Пример расчета окупаемости мини-ТЭС
В процессе расчета окупаемости мини-тэц крайне важно учесть все затраты, которые будет нести собственник, в процессе работы газопоршневой электростанции.
К сожалению, не все компании, предлагающие строительство мини-тэц предоставляют будущим владельцам полную и актуальную информацию о стоимости дальнейшего обслуживания, порой просто не владея этой информацией.
При расчете итоговой себестоимости производимой электроэнергии необходимо учитывать не теоретические цены на заводе-изготовителе, а реальную стоимость запасных частей, с учетом их транспортировки и таможенной очистки.
Данный расчет построен на примере электростанции Siemens SGE-56SM, так как стоимость обслуживания газопоршневых электростанций Siemens – одна из самых низких в России. За счет этого данный расчет предоставляет возможность оценить «отправные данные» по стоимости технического обслуживания. Другие электростанции сопоставимой мощности, будут скорее всего дороже в своём техническом обслуживании, но могут выиграть в цене оборудования.
- Стоимость газа: 7000.00 руб. с НДС за 1000 нм3 при теплотворной способности 33,5 МДж/нм3
- Стоимость масла: 320 руб. с НДС за 1 литр.
- Курс Евро: 90 руб./Евро
- 1 год – 8000 рабочих моточасов.
- Все цены даны с учетом НДС 20%
Для определения итоговой себестоимости вырабатываемой электроэнергии используется методика с включением основных групп затрат. Очень важно не забыть включить все основные категории затрат для определения наиболее полной итоговой себестоимости и дальнейшего расчета окупаемости мини-тэц:
Расход газа для рассматриваемой электростанции Siemens SGE-56SL/40 мощностью 1001 кВт составляет 276,7 нм 3 в час на 100% нагрузке.
В газопоршневой электростанции Siemens SGE-56SL/40 мощностью 1001 кВт замену масла нужно проводить каждые 2500 моточасов, или реже, в зависимости от условий эксплуатации. Объём масла на замену составляет 232 литра. Для расчетов применим самый частый период замены — 2500 часов. Если же в процессе эксплуатации интервал будет увеличен, то это только снизит себестоимость электроэнергии.
Каждая газопоршневая электростанция при своей работе сталкивается с необходимостью пополнения масла, потраченного за счет его угара в камере сгорания газового двигателя. Расчетное количество масла на угар составляет 0,2 грамма на каждый выработанный кВт*ч.
Для определения итоговых затрат на запасные части очень важно учитывать все запасные части, необходимые на весь жизненный цикл газопоршневой электростанции, включая капитальный ремонт. Этот подход обусловлен тем, что предполагаемые затраты должны обеспечить бесперебойное функционирование электростанции, как до, так и после капитального ремонта. В противном случае пришлось бы покупать новую электростанцию после каждого капитального ремонта. При расчете учитывается сумма всех запасных частей, заменяемых на протяжении всего жизненного цикла с учетом капитального ремонта. Для электростанции Siemens мощностью 1001 кВт стоимость всех запасных частей составляет 389 583 Евро с НДС 20% и таможенной очисткой. Следует заметить, что запчасти, так же как и масло, при благоприятных условиях эксплуатации можно менять реже, что опять-таки только снизит стоимость производимой электроэнергии.
При расчете затрат на сервисные работы, необходимо помнить, что для расчета нужно использовать расценки только той организации, которая имеет официальное разрешение от завода-изготовителя на проведение этих работ. Это обеспечит не только сохранение гарантии на оборудование, но и подтвердит, что организация в будущем справится и со сложными работами, а не ограничится продажей оборудования и заменой масла.
Отдельно стоит заметить, что не стоит полагаться на заявления некоторых производителей, обещающих научить сервисному обслуживанию персонал заказчика. Как правило после продажи оборудования персонал обучается только замене масла, фильтров и свечей зажигания. Все квалифицированные работы продолжает выполнять персонал сторонней организации. Происходит это не только за счет того, что работы требуют высокой квалификации, но и за счет того, что для проведения этих работ требуется дорогой профессиональный инструмент, суммарная стоимость которого может составлять несколько миллионов рублей. Поэтому покупку такого инструмента может позволить себе только та копания, которая производит обслуживание газопоршневых электростанций в массовом порядке, на постоянной основе. В то же время, выполнение простейших сервисных работ персоналом заказчика действительно несколько снижает стоимость затрат. Однако исходный расчет следует проводить в наиболее тяжелых базовых условиях.
