятиях, у которых имеются с одной стороны финансовые возможности для такого строительства, а с другой стороны требуется значительное потребление электрической и тепловой энергии(как с горячей водой, так и с паром). Для расчёта эффективности такого инвестиционного проекта была выбрана ГТУ типа АЛ-31 СТЭ, снабжённая паровым котлом-утилизатором (ГТУ-ТЭЦ). Расчёты были проведены для двух вариантов её размещения:
а) На нефтеперабатывающем (нефтехимическом) заводе;
б) На ТЭЦ, обеспечивающей завод тепловой и электрической энергией.
Результаты расчёта эффективности модернизации ТЭЦ приведены в [16]. Результаты расчёта эффективности строительства ГТУ-ТЭЦ на нефтеперерабатывающем (нефтехимическом) заводе приводятся впервые. Модуль ГТУ-ТЭЦ состоит из одной ГТУ АЛ-31 СТЭ, оснащённой барабанным одноконтурным паровым котлом-утилизатором с давлением пара 100 атмосфер. Внутри котла смонтирован газовый подогреватель питательной воды (ГППВ). Вода в газовый подогреватель подаётся из вновь монтируемого деаэратора с давлением 1,2 атмосфер и температурой 102 градуса Цельсия (Д-1,2 ата). После газового подогревателя вода направляется на технологические нужды завода и во вновь монтируемый деаэратор с давлением 6 атмосфер и температурой 158 градусов Цельсия (Д-6 ата). После деаэратора Д-6 ата вода подаётся в водяной экономайзер котла-утилизатора при помощи вновь монтируемого питательного насоса. На выходе из пароперегревателя котла-утилизатора пар имеет параметры: давление 110 атмосфер и температура 510 градусов Цельсия. Пар после котла направляется на редуцирующие охладительные установки: РОУ 110/70 для дросселирования до давления 60
- 70 атмосфер и дальнейшего использования на технологических установках с высоким давлением пара; на редуцирующие охладительные установки РОУ 110/21 или РОУ 110/18 для дальнейшего использования на технологических установках с давлением пара 12 - 19 атмосфер с температурой 220 - 230 градусов Цельсия и на редуцирующие установки РУ 18/6 и РУ 18/1,2 для дросселирования до давления 6 и 1,2 атмосфер без изменения температуры для обеспечения работы деаэраторов Д-6 ата и Д-1,2ата. Некоторые основные технические характеристики ГТУ и котла-утилизатора приведены в таблице 1 [16].
Таблица 1
Параметр Размерность Значение
Номинальная электриче- МВт 18,0
ская мощность
Электрический КПД ГТУ % 37
Ресурс ГТУ тыс. часов 125
Срок службы ГТУ лет 25
Паропроизводительность т/ч 31
котла-утилизатора
Тепловая мощность ГППВ Гкал/ч 7,26
Вырабатываемая ГТУ электрическая энергия при работе с номинальной мощностью 18 МВт полностью потребляется технологическим оборудованием завода. Схема выдачи мощности от ГТУ в автоматическом режиме обеспечивает отсутствие выдачи электрической мощности в сети общего пользования электросетевой компании или на шины ТЭЦ. Так как генерируемая мощность меньше 25 МВт и отсутствует выдача электрической мощности в сеть, то вновь построенный модуль ГТУ-ТЭЦ не будет являться участником оптового рынка электроэнергии и мощности. Поэтому, строительство собственного энергоисточника у потребителя позволит ему получить экономический эффект, как в обеспечении теплоснабжения в виде пара необходимых параметров, так и электроэнергией по себестоимости их производства, уменьшив тем самым затраты на покупку энергоресурсов от ТЭЦ (сетевых компаний). При этом, для обеспечения надёжности энергоснабжения необходимо либо иметь собственные резервные источники энергообеспечения, либо сохранить возможность резервирования энергоснабжения от электрической и тепловой сети. При последнем варианте эффект от строительства собственного энергоисточника будет меньше на величину платы за резервирование вновь введённой мощности. Выбор наиболее оптимального варианта требует проведения анализа его технико-экономической эффективности.
Теоретическая часть
В рамках данной работы проведён анализ эффективности строительства собственной генерирующей мощности у потребителя электрической и тепловой энергии. Для возможности проведения сравнительного анализа эффективности предлагаемого технического решения с рассмотренной в [16] модернизацией ТЭЦ расчёты проведены для аналогичного типа вновь вводимого оборудования и режимов его работы. Исходные данные для проведения расчёта эффективности приведены в табл. 2.
