Plynové elektrárne stoja 1 kilowatt. Plynové generátory na výrobu elektriny: náklady a náklady na tarify elektriny v porovnaní. Presná kalkulácia - prijateľné ceny

Zmeny v riadení ruskej ekonomiky spôsobili nárast záujmu o malé energetické projekty. Spotrebiteľovi bolo jasné, že v období, keď je RAO „UES Ruska“ zaneprázdnený reštrukturalizáciou, a ešte dlho potom, by sme nemali dúfať, že dostaneme spoľahlivé a lacné dodávky energie z veľkých energetických zdrojov, najmä pre nové zariadenia. . Náklady na výstavbu vlastnej elektrárne v Moskve a Moskovskej oblasti sú rovnaké ako náklady na pripojenie k systému Mosenergo.

Veľkí odberatelia energií majú dostatok prostriedkov na to, aby si najali kvalifikovaných odborníkov na posúdenie nákladov na výstavbu vlastných energetických zariadení alebo na výber možností spolupráce s energetickými sústavami pri spoločnej účasti na rekonštrukciách výrobných a sieťových zariadení.

Ale odborníci a manažéri malých podnikov a obce je potrebné sa orientovať pri výbere energeticky efektívnych projektov.

Technická literatúra a populárne publikácie sú plné odpadu rôzne odporúčania o používaní malých a alternatívna energia, vrát. o využívaní vetra solárne inštalácie, mikro vodné elektrárne, malé tepelné elektrárne využívajúce biopalivá a všelijaký odpad. Nepochybne všetko vhodné možnosti elektrárne by sa mali zvážiť z milióna ...

Odporúčania založené na osvedčených skúsenostiach západných krajín však často nie sú v Rusku ekonomicky opodstatnené a doba návratnosti konvenčných kogeneračných projektov je v Rusku niekedy dvojnásobná alebo kratšia ako v USA. Tento článok je ďalším pokusom definovať „zóny“ aplikácie rôzne možnosti malá kogenerácia v Rusku.

Hlavný rozdiel medzi malou energiou

Dodávka energie z veľkých elektrární predpokladá prítomnosť elektrických a tepelných sietí, cez ktoré sa prenáša energia Vysoké číslo spotrebitelia rozdelení do kategórií spoľahlivosti spotreby, objemov spotreby, sociálny status a podľa taríf. Potreba budovania a prevádzky sietí zdvojnásobuje alebo strojnásobuje náklady na vyrobenú energiu konečných spotrebiteľov tu aj v zahraničí.

Buduje sa malá KVET pre jedného alebo skupinu združených spotrebiteľov lokálna sieť. Keďže individuálny malý spotrebiteľ má minimálnu dĺžku sietí, v ďalšej analýze budeme brať do úvahy len náklady na výrobu a spôsoby využitia energie samotným spotrebiteľom.

Veľká energia ako sprievodca

Pri zvažovaní projektov výstavby malých tepelných elektrární sa energetici a špecialisti podnikov riadia ukazovateľmi dosiahnutými vo veľkej energetike. Vo veľkom energetickom priemysle sa používajú stále zložitejšie schémy na výrobu elektriny. Rastie aj efektívnosť elektrární, a to najmä z dôvodu využívania a zložitosti elektrární s elektrárňami s kombinovaným cyklom.

Ak účinnosť elektrární s parnou turbínou na 40 rokov zamrzla na 42 %, potom účinnosť elektrární so zložitým cyklom, vrátane elektrických generátorov s pohonmi plynových turbín a parných turbín, mala v roku 1993 „slávnostnú“ účinnosť = 51,5 %, a pred tromi rokmi, t.j. v roku 2003 sa účinnosť takýchto zariadení (na Západe) zvýšila na 56,5 %, t.j. rástli o 0,5 % ročne. A vyhliadky na zvýšenie účinnosti klasickej „tepelnej“ energie sú stále veľké.

Rozdiely malých energií

Z pochopiteľných dôvodov vylučujeme jadrové elektrárne a solárne elektrárne (SPP). Samozrejme, len lenivý letný rezident v Rusku nenainštaloval solárny ohrievač vody pre sprchu. Čo sa týka solárnych elektrární, na severnom Kaukaze máme menej slnka ako v Kalifornii a v Kalifornii sú náklady na „zelenú energiu“ zo solárnych elektrární dvakrát vyššie ako z tradičných elektrární.

Postaviť dobrú uhoľnú KVET s kapacitou menšou ako 10 MW je nákladné. Dáni ale stavajú kotolne a tepelné elektrárne, ktoré spaľujú drevný odpad a dokonca aj slama. Ale v Rusku je výnos pšenice nižší a je ťažšie zbierať slamu (A.M. Mastepanov). Je ťažšie zbierať a spaľovať mestský odpad. Takéto projekty by mali byť dostatočne veľké. „Nehrabme sa“ ani vo vodíkovej energii.