Для рассматриваемой электростанции Siemens SGE-56SL/40 суммарные затраты на сервисное обслуживание, включая капитальный ремонт, составляют сумму в размере 73 557 Евро с НДС.
Определим затраты на налог исходя из средней стоимости строительства Мини-Тэц в размере 60 млн. руб. за 1 МВт «под ключ».
Включение затрат на амортизационные отчисления подразумевает, что в процессе эксплуатации электростанций амортизируются средства, которые могут быть потрачены на полное обновление энергоблока после выработки его ресурса (3-4 капитальных ремонта, 240 000 – 300 000 моточасов).
Параллельно с выработкой электрической энергии каждая электростанция мощностью 1001 кВт производит выработку тепловой энергии в количестве до 1183 кВт в час. Для производства такого же количества тепла в котельной потребовалось бы сжечь 130 нм 3 газа теплотворной способности 33,5 МДж/нм 3 , как было уже указано ранее, газ принимается в расчетах по стоимости 7000 руб. с НДС за 1000 м3.
Итоговая себестоимость складывается из суммы всех затрат на производство электроэнергии (газ, масло, сервис, работы, налоги, амортизация) и экономии средств за счет утилизации тепла
- Без учета утилизируемого тепла: 1,93 руб. + 0,03 + 0,064 + 0,58 + 0,11 + 0,16 + 0,25 = 3,11 руб. на 1 кВт*ч. с НДС 20%
В случае, если на объекте нет централизованного электроснабжения в полном объёме необходимо рассчитывать срок окупаемости не всей мини-ТЭЦ, а разницы, между стоимостью строительства и стоимостью организации внешнего электроснабжения (подключение, трасса, лимиты и т.д.).
На некоторых объектах стоимость подключения внешней сети может быть даже выше, нежели стоимость строительства мини-ТЭЦ. За чет этого окупаемость проекта наступает сразу, по факту включения мини-ТЭЦ в работу. А с каждым выработанным кВт*ч собственник получает дополнительную прибыль.
В случае, если на объекте уже организованно полное внешнее электроснабжение и мини-ТЭЦ рассматривается только как мероприятие по снижению затрат на электричество, необходимо сравнить затраты на производство и покупку электроэнергии.
При средней стоимости покупки электроэнергии от сетей в размере 6,0 руб. с НДС за 1 кВт*ч, экономия при выработке 1 кВт*ч электроэнергии с учетом полной утилизации тепла составит:
- Стоимость электроэнергии от сетей — стоимость производимой электроэнергии = 6,0 – 2,2 = 3,8 руб. на 1 кВт*ч.
- При равномерной полной загрузке мощностей в год производится экономия в размере:
- Экономия с каждым кВт*ч * 8000 рабочих часов в год * мощность = 3,8 * 8000 * 1001 = 30,43 млн. руб. в год
В настоящий момент, как уже отмечалось выше, средняя стоимость строительства объекта «под ключ» составляет сумму в размере от 60 млн. руб. за 1 МВт «под ключ», в зависимости от мощности и состава используемого оборудования.
Таким образом, при полной загрузке электрических мощностей и утилизации тепла, срок окупаемости одной мини-ТЭЦ может рассчитываться как Сумма строительства / ежегодную экономию = 60 / 30,43 = 2 года.
Как видно из приведенных расчетов, наибольшее влияние на итоговый срок окупаемости оказывают затраты на техническое обслуживание, масло и сервисные работы. К сожалению, некоторые производители указывают в своих каталогах не реальные данные по обслуживанию (которое проводится каждые 1200 — 2000 моточасов), а некие теоретические максимумы, которые достижимы только в идеальных условиях эксплуатации. В ситуации, когда собственник, запустив электростанцию, сталкивается со снижением интервалов обслуживания, ожидаемая окупаемость резко ухудшается. Поэтому крайне важно уточнять, указываются ли в предлагаемой программе технического обслуживания минимальные интервалы, которые могут быть расширены, или же теоретические пределы, которые будут уменьшены. В нашей компании собрана обширная база таких предложений, которые мы можем предоставить клиентам, досконально выбирающим оборудование.