Тепловая энергия от вновь введённой генерирующей мощности используется на технологических установках производственного потребителя в виде пара с
давлением 12 атмосфер и с температурой 230 градусов Цельсия и горячей воды с тепловой мощностью 7,26 Гкал/ч. Горячая вода у производственного потребителя используется как для целей горячего водоснабжения, так для технологических целей.
Таблица 2
Параметр Размерность Значение
Стоимость покупки электроэнергии производственным потребителем у электрических сетей (ТЭЦ) руб./кВт ч 4,33
Стоимость покупки тепловой энергии производственным потребителем у тепловых сетей (ТЭЦ) руб./Гкал 850,4
Стоимость покупки химически очищенной воды у ТЭЦ руб./т 128
Номинальная электрическая мощность вновь введённой генерирующей мощности кВт 18 000
Электрическая мощность, затрачиваемая на обеспечение собственных нужд вновь введённой генерирующей мощности, включая газодожимной компрессор кВт 777
Уменьшение потребления мощности от электрических сетей (ТЭЦ) кВт 17 223
Расход пара на выходе котла-утилизатора т/ч 31
Расход химически очищенной воды на впрыск в РОУ 110/18 т/ч 5.7
Продувка котла-утилизатора т/ч 0,3
Расход химически очищенной воды в котёл-утилизатор т/ч 31,3
Увеличение потребления производственным потребителем химически очищенной воды на котёл-утилизатор, впрыск РОУ 110/18 т/ч 37
Расход пара после РОУ 110/18 с давлением 12 атмосфер и с температурой 230 градусов Цельсия т/ч 36,7
Расход пара для обеспечения работы деаэраторов Д-6 ата и Д-1,2 ата т/ч 8,1
Уменьшение потребления пара от тепловых сетей (ТЭЦ) т/ч 28,6
Цена топлива на ГТУ (природный газ) руб./т.у.т. 3 551
Расход топлива на ГТУ в тоннах условного топлива (т.у.т.) т.у.т. /ч 6,23
мости закупки химически очищенной воды для обеспечения работы котла-утилизатора и РОУ 110/18. Величина эффекта зависит от времени работы вновь введённой мощности за календарный год. Время работы зависит от времени нахождения оборудования, входящего в состав вновь построенной генерирующей мощности, в текущих и капитальных ремонтах. Время нахождения оборудования в состоянии ремонта принято зависимости от вида ремонта в соответствии с [16]. Время работы модуля ГТУ-ТЭЦ в течение каждого года эксплуатации принято равным: 8000 часов - в год проведения капитального ремонта ГТУ (проводится раз в 3 года) или капитального ремонта остального основного оборудования ГТУ-ТЭЦ (проводится один раз в 5 лет); 8088 часов - в году отсутствия капитальных ремонтов (проведения технического обслуживания ГТУ-ТЭЦ и текущего ремонта остального основного оборудования). Величина резервирования электроснабжения и теплоснабжения остаётся на прежнем уровне, оплата за резервирования сохраняется на прежнем уровне. Эффект от прекращения платежей за резервирование мощности отсутствует. Результаты расчётов приведены в таблице 3.
Таблица 3
Результаты расчёта эффекта от строительства генери-
Величина экономического эффекта от строительства собственного энергоисточника у производственного потребителя складывается от суммы положительных и отрицательных факторов. К положительным факторам относится уменьшение затрат от потребления электрической и тепловой энергии от сетевых компаний (ТЭЦ). К отрицательным факторам - появление затрат на топливо для обеспечения работы ГТУ, затраты на обеспечение электроэнергией собственных нужд вновь построенной генерирующей мощности, появление затрат на ремонты вновь смонтированного оборудования, увеличение затрат из-за необходи-
Наименование Размерность Значение
Эффект от отсутствия затрат на по- тыс. руб.
купку электрической энергии - при времени работы ГТУ-ТЭЦ 8088 603 167
часов в год;
- при времени работы ГТУ-ТЭЦ 8000 596 605
часов в год;
Эффект от отсутствия затрат на по- тыс. руб
купку тепловой энергии - при времени работы ГТУ-ТЭЦ 8088 99 044
часов в год;
- при времени работы ГТУ-ТЭЦ 8000 97 966
часов в год;
Увеличение затрат из-за роста расхода тыс. руб
топлива на электростанции - при времени работы ГТУ-ТЭЦ 8088 178 929
часов в год;
- при времени работы ГТУ-ТЭЦ 8000 176 982
часов в год
Увеличение затрат из-за роста расхода электроэнергии на собственные нужды - при времени работы ГТУ-ТЭЦ 8088 тыс. руб 27 211
часов в год;
- при времени работы ГТУ-ТЭЦ 8000 26 915.
