Экономическая эффективность бинарной ПГУ трех давлений с промежуточным перегревом пара на базе ГТУ V-94.3А

Размещено на http://www.allbest.ru/

Экономическая эффективность бинарной ПГУ трех давлений с промежуточным перегревом пара на базе ГТУ V-94.3А

С.В. Новичков, М.Э. Бекмамбетов

Определяется экономическая эффективность бинарной парогазовой установки трех давлений с промежуточным перегревом пара на базе ГТУ V-94.3А при различных вариантах цены на природный газ и тарифа на электроэнергию.

Парогазовая установка, промежуточный перегрев пара, чистый дисконтированный доход, внутренняя норма доходности, индекс доходности, цена природного газа

The economic efficiency of a reheat triple pressure combined cycle plant with a intermediate reheat steam on the basis V-94.3A gas turbine at the different variants of a natural gas price and a electricity tariff is finded.

The combined cycle plant, intermediate reheat steam, Net Present Value, Internal Rate of Return, Profitability Index, natural gas price

Среди бинарных ПГУ наиболее перспективными установками, способными достичь КПД 55-60%, являются ПГУ с котлами - утилизаторами трёх давлений, использующие тепло уходящих газов мощных газовых турбин (200 МВт и выше). Как известно, одним из способов повышения эффективности работы любых паросиловых установок является введение промежуточного перегрева пара. При постоянных начальных параметрах пара применение промежуточного перегрева приводит к смещению точки конечного состояния пара вправо и, следовательно, к уменьшению влажности пара в последних ступенях турбины. Если средняя температура подвода тепла в дополнительном цикле будет выше, чем в основном, то такое введение промежуточного перегрева приведёт не только к уменьшению потерь от влажности, но и к росту термического КПД цикла. На рис. 1 показан теоретический цикл бинарной ПГУ трёх давлений с промежуточным перегревом пара [1]. бинарная парогазовая газ электроэнергия

В статье определялась экономическая эффективность ПГУ с котлом утилизатором трёх давлений с промежуточным перегревом пара мощностью 300 МВт. Принципиальная схема ПГУ представлена на рис. 2. В состав ПГУ входит следующее оборудование: газотурбинная установка типа V-94.3А мощностью 200 МВт, котел-утилизатор «ЗиОМАР» (г. Подольск) вертикальный трех давлений, паровая турбина типа К-107-6,8 [2].

Рис.1. Теоретический цикл бинарной ПГУ трёх давлений с промежуточным перегревом пара

Расчет ПГУ на 2 режимах в течение года осуществлялся для условий г. Санкт-Петербург: температура наружного воздуха на номинальном режиме -7,9оС, на пониженном режиме - +17,8оС; газ газопровода Серпухов - Ленинград.

Оценка экономической эффективности производилась с использованием следующих интегральных показателей [3].

· Чистый дисконтированный доход или интегральный эффект:

·

Индекс доходности (ИД):

·

Внутренняя норма доходности (ВНД):

В формулы (1) - (3) входят следующие составляющие.

Т - горизонт расчета; t - шаг расчета; Rt - прибыль от реализации электроэнергии на t-м шаге расчета, млн.руб. в год; Зt - затраты на производство электроэнергии на t-м шаге расчета, млн.руб. в год; Kt - капиталовложения (инвестиции) в ПГУ на t-м шаге расчета, млн.руб. в год; бt - коэффициент дисконтирования на t-м шаге расчета; Eвн - внутренняя норма доходности.

Также определялись срок окупаемости установки (СО) и себестоимость полученной электроэнергии (Sотп).

В том случае, когда для инвесторов основным критерием эффективности является чистый дисконтированный доход, условием экономической эффективности применения промперегрева будет выражение

где ЧДДп/п , ЧДДбез п/п - положительные значения чистого дисконтированного дохода соответственно для ПГУ с промперегревом и для ПГУ без промперегрева пара.

В расчётах были приняты три варианта динамики изменения стоимости природного газа и электроэнергии за 15-летний период (табл.1-3). Во всех вариантах динамика изменения цены на природный газ и тарифа на электроэнергию составляет 20,53 % (за расчетный период).