Указанные стоимости актуальны на конец 2020 года и могут незначительно отличаться на текущий момент.
Источник
Автоматизация расчета срока окупаемости малой ТЭЦ
Рубрика: Технические науки
Дата публикации: 02.04.2014 2014-04-02
Статья просмотрена: 660 раз
Библиографическое описание:
Костин, Д. А. Автоматизация расчета срока окупаемости малой ТЭЦ / Д. А. Костин, А. В. Разуваев, Е. Р. Кожанова. — Текст : непосредственный // Молодой ученый. — 2014. — № 4 (63). — С. 199-203. — URL: https://moluch.ru/archive/63/10110/ (дата обращения: 11.06.2021).
В последние годы все более заметным становится ухудшение систем энерго- и теплоснабжения городов России. Возросли потери тепловой энергии при транспортировке и распределении теплоносителей. Из-за дефицита финансовых ресурсов для замены и реконструкции источников и энергосетей увеличилось количество аварий, что приводит к снижению надежности и качеству энергоснабжения. Одним из решений этой проблемы может стать строительство малых ТЭЦ (мини-ТЭЦ).
Мини-ТЭЦ — электростанция с комбинированным производством электроэнергии и тепла, расположенная в непосредственной близости от конечного потребителя. В основе работы мини-ТЭЦ лежит принцип когенерации, а в качестве источника энергии используются двигатели внутреннего сгорания (ДВС): дизельные, газовые и газотурбинные. Энергия, выделившаяся при сгорании топлива, в ДВС производит механическую работу и теплоту. Механическая работа на валу двигателя используется для выработки электроэнергии генератором электрического тока, а тепло отработавших газов и системы охлаждения двигателя служит для получения горячей воды или пара [1]. Создание таких установок имеет ряд преимуществ, основными из которых являются короткие сроки строительства, повышение надежности теплоснабжения потребителей, снижение инерционности теплового регулирования и потерь в тепловых сетях.
Стоит отметить, что в отличие от газотурбинных, мини-ТЭЦ на базе газопоршневых двигателей перспективны в качестве основного источника теплоты и электроэнергии на предприятиях самого широкого диапазона деятельности — как в сфере обслуживания, так и на промышленных предприятиях малой и средней мощности. Практика показывает, что в газопоршневых установках с утилизацией теплоты отходящих газов и охлаждающей воды может быть полезно использовано до 80…90 % теплоты, выделенного с топливом [2].
Однако строительство мини-ТЭЦ связано со значительными денежными затратами, поэтому важной составляющей для принятия решения о покупке малой ТЭЦ с дальнейшей эксплуатацией является ее срок окупаемости и прибыль от ее применения.
Срок окупаемости газопоршневых мини-ТЭЦ в значительной степени зависит от загрузки мини-ТЭЦ. Если средняя загрузка по электрической мощности газопоршневой мини-ТЭЦ составит порядка 70 %, то ориентировочный срок окупаемости составит 3–5 лет. Если же использовать мощность установки менее чем на 35 %, есть риск не уложиться по срокам окупаемости и в 10 лет [3].
Следовательно, очень важным вопросом при проектировании газопоршневой мини-ТЭЦ является определение минимальной среднеэксплуатационной электрической мощности установки, при которой срок окупаемости не превысит 5 лет [3].
Для автоматизации расчета срока окупаемости малой ТЭЦ авторами была разработана программа, на основе предложенной авторской методики, описанной в работах Разуваева А. В. и Костина Д. А. [2–6], алгоритм которой представлен на рис. 1. Если срок окупаемости Ток больше 5 лет, то необходимо вернуться к исходным данным и снизить среднеэксплуатационную электрическую мощность установки до минимальной, чтобы срок окупаемости Ток стал меньше 5 лет.