часов в год
Увеличение затрат на покупку химиче- тыс. руб 135 620.
ски очищенной воды
Увеличение затрат из-за роста расходов на ремонт и техническое обслуживание вновь смонтированного оборудования: тыс. руб
- в год проведения капитального ре-
монта ГТУ и текущего ремонта остального оборудования ГТУ-ТЭЦ: 44 000
- в год проведения текущего ремонта и обслуживания ГТУ и капитального ре- 9200
монта остального оборудования ГТУ-
ТЭЦ; 51700
- в год проведения капитальных ремонтов ГТУ и остального оборудования 1484
ГТУ-ТЭЦ;
- в год проведения только текущих ремонтов и технического обслуживания
Итого эффект за год эксплуатации при работе 8 088 часов тыс. руб 358 968
X X
о
го А
с.
X
го т
о
ю
2 О
м о
Таким образом, проект строительства новой генерирующей мощности у производственного потребителя обладает значительным экономическим эффектом. Для определения его инвестиционной привлекательности необходимо выполнить расчёт инвестиционных показателей рассматриваемого проекта.
Практическая значимость
Представляет практический интерес провести сравнительный анализ эффективности капиталовложений строительства новой генерирующей мощности у производственного потребителя электрической и тепловой энергии и на ТЭЦ, обеспечивающей энергоснабжение этого производственного потребителя. Стоимость строительства новой генерирующей мощности (КВЛ) на базе ГТУ АЛ-31 СТЭ с котлом-утилизатором принята по данным, приведённым в [16]. В соответствии с ними необходимая величина КВЛ находится в диапазоне между 1014 и 1104 миллиона рублей. Для проведения дальнейших расчётов эффективности величина КВЛ принята равной 1050 миллиона рублей. Расчёт эффективности проведён при исходных данных, одинаковых для обоих инвестиционных проектов, приведённых в табл. 4. Величина нормы прибыли (ставки дисконта) выбрана равной 12,57 % близкой к величине базовой доходности 14 %, принимаемой при новом строительстве на электростанциях в соответствии с данными, приведёнными в [17]. Расчётный горизонт проекта выбран равным сроку службы ГТУ, составляющим 25 лет. Изменение величины затрат и цен на энергоносители в течение эксплуатации учтено введением коэффициентов темпа роста цен.
Таблица 4
Норма прибыли, амортизация, НДС, налог на имущество, налог на прибыль, налог на добавленную стоимость (НДС),
вестиционного проекта на ТЭЦ. Тогда как на производственном предприятии при строительстве собственного энергоисточника эффект от уменьшения оплаты за потребляемую электрическую и тепловую энергию при сложившейся в настоящее время методики формирования цены на электрическую и тепловую энергию позволяет менее, чем за 5 лет, окупить затраченные средства на строительство даже при достаточно высокой норме прибыли.
Таблица 5
Показатели эффективности инвестиционных проектов строительства новой генерирующей мощности у производственного потребителя и на ТЭЦ при КВЛ равных 1050
%
Наименование Значение
Норма прибыли 12,57
Величина налога на имущество 2,2
Величина налога на прибыль 20
НДС 20
Норма амортизации 4
миллионов рублей
Вид инвестиционного проекта Наименование показателя Размерность Значение
Строительство новой генерирующей мощности у производственного потребителя Чистый дисконтированный доход (NPV) млн. руб. 2 611
Внутренняя норма доходности (IRR) % 43
Продолжение табл. 5
Индекс прибыльности (Р1) 3,64
Простой период окупаемости (РВР) лет 3,75
Дисконтированный период окупаемости ^РВР) лет 4,50
Строительство новой генерирующей мощности на ТЭЦ (данные из [16]) Чистый дисконтированный доход ^РУ) млн. руб. 26,82
Внутренняя норма доходности (1^) % 13
Индекс прибыльности (Р1) - 1,03
Простой период окупаемости (РВР) лет 9,89
Дисконтированный период окупаемости ^РВР) лет 24,4
Прогноз изменения цен на длительный период времени принят в соответствии с данными, приведёнными в [16] для обеспечения одинаковых исходных данных во временном горизонте для анализа сравниваемых инвестиционных проектов. Результаты расчётов эффективности сравниваемых инвестиционных проектов при величине КВЛ равных 1050 миллионов рублей приведены в таблице 5.