Таблица 1

Динамика изменения цен на природный газ и тарифа на электроэнергию (1 вариант)

Таблица 2

Динамика изменения цен на природный газ (при росте на 10%)

и тарифа на электроэнергию (2 вариант)

Таблица 3

Динамика изменения цен на природный газ и тарифа на электроэнергию (при росте на 20%) (3 вариант)

Результаты расчётов представлены в табл. 4-6 и на рис. 3.

При I варианте (табл. 1) динамика цены на природный газ изменяется с 4281 руб./т.у.т. до 5160 руб./т.у.т.; тариф на электроэнергию - с 300 коп./кВт·ч до 361,6 коп./кВт·ч. Как видно из табл. 4, для ПГУ без промперегрева пара ЧДД принимает положительное значение при 5509 часов работы в году (ф); для ПГУ с промперегревом пара - при 5407 ч/год. В диапазоне ф = 5550 ч 7680 ч/год основные показатели экономической эффективности меняются следующим образом.

· Для ПГУ без промперегрева пара удельный расход топлива на выработку электроэнергии () снижается с 303,5 г.у.т./кВт·ч до 219,3 г.у.т./кВт·ч, что составляет 27,74 %; себестоимость отпущенной электроэнергии (Sотп) снижается с 2,09 руб./кВт·ч до 1,51 руб./ кВт·ч (27,75 %); индекс доходности (ИД) увеличивается с 1,01 руб./руб. до 1,93 руб./руб. (91,09 %); срок окупаемости уменьшается с 17 лет до 8,1 года (52,35 %); внутренняя норма доходности (ВНД) увеличивается с 12,3 до 23,2 %; чистый дисконтированный доход (ЧДД) возрастает с 249 млн. руб. до 13148 млн.руб.

· Для ПГУ с промперегревом пара снижается с 292,2 г.у.т./кВт·ч до 211,1 г.у.т./кВт·ч (27,75 %); Sотп снижается с 2,04 руб/кВт·ч до 1,47 руб./кВт·ч (27,94 %); ИД увеличивается с 1,06 руб./руб. до 1,97 руб./руб. (85,85 %); срок окупаемости уменьшается с 16,2 года до 7,8 года (51,85 %); ВНД возрастает с 13 до 23,5 %; ЧДД увеличивается с 903 млн. руб. до 14301 млн. руб.

Эффект от применения промперегрева (Д ЧДД) в данном годовом диапазоне часов работы возрастает с 654 млн. руб. до 1153 млн. руб.

При II варианте (табл. 2) цена на природный газ возрастает на 10% и ее динамика составляет 4709,1 руб./т.у.т. ч 5676 руб./т.у.т.; динамика изменения тарифа на электроэнергию сохраняется прежней: 300 коп./кВт·ч ч 361,6 коп./кВт·ч (1 вариант). Из табл. 5 видно, что в этом варианте для ПГУ без промперегрева пара ЧДД принимает положительные значения при числе часов работы в году (ф) = 5784 ч/год; для ПГУ с промперегревом пара - при ф = 5671 ч/год. В диапазоне ф = 6500 ч 7680 ч/год основные показатели экономической эффективности меняются следующим образом.

· Для ПГУ без промперегрева пара снижается с 259,1 г.у.т./кВт·ч до 219,3 г.у.т./кВт·ч (15,36 %); Sотп снижается с 1,91 руб/кВт·ч до 1,62 руб/кВт·ч (15,18 %); ИД увеличивается с 12,8 года до 8,76 года (32,03 %); ВНД увеличивается с 16,7 % до 22,2 %; ЧДД возрастает с 4341 млн. руб. до 11487 млн. руб.

Для ПГУ с промперегревом пара снижается с 249,5 г.у.т./кВт·ч до 211,1 г.у.т./кВт·ч (15,4 %); Sотп снижается с 1,86 руб./кВт·ч до 1,57 руб./кВт·ч (15,6 %); ИД увеличивается с 1,35 руб./руб. до 1,86 руб./руб. (37,77 %); срок окупаемости уменьшается с 12,3 года до 8,5 года (30,9 %); ВНД увеличивается с 17,3 до 22,6 %; ЧДД возрастает с 5218 млн. руб. до 12640 млн. руб.