Novodobá vodíková energia z hľadiska účinnosti nebude schopná držať krok s konvenčnou energiou. Áno, malé kogeneračné jednotky na vodík s priamou premenou vodíkovej energie v elektrochemických generátoroch musia byť spoľahlivé (nie sú tam žiadne vysokoteplotné plochy a množstvo rotujúcich jednotiek – turbíny, generátory, čerpadlá), v podstate ekologické, pretože pri katalytickej oxidácii vodíka sa získajú iba emisie H 2 O.

Z hľadiska nákladov a hospodárnosti vo všeobecnosti však vodíková energia ešte nie je „vedľa“ konvenčnej energie. Nakoniec o tom úprimne písali samotní Američania asi pred dvoma rokmi. A okrem toho v konvenčnom závode s plynovou turbínou (GTU), v ktorom sa spaľuje zemný plyn (zemný plyn a vzduch sa privádzajú do horáka cez tlakové kompresory) a plyny s vysokou teplotou roztáčajú výkonovú turbínu, kompresor a elektrický generátor.

Vzduch je do plynovej turbíny dodávaný v prebytku: funguje ako „pracovná tekutina“ v turbíne a jeho časť sa jednoducho používa na chladenie stien horáka a lopatiek turbíny. V posledných dvoch desaťročiach boli vybudované plynové turbíny, v ktorých je vzduch čiastočne nahradený vodou alebo parou. Súčasne sa účinnosť plynovej turbíny zvýšila jeden a pol krát a merný výkon jednotky sa zvýšil jeden a pol až dvakrát (pri rovnakých objemoch).

o moderné technológie v takýchto cykloch je dosiahnuteľná elektrická účinnosť 64% (vo vodíkovej energii sa s takouto účinnosťou nepočíta...) V skutočnosti je v jednom turbínovom bloku realizovaný komplexný paroplynový cyklus! Navyše výrazne znižuje škodlivé emisie oxidy dusíka (NOX). A ak sa do turbíny neprivádza vzduch, ale kyslík? Potom sa dusík nedostane do spaľovacej komory a nebudú tam žiadne oxidy dusíka.

Získanie kyslíka je vďaka rozvoju membránových technológií čoraz lacnejšie. Podľa informácií, ktoré unikli na internet, sa takýto projekt pripravuje v Spojených štátoch a možno koncom roka 2006 alebo začiatkom roku 2007 budú výsledky testov. No proste "balzam na dušu" pre environmentalistov! Tieto úspechy opäť nie sú pre nás! Ani RAO „UES of Russia“ ani štát nefinancujú takéto „prelomové“ projekty. Pri malom výkone je nevhodné uvažovať o možnosti využitia komplexné schémy kombinovaný cyklus CCGT na výrobu elektriny. Obmedzujeme sa na jednoduché riešenia.

Malá kogenerácia pre Rusko

Je výhodnejšie vyrábať elektrinu aj teplo v kogeneračnej jednotke ako samostatne vyrábať teplo v kotolni a samostatne vyrábať elektrinu v elektrárni. Úspora paliva je 30%! Každý potrebuje CHP! Tepelné elektrárne vyrábajúce teplo a elektrinu vyrábajú asi 60 % všetkej elektriny v Rusku. Rusko je najchladnejšia zo všetkých veľmocí.

Ale tu je rozdiel: v zásade potrebujeme viac tepla ako iné krajiny! A pri takejto požiadavke nie je potrebná super vysoká elektrická účinnosť, t.j. je možné použiť jednoduchšie a lacnejšie elektrárne. V mnohých odvetviach sú celoročné náklady na teplo vyššie ako náklady na elektrinu. V lete potrebuje obyvateľstvo teplo len na zásobovanie teplou vodou, a to je len 15-20% spotreby v zime.

AT nákupné centrá a veľké administratívne budovy potrebujú chladenie (klimatizáciu) aj v lete. A v týchto prípadoch je potrebné viac elektriny, t.j. elektrická účinnosť kogenerácie by mala byť vyššia. Aký je výber zariadení na výrobu elektriny pre malú kogeneráciu (alebo TPP)?

Zariadenia s parnými turbínami - PTU (akékoľvek palivo pre kotol)

• Ruské závody na výrobu parných turbín. Najmenší s dobrou účinnosťou, ale z hľadiska výkonu nie menej ako 500 kW za cenu mierne vyššiu ako 300 $ / kW. (existujú aj iné, ale s nízkou účinnosťou a neznámou spoľahlivosťou);
• Americké elektrárne s parnými turbínami: 50 a 150 kW za cenu 450 – 500 USD/kW. Nezabudnite si postaviť aj parný kotol v cene približne 50 $/kW so všetkým haraburdím (ak nemáte parný kotol).