Таким образом, при строительстве новой генерирующей мощности у производственного потребителя инвестиционный проект относится к категории быстро окупаемых. Тогда как при строительстве новой генерирующей мощности на ТЭЦ проект имеет значительный срок окупаемости и малопривлекателен для потенциального инвестора. Главной причиной является значительная разность ценой электроэнергии на оптовом рынке электроэнергии и мощности, на который поставляет электрическую энергию ТЭЦ - около 1 руб. 15 коп.за кВт ч [16] и ценой электроэнергии у конечного потребителя - 4 руб. 33 коп. за кВт ч. При этом платежи, получаемые электростанцией на рынке конкурентного отбора мощности (КОМ) в размере 115 200 руб. за МВт [16], недостаточны для обеспечения приемлемого срока окупаемости такого ин-
При величине КВЛ равных верхнему значению ранее приведённого диапазона стоимости строительства в размере 1 104 млн. руб. проект модернизации ТЭЦ становится не окупаемым, тогда как строительство собственного энергоисточника у потребителя остаётся привлекательным для инвестирования. Результаты расчётов эффективности сравниваемых инвестиционных проектов при максимально планируемой величине КВЛ равной 1 104 млн. руб. приведены в табл. 6.
Таблица 6
Показатели эффективности инвестиционных проектов строительства новой генерирующей мощности у производственного потребителя и на ТЭЦ при КВЛ равных 1104
Вид инвестиционного проекта Наименование показателя Размерность Значение
Строительство новой генерирующей мощности у производственного потребителя Чистый дисконтированный доход (NPV) млн. руб. 2 558
Внутренняя норма доходности (IRR) % 40
Индекс прибыльности (PI) - 3,46
Простой период окупаемости (PBP) лет 3,93
Дисконтированный период окупаемости (dPBP) лет 4,78
Строительство новой генерирующей мощности на ТЭЦ Чистый дисконтированный доход (NPV) млн. руб. -25,933
Внутренняя норма доходности (IRR) % 12
Индекс прибыльности (PI) - 0,98
Простой период окупаемости (PBP) лет 10,21
Дисконтированный период окупаемости (dPBP) лет Не окупается
Выводы
1. При сложившейся в энергетике России методики формирования цены на электрическую энергию и мощность на соответствующих рынках строительство новых генерирующих мощностей у крупного производственного предприятия является быстроокупаемым инвестиционным проектом. Срок дисконтированной окупаемости для рассмотренного в статье технического решения строительства ГТУ-ТЭЦ электрической мощностью 18 МВт с паровым котлом-утилизатором паропроизводи-тельностью 31 т/ч при ставке дисконта 12,57 % составляет менее 5 лет.
2. Обеспечения в соответствии с Постановлением Правительства РФ 335 от 19.03.2019 г. [1] потребности внутреннего рынка в электроэнергии на принципах энергосбережения и энергоэффективности возможно за счёт строительства новых генерирующих мощностей у промышленных потребителей без привлечения механизма финансирования по ДПМ. При этом для обеспечения необходимого уровня надёжности энергоснабжения желательно сохранить оплату потребителями резервирование вновь вводимых мощностей на электростанциях.
3. Возможность реализации проекта строительства новой генерирующей мощности без привлечения механизма финансирования нового строительства по ДПМ позволит уменьшить финансовую нагрузку на потребителей электроэнергии и снизить себестоимость производимой ими продукции.
Литература
1. Постановление Правительства РФ от 28.03.2019 г. №335 "О внесении изменений в постановление Правительства РФ от 15 апреля 2014 года №321 "Об утверждении государственной программы Российской Федерации "Энергоэффективность и развитие энергетики"".
2.
http://www.bigpowernews.ru/interview/document81708.pht ml/ Bigpower Electric. Александра Панина: Внедрение программы ДПМ-2 именно в тепловой генерации будет наиболее эффективно и полезно для потребителей, 13 февраля 2018 года (дата обращения 12.02.2020 г.).
3. Ибрагимов Е.С. Повышение эффективности топ-ливоиспользования тепловых электрических станций за счет модернизации турбинного и котельного оборудования // Научные горизонты. - 2017. - №3. С 71-83.
4. S. Storm, M. DeCaprio, "Recent Regenerative Airheater Improvements at HECO Kahe Point, Oahu",
Electric Power Conference, Rosemont, USA, May 10-12, 2011.