В данном годовом диапазоне часов работы эффект от применения промперегрева (Д ЧДД) возрастает с 877 млн. руб. до 1153 млн. руб.

Таблица 4

Результаты расчётов эффективности бинарной ПГУ с промперегревом пара и без промперегрева пара при 1-м варианте динамики изменения цен на природный газ и тарифа на электроэнергию

Таблица 5

Результаты расчётов эффективности бинарных ПГУ с промперегревом и без промперегрева пара при 2-м варианте динамики изменения цен на природный газ и тарифа на электроэнергию

Таблица 6

Результаты расчётов эффективности бинарных ПГУ с промперегревом и без промперегрева пара при 3-м варианте динамики изменения цен на природный газ и тарифа на электроэнергию

При III варианте (табл. 3) принято увеличение тарифа на электроэнергию на 20 % и динамика его изменения составляет 360 коп./кВт·ч ч 433,9 коп/кВт·ч; динамика изменения цены на природный газ - 4281 руб./т.у.т. ч 5160 руб./т.у.т. (1 вариант). Здесь (табл. 6) для ПГУ без промперегрева ЧДД принимает положительные значения начиная с ф = 4591 ч/год; для ПГУ с промперегревом пара - начиная с ф = 4506 ч/год. В диапазоне ф = 5550 ч/год ч 7680 ч/год основные показатели экономической эффективности изменяются следующим образом.

· Для ПГУ без промперегрева пара снижается с 303,5 г.у.т./кВт·ч до 219,3 г.у.т./кВт·ч (27,74 %); Sотп снижается c 2,09 руб./кВт·ч до 1,51 руб./кВт·ч (27,75 %); ИД увеличивается с 1,49 руб./руб. до 2,59 руб./руб. (73,82 %); срок окупаемости уменьшается с 11 лет до 5,5 года (50 %); ВНД увеличивается с 19 % до 27,5 %; ЧДД возрастает с 6971 млн. руб. до 22449 млн. руб.

· Для ПГУ с промперегревом пара снижается с 292,2 г.у.т./кВт·ч до 211,1 г.у.т./кВт·ч (27,75 %); Sотп снижается с 2,04 руб/кВт·ч до 1,47 руб./кВт·ч (27,94 %); ИД увеличивается с 1,54 руб./руб. до 2,64 руб./руб. (71,43 %); срок окупаемости уменьшается с 10,6 года до 5,4 года (49,05 %); ВНД увеличивается с 19,5 до 27,8 %; ЧДД возрастает с 7885 млн. руб. до 23962 млн. руб.

В целом эффект от применения промперегрева пара (Д ЧДД) в данном годовом диапазоне часов работы возрастает с 914 млн.руб. до 1513 млн. руб.

Таким образом, следует отметить следующее:

1) Для принятых условий бинарная ПГУ трёх давлений на базе ГТУ V-94.3А становится эффективной, начиная с 4506 ч 5671 ч/год (с промперегревом пара) и 4591 ч 5784 ч/год (без промперегрева пара), в зависимости от стоимости природного газа и тарифа на электроэнергию. Это характерно для полупиковой и базовой частей графика электрических нагрузок.

2) Проведённый анализ чувствительности результатов расчётов при изменении стоимости природного газа и тарифа на электроэнергию показал следующее. Увеличение стоимости природного газа на 10% за весь горизонт расчёта не оказывает влияния на изменение эффективности применения промперегрева пара (ДЧДД) (прямые 1 и 2 на рис. 3). Напротив, увеличение тарифа на электроэнергию на 20% приводит к увеличению ДЧДД на 39-31 % при ф = 5550 ч 7680 ч/год.

ЛИТЕРАТУРА

1. Дубинин А.Б., Осипов В.Н. Анализ термодинамической эффективности утилизационных паровых циклов бинарных ПГУ // Совершенствование энергетических систем и комплексов: сб. науч. тр. Саратов, 2000. С. 15 - 24.

2. Баринберг Г.Д., Валамин А.Е. Эффективные паровые турбины ЗАО «Уральский турбинный завод» // Электрические станции. 2004. № 1. С. 27 - 32.

3. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования. М.: Информэнерго, 1994. 80 с.

Размещено на Allbest.ru