Практически имеется возможность экономичные теплофикационные ГТУ по сбросной схеме с котлами различных типоразмеров, часть которых приведена в таблице 4.10
Основные показатели мини – ТЭЦ с ГТУ средней мощности, реализуемых по сбросной схеме
Таблица 4.10
| электрическая | удельный расход | типоразмер | ||||||
| мощность ГТУ МВт | условного топлива на отпуск | оборудования | ||||||
| электроэнергии | теплоты | ГТА | котла | |||||
| 1,8 | 144 | 38,9 (163) | ТВ7-117 | DКВР-20 | ||||
| 16 | 140 | 38,7 (162) | НК-38 | Е-160-14 | ||||
| 16 | 140 | 39,4 (165) | НК-38 | КВГМ-100 | ||||
| 20 | 141 | 38,4 (163) | АЛ-31 стэ | Е-160-14 | ||||
| 20 | 140 | 39,4 (165) | АЛ-31 стэ | КВГМ-100 | ||||
Все типы отечественных ГТА характеризуются значительным содержанием окислов азота в уходящих газах, в 2-3 раза превышающим условные нормы. Поэтому при использовании, например, утилизационной схемы необходимо осуществлять специальные мероприятия для подавления образования окислов азота в процессе сгорания топлива, либо очищать уходящие газы. В числе таких мероприятий может быть впрыск воды в проточную часть компрессора, воды или пара в камеру сгорания или каталитический способ очистки уходящих газов от оксидов азота. При применении же сбросной схемы и сжигании в топке котла природного газа с использованием современных горелочных устройств содержание оксидов азота в уходящих газах не превышает установленных норм.
Экономичность мини ТЭЦ с ГТУ достаточно высока по сравнению с паротурбинной ТЭЦ: на ТЭЦ с турбинами типа Р удельный расход топлива на отпускаемую электроэнергию составляет 160-165 г у.т./(кВт.ч), а на мини ТЭЦ с ГТУ – 140 – 144г у.т./(кВт.ч); удельный расход топлива на тепловую энергию для ТЭЦ составляет примерно 170кг у.т./Гкал, а для мини ТЭЦ – 163-165кг у.т./Гкал. Также низкие удельные расходы топлива для мини ТЭЦ с ГТУ по сбросной схеме обусловлены их простой тепловой схемой, исключающей утечки пара и конденсата, характерные для паротурбинных ТЭЦ, а также небольшим расходом электроэнергии на собственные нужды.
Важным условием в эффективности применения ГТУ малой и средней мощности на мини ТЭЦ является возможность их установки в действующих котельных при реконструкции и модернизации последних.
Для оценки экономической эффективности в условиях рыночной экономики в качестве основных показателей могут быть использованы: внутренняя норма доходности, срок окупаемости капиталовложений и рентабельность.
Экономическую эффективность малой энергетики рассмотрим на примере сравнения между собой комбинированной и раздельной схем электроснабжения для условий Северо- Западных районов России.
В качестве источников электроэнергии в выполненных расчётах принимались ГТУ, ПГУ и дизель электростанции (DВС)
(по сравнению с ГТУ – ТЭЦ)
Таблица 4.11
| Показатель | Тепловая нагрузка, Гкал/ч | |||||
| 10 | 20 | 50 | 100 | |||
| годовой отпуск теплоты, тыс.Гкал | 26 | 52 | 130 | 260 | ||
| годовой отпуск электроэнергии т.МВт.ч | 11 | 27,5 | 88 | 220 | ||
| годовой расход топлива на | ||||||
| производство тепловой энергии тыс.т.у | 4,6 | 9,1 | 22,8 | 45,5 | ||
| относительная величина топливной | ||||||
| составляющей затрат на производство | ||||||
| теплоты % | 25 | 40 | 55 | 60 | ||
| топливная составляющая затрат | ||||||
| на производство теплоты тыс.дол. | 232 | 456 | 1149 | 2293 | ||
| полные затраты на тепло тыс.дол. | 928 | 1148 | 2089 | 3822 | ||
| затраты на электроэнергию тыс.дол | 630 | 1150 | 5000 | 12500 | ||
| суммарные затраты млн.дол. | 1,56 | 2,7 | 7,09 | 16,32 | ||
| суммарные капиталовложения млн.дол | 2,25 | 4 | 8,8 | 15 | ||
Таблица 4.12
| Показатель | Тепловая нагрузка, Гкал/ч | |||||
| 10 | 20 | 50 | 100 | |||
| годовой отпуск теплоты, тыс.Гкал | 26 | 52 | 130 | 260 | ||
| электрическая мощность МВт | 2 | 5 | 16 | 40 | ||
| годовой отпуск электроэнергии т.МВт.ч | 11 | 27,5 | 88 | 220 | ||
| годовой расход топлива тыс.ту.т | 6,3 | 14,8 | 39,3 | 88,2 | ||
| затраты на топливо тыс.дол | 320 | 746 | 1971 | 4445 | ||
| относительная величина топливной | ||||||
| составляющей затрат % | 25 | 40 | 55 | 60 | ||
| суммарные ежегодные затраты млн.дол. | 1,28 | 1,87 | 3,58 | 7,41 | ||
| капиталовложения в ТЭЦ млн.дол | 1,8 | 4 | 11,2 | 24 | ||
| капиталовложения в пиковую | ||||||
| котельную млн.дол | 1,53 | 2,36 | 5,26 | 7,8 | ||
| суммарные капиталовложения млн.дол | 3,33 | 6,36 | 16,45 | 39,1 | ||
| экономия ежегодных затрат в комбини- | ||||||
| рованную схему электроснабжения м.дол. | 0,28 | 0,83 | 3,51 | 8,91 | ||
| перерасход капиталовложений в ТЭЦ | ||||||
| по сравнению с раздельной схемой | ||||||
| энергоснабжения млн.дол | 1,08 | 2,36 | 7,65 | 24,1 | ||
| коэффициент аннуитета (при банковс- | ||||||
| ком проценте за кредит в 8%) | 0,258 | 0,352 | 0,459 | 0,37 | ||
| срок окупаемости капиталовложений, лет | 4,5 | 3,5 | 3,5 | 3,2 | ||
| внутренняя норма доходности при | ||||||
| сроке выплаты за кредит в 5 лет % | 10 | 22 | 35 | 25 | ||
Аналогичные расчёты также выполнялись для DВС. Из полученных данных следует:
Во всём диапазоне заданной тепловой нагрузки ГТУ оказывается эффективное разделение схемы энергоснабжения. При этом срок окупаемости капиталовложений составляет не более 3-5 лет, а внутренняя норма доходности от 10% при расчётной тепловой нагрузке Qор=10Гкал/ч возрастает до 25% - 35% при Qор>50Гкал/ч (при сроке выплаты за кредит в 5 лет).
При рассмотрении комбинированной схемы с DВС полученные экономические показатели оказываются значительно хуже, чем для ГТУ. Так, при Qор=10Гкал/ч срок окупаемости капиталовложений превышает 100 лет, а при Qор=20Гкал/ч – около 8 лет. Это связано с тем, что удельные капиталовложения для DВС существенно превышают их значение для ГТУ (примерно на 30%) и достигают 1000-1100 дол/кВт при Qор=10-20Гкал/ч.