5. S. Storm, J. Guffre, "Experiences with Regenerative Air Heater Performance Evaluations & Optimization", POWER-GEN Europe, Amsterdam, Holland, June 8 - 10, 2010.
6. E. Ibragimov, S. Cherkasov, "Improving the efficiency of power boilers by cooling the flue gases to the lowest possible temperature under the conditions of safe operation of reinforced concrete and brick chimneys of power plants", MATEC Web of Conferences, Volume 245 (2018), International Scientific Conference on Energy, Environmental and Construction Engineering (EECE-2018), Saint-Petersburg, Russia, November 19-20, 2018.
7. Контактный нагрев воды продуктами сгорания природного газа/ Аронов И.З. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.:Недра, 1974 - 280 с.
8. Высокоэффективные газовые контактные водонагреватели /Соснин Ю.П., Бухаркин Е.Н. - 4-е изд., испр. и доп. - М.:Стройиздат, 1988. - 375 с.
9. Кудинов А.А. Энергосбережение в теплогенери-рующих установках. - Ульяновск: УлГТУ, 2000. 33 с.
10. https://bbgl.ru/station/1311/ Маркетинг B2B компаний. Ново—Салаватская ТЭЦ (дата обращения 11.02.2020)
11.https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A3%D1%84%D0 %B8%D0%BC%D1%81%D0%BA%D0%B0%D1%8F_%D 0%A2%D0%AD%D0%A6-2/ ВикипедиЯ. Свободная энциклопедия. Уфимская ТЭЦ-2 (дата обращения 11.02.2020).
12.https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A1%D0%BE%D1 %87%D0%B8%D0%BD%D1%81%D0%BA%D0%B0%D1 %8F_%D0%A2%D0%AD%D0%A1/ ВикипедиЯ. Свободная энциклопедия. Сочинская ТЭЦ (дата обращения 11.02.2020).
13.https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%90%D0%B4%D0 %BB%D0%B5%D1%80%D1%81 %D0%BA%D0%B0%D1 %8F_%D0%A2%D0%AD%D0%A1/ ВикипедиЯ. Свободная энциклопедия. Адлерская ТЭС (дата обращения 11.02.2020).
14.https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A2%D0%AD%D0 %A6-20/ ВикипедиЯ. Свободная энциклопедия. ТЭЦ-20 Мосэнерго (дата обращения 11.02.2020).
15.https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A2%D0%AD%D0 %A6-26/ ВикипедиЯ. Свободная энциклопедия. ТЭЦ-26 Мосэнерго (дата обращения 11.02.2020).
16. Бакиров Ф.Г, Ибрагимов Е.С. Эффективность модернизации теплоэлектроцентрали путём надстройки модулем ГТУ-ТЭЦ с газовой турбиной АЛ-31 сТэ // Инновации и инвестиции. — 2019. — №8, с. 78—86.
17.http://irao-engineering.ru/ru/press-center/po-predvaritelnym-itogam-otbora-proektov-modernizatsii-na-2022-2024-gg-otobrany-proekty-gruppy-inter/ Интер РАО Инжиниринг. Пресс—Центр. По предварительным итогам отбора проектов модернизации на 2022—2024 г.г. отобраны проекты Группы "Интер РАО" мощностью 5,1 ГВт (60 % квоты) (дата обращения 11.02.2020).
18.https://energybase.ru/news/articles/itogi-predvaritelnogo-otbora-proektov-modernizacii-elektrostancij-dpm-2-vz-2019-04-05/ Итоги предварительного отбора проектов модернизации электростанций ДПМ-2 — Взгляд ПАО «ТГК-2» (дата обращения 11.02.2020).
X X
о го А с.
X
го m
о
ю
2 О
м о
Comparative analysis of the efficiency of construction of generating capacity for industrial consumers and thermal power plants
Bakirov F.G., Ibragimov E.S.
Ufa State Aviation Technical University
A comparative analysis of the efficiency of two options for the construction of generating capacity based on the AL-31 STE gas turbine unit with a high-pressure steam recovery boiler (GTU-TPS) is carried out. According to the first option, the commissioning of new generating capacity is planned for an industrial consumer, and the second option - for a heat and power plant (TPS) that provides energy to an industrial consumer. It is established that when building a new generating capacity for an industrial consumer, the discounted payback period is less than 5 years, despite the sufficiently high value of the discount equal of 12.57 % accepted for calculation. At the same time, in contrast to the modernization of a thermal power plant, there is no need to Finance the construction project under the mechanism of power supply contracts (PSC).