Рис. 1. Алгоритм методики [2–6]
На основании алгоритма (рис. 1) создана диаграмма переходов фокуса управления программы (рис. 2). Интерфейс программа представляет собой 6 вкладок. В первую вкладку (рис. 3) вводятся исходные данные. Если не введены данные или введены нулевые значения, при нажатии на кнопки Расчет, программа выдает сообщение об ошибке и просит пользователя ввести данные. Если данные введены корректно, то появляется сообщение о завершении расчета и информация, что результаты расчета находятся на других вкладках программы.
Рис. 2. Диаграмма переходов фокуса управления программы
Рис. 3. Вкладка Исходные данные главного окна программы.
На вкладках 2–6 показаны результаты расчета, которые разделены на группы показателей (рис. 4–8), характеризующие определенные затраты и их составляющие.
Рис. 4. Вкладка Затраты на топливо и масло
Рис. 5. Вкладка З/плата
Рис. 6. Вкладка Затраты на ТО и ремонт
Рис. 7. Вкладка Прочие затраты и себестоимость энергии
Рис. 8. Вкладка Прибыль и срок окупаемости
На последней вкладке (рис. 8) — итоговые значения расчета в виде прибыли от эксплуатации мини-ТЭЦ и срок окупаемости теплоэнергетического комплекса, на основе которого принимаются решение об использовании мини-ТЭЦ при заданных исходных данных.
Исходные данные были получены на основании анализа энергопотребления реального объекта — здания Балаковского института техники, технологии и управления (рис. 3). Приведенный расчет, на рис. 4–8, показывает, что применение газопоршневой малой ТЭЦ для обеспечения здания института электро- и тепловой энергией экономически эффективно и может заменить централизованное энергоснабжение. В свою очередь, срок окупаемости данной малой ТЭЦ составляет 2,43 года, что меньше 5 лет, т. е. срока за который оборудование морально устаревает.
1. Разуваев А. В., Костин Д. А., Разуваев В. А. Газопоршневые мини-ТЭЦ. Сборник научных трудов 3 Всероссийской н/т конференции «Информационные технологии, система автоматизированного проектирования и автоматизации» Саратов: Сарат. гос. техн. ун-т, 2011. С 102–105.
2. Костин Д. А., Разуваев А. В. Зависимость срока окупаемости мини-ТЭЦ от ее средней электрической мощности. Материалы международной научной конференции «Современные научно-технические проблемы теплоэнергетики и пути их решения». — Саратов, 2012
3. Разуваев А. В., Костин Д. А., Сармаева Е. А. Экономическая эффективность газопоршневых мини — ТЭЦ. Сборник научных трудов 3 Всероссийской н/т конференции «Информационные технологии, система автоматизированного проектирования и автоматизации» Саратов: Сарат. гос. техн. ун-т, 2011. С 105–107.
4. Костин Д. А., Разуваев А. В. Срок окупаемости газопоршневой мини-ТЭЦ. Химическая физика и актуальные проблемы энергетики: сборник тезисов и статей Всероссийской молодежной конференции / под ред. Г. В. Кузнецова, Е. Е. Бульбы, А. В. Захаревича, В. И. Максимова, Т. А. Нагорновой; Томский политехнический университет. — Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2012. С 150–154.
5. Костин Д. А., Разуваев А. В. Зависимость срока окупаемости мини-ТЭЦ от ее средней электрической мощности. Материалы международной научной конференции «Современные научно-технические проблемы теплоэнергетики и пути их решения». — Саратов, 2012. С 329–335.
6. Костин Д. А., Разуваев А. В. Автоматизация расчета срока окупаемости малой ТЭЦ. Южно-Сибирский научный вестник, № 2(2). — МИП «Политех», 2012. С 54–58
7. Е. Р. Кожанова, Д. А. Костин, А. В. Разуваев, А. О. Меркулова. Расчет срока окупаемости малой ТЭЦ // Свидетельство о гос. регистрации программ для ЭВМ № 2014610845 от 17.01.2014г.
Источник