Konvenčné jednotky s plynovou turbínou - GTP (palivo: plyn alebo nafta)

Na výrobu tepla sú potrebné kotly na odpadové teplo spalín(podľa jednotkových nákladov porovnateľných s parnými kotlami).

• Ruské jednotky s plynovou turbínou s výkonom 2500 kW a vyšším, cena je približne 600 USD/kW. Účinnosť = 24 % a vyššia so zvyšujúcim sa výkonom;
• Ukrajinské plynové turbíny s rovnakým výkonom (existujú aj také so vstrekovaním vody do turbíny na zvýšenie výkonu a účinnosti);
• iné, ale drahšie.

Je možné použiť plynové turbíny s nižším výkonom, čo však znižuje spoľahlivosť (používajú sa prevodovky) a prudko stúpajú merné náklady na 1 kW inštalovaného výkonu.

Nezvyčajné plynové turbíny

Predané v Rusku vysokorýchlostné jednotky s plynovou turbínou(vyrobené v USA a Európe). Ich právomoci: 30; 70; 100 a 200 kW. S nízkou účinnosťou = 17-22%. Drahé, drahšie ako 1000 $/kW (!), ale veľmi dobré na vzdialené "body", pretože sú ľahké... Vysokofrekvenčný hluk sa ľahko utlmí! Elektrárne poháňané piestom(na benzín, naftu a zemný plyn). Výkonom od niekoľkých kW do 6000 kW v jednej jednotke alebo viac. Z hľadiska účinnosti (až 43 %) prevyšujú plynové turbíny a parné turbíny vo všetkých výkonových radoch. Z hľadiska manévrovateľnosti a nezávislosti od poveternostných podmienok sú na tom lepšie ako turbíny. A životnosť piestových jednotiek je dvakrát až trikrát vyššia ako životnosť turbín. Jednotková cena závisí od kapacity jednotiek. Plynové piestové generátory energie (bežiace na plyn) sú výrazne vyššie ako dieselové motory.

alternatívna energia

Z alternatívnej energie máme na výber vodné elektrárne (VVE) a veterné elektrárne (VE).

Malé HPP

Existujú vynikajúce ruské hydroelektrické generátory. Pri kapacitách 1-5 MW sú náklady na zariadenie približne 300 USD/kW. Netreba však zabúdať ani na náklady na stavbu priehrady, budovy a pod. Existujú rukávové a plávajúce elektrárne. Náklady na toto zariadenie sú drahšie. Väčšina riek je plochá a je problém postaviť hrádzu značnej výšky... A v zime rieky v Rusku zamŕzajú. A existuje cesta von. Na veľkej rieke môžete postaviť podvodnú vodnú elektráreň. Aby ste to dosiahli, musíte na čln nainštalovať hydroelektrické generátory, ako sú veterné mlyny. Prineste bárku po rieke do dediny, káblom ju spojte s brehom a ... zatopte, aby horná hrana lopatiek hydrogenerátora v zime nedosahovala dnu. Toto drahé riešenie môže byť prijateľné pre niektoré severské dediny, kde sú náklady na palivo päťkrát vyššie ako v Moskve.

Veterné turbíny boli vždy klasifikované ako výroba elektrickej energie v malom rozsahu. Ale za posledných 10 rokov vzrástol výkon jednotlivých veterných mlynov z 350-500 na 3500 kW. Zároveň sa ich cena znížila z 1500 na 900 $/kW. Pobrežné a morské veterné parky už boli postavené s desiatkami blokov s montážnou kapacitou viac ako 40 MW. Toto je v Dánsku a Nemecku.

Ešte v roku 1992 sme do Kalmykia dodali agregát s výkonom 1000 kW. Ale nefungovalo to - buď preto, že vyhoreli ložiská, alebo preto, že ZSSR bol preč. Dáni boli pripravení predať nám ojazdené veterné elektrárne s výkonom 350 kW za „groše“ (tri až štyrikrát lacnejšie so zárukou na šesť rokov, no smola – rýchlosti vetra v Dánsku (takmer ostrov) zo všetkých strán sú asi 8 m / s a ​​na ruských rovinách je to len 3 - 5 m / s. Pri takýchto rýchlostiach bude rozvinutý výkon v ( 8 / 5 )3 = 4,7-krát menej!

A kedy sa táto lacnosť vyplatí! Samozrejme, na našom severe je rýchlosť vetra vyššia ako 8 m/s, ale odolajú dánske plastové lopatky (určené pre celoročné plusové teploty) našim mrazom -50 °C? A čo prevodový olej? A čo elektronika? Niekedy je bezvetrie. Potom musíte skombinovať WES s dieselová elektráreň. Jednou z možností, ktorú navrhli ruskí inžinieri, bolo využitie väčšiny energie z veterných elektrární na vykurovanie.