Keywords: modernization of the heat and power plant, gas turbine, construction of generating capacity for the consumer.
References
1. Decree of the Government of the Russian Federation of March
28, 2019 No. 335 "On Amending the Decree of the Government of the Russian Federation of April 15, 2014 No. 321" On Approving the State Program of the Russian Federation "Energy Efficiency and Energy Development".
2.http: //www.bigpowernews.ru/interview/document81708.phtml/ Bigpower Electric. Alexandra Panina: The implementation of the DPM-2 program in heat generation will be most effective and useful for consumers, February 13, 2018 (accessed February 12, 2020).
3. Ibragimov E.S. Improving the fuel efficiency of thermal power
plants through the modernization of turbine and boiler equipment // Scientific horizons. - 2017. - No. 3. C 71-83.
4. S. Storm, M. DeCaprio, "Recent Regenerative Airheater Improvements at HECO Kahe Point, Oahu", Electric Power Conference, Rosemont, USA, May 10-12, 2011.
5. S. Storm, J. Guffre, "Experiences with Regenerative Air Heater
Performance Evaluations & Optimization", POWER-GEN Europe, Amsterdam, Holland, June 8-10, 2010.
6. E. Ibragimov, S. Cherkasov, "Improving the efficiency of power
boilers by cooling the flue gases to the lowest possible temperature under the conditions of safe operation of reinforced concrete and brick chimneys of power plants", MATEC Web of Conferences, Volume 245 (2018), International Scientific Conference on Energy, Environmental and Construction Engineering (EECE-2018), Saint-Petersburg, Russia, November 19-20, 2018.
7. Contact heating of water by the combustion products of natural
gas / Aronov I.Z. - 2nd ed., Revised. and add. - M.: Nedra, 1974 - 280 p.
8. Highly efficient gas contact water heaters / Sosnin Yu.P., Bukharkin E.N. - 4th ed., Rev. and add. - M.: Stroyizdat, 1988 .-
- 375 p.
9. Kudinov A.A. Energy saving in heat generating installations. -
Ulyanovsk: UlSTU, 2000.33 s.
10. https://bbgl.ru/station/1311/ Marketing B2B companies. Novo — Salavatskaya CHP (circulation date 02/11/2020)
11.https:
//ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A3%D1%84%D0%B8%D0%BC %D1 %81%D0%BA%D0%B0%D1 %8F_%D0%A2 % D0% AD% D0% A6-2 / Wikipedia. Free encyclopedia. Ufa TPP-2 (circulation date 02/11/2020).
12.https:
//ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A1%D0%BE%D1%87%D0%B8% D0%BD%D1 %81%D0%BA%D0%B0%D1 %8F_ % D0% A2% D0% AD% D0% A1 / Wikipedia. Free encyclopedia. Sochi Thermal Power Plant (circulation date 02/11/2020).
13.https:
//ru.wikipedia.org/wiki/%D0%90%D0%B4%D0%BB%D0%B5% D1%80%D1 %81 %D0%BA%D0%B0%D1 %8F_ % D0% A2% D0% AD% D0% A1 / Wikipedia. Free encyclopedia. Adler TPP (circulation date 02/11/2020).
14.https: //ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A2%D0%AD%D0%A6-20/ Wikipedia. Free encyclopedia. Mosenergo TPP-20 (circulation date 02/11/2020).
15.https: //ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A2%D0%AD%D0%A6-26/ Wikipedia. Free encyclopedia. TPP-26 of Mosenergo (circulation date 02/11/2020).
16. Bakirov F.G., Ibragimov E.S. Efficiency of modernization of a combined heat and power plant by means of an add-on module GTU-TPP with a gas turbine AL-31 STE // Innovations and Investments. - 2019 .-- No. 8, p. 78-86.
17.http: //irao-engineering.ru/en/press-center/po-predvaritelnym-itogam-otbora-proektov-modernizatsii-na-2022-2024-gg-otobrany-proekty-gruppy-inter/ Inter RAO Engineering. Press
— Center. According to preliminary results of the selection of modernization projects for 2022-2024 Projects of the Inter RAO Group with a capacity of 5.1 GW (60% of the quota) were selected (access date 02/11/2020).
18.https: //energybase.ru/news/articles/itogi-predvaritelnogo-otbora-proektov-modernizacii-elektrostancij-dpm-2-vz-2019-04-05-05 Results of the preliminary selection of projects for modernization of power plants DPM-2 - A look at PAO "TGK-2" (accessed date 11.02.2020).
o es o es
es
o m m
X
<
m o x
X