V skutočnosti, čím väčší vietor v zime, tým viac tepla je „vyfúknuté“ z domu, ale tým viac (v kubický stupeň!) dáva energiu veternému mlynu. Okrem toho je možné nestabilizovať frekvenciu a napätie, ale dodávať takúto úplne „non-GOST“ elektrinu priamo do bojlera alebo jednoducho do elektrických ohrievačov. Návrh generátora bude oveľa lacnejší. Nie je potrebná žiadna prevodovka.

Lopatky typu lietadla môžete dať „bez obmedzenia rýchlosti“ aj v búrke. Ale toto je špeciálna úloha. Pre tie miesta, kde palivo dodáva Northern pri mori. V súčasnosti sa v Rusku vymýšľajú nízkorýchlostné veterné elektrárne odlišné typy. Ale náklady na veterné parky malej výroby sú a budú vyššie ako v Dánsku, kde sa vytvoril národný priemysel veterných fariem a ich hromadná výroba. Toto je dánsky „čip“ a dánska hrdosť.

Dánska vláda však v roku 2002 prestala dotovať výstavbu veterných elektrární, pretože v skutočnosti boli náklady na elektrinu z veterných elektrární oveľa vyššie ako elektrina získaná z klasickej tepelnej energie. Pozrite sa na obrázok, aká drahá je elektrina v Dánsku.

Porovnanie nákladov rôznych elektrární

Porovnanie nákladov rôznych elektrární, znížených na 1 kW, bolo v odbornej literatúre publikované len zriedka. Takýto článok publikoval pred 20 rokmi E.M. Perminov a pred pár rokmi podobné porovnanie urobil P.P. Bezruký. Ide o známych špecialistov na netradičnú energetiku v Rusku. V priebehu posledných desaťročí sa náklady na konvenčnú kogeneráciu a jadrové elektrárne zvýšili, zatiaľ čo náklady na solárne a veterné elektrárne výrazne klesli. Nižšie je uvedené porovnanie nákladov pre tepelné elektrárne.

Záver

Okrem Mosenerga Moskva projektuje a stavia nové tepelné elektrárne s kombinovaným cyklom (Moskva-City a ďalšie, 160-200 MW), elektrárne s plynovou turbínou (domáce energetické jednotky 6-10 MW a viac) sú inštalované na regionálnych tepelné elektrárne a kotolne, t .e. kotolne sa menia na tepelné elektrárne. Nové nákupné centrá v okolí Moskvy a v Moskve dostávajú svoje vlastné „trigeneračné“ elektrárne (elektrina + teplo + chlad) s výkonom 4-6 MW každá s použitím plynových piestových pohonných jednotiek zahraničnej výroby.

Pravidelne sa objavujú otázky týkajúce sa výstavby nových závodov na spracovanie odpadu a tepelných elektrární so spaľovaním odpadu v Moskve, Riazani a ďalších mestách. V predchádzajúcich rokoch bolo na pobreží blízko Petrohradu a Kaliningradu zásobovaných niekoľko veterných fariem zahraničnej výroby zo zahraničných grantov. O solárnych elektrárňach v rámci Ruska však zatiaľ nie sú žiadne radostné správy.

V dohľadnej budúcnosti zostane konvenčná výroba energie založená na elektrárňach na kombinovanú výrobu tepla a elektriny v Rusku veľmi dôležitá ziskové podnikanie vzhľadom na to, že náklady na elektrickú energiu a teplo v mnohých regiónoch Ruska sa priblížili svetovým cenám a nákladom zemný plyn zatiaľ päťkrát nižšia ako v Európe a v dohľadnej dobe bude vždy polovičná (vzhľadom na rozdiel v nákladoch na dopravu).

Ak je tam plyn, musíte si teraz postaviť vlastnú kogeneráciu. V opačnom prípade spočítajte možnosti. Grafy a tabuľky sú prevzaté z literatúry uvedenej nižšie. Zvyšné čísla v odhadoch sú uvedené z pamäti autora z jeho vlastných odhadov a publikácií ruských a zahraničných odborníkov.

1. Neignorujte sieťové náklady. Michael Brown. Riaditeľ WADE a redaktor COSPP. Kogenerácia a výroba elektriny na mieste. júl – august 2005.
2. Reforma diaľkového vykurovania v európskych tranzitívnych ekonomikách. „Reštrukturalizácia diaľkového vykurovania v transformujúcich sa ekonomikách Európy“, COSPP, júl – august 2005, Sabine Froning a Norela Constantinescu.
3. www.eia.doe.com

Stojí za to povedať to hneď generátorová elektrina je drahšia ako elektrina z externej siete. Ale elektrické spotrebiče sa do nášho života dostali tak hlboko, že nemôžeme odmietnuť komfort a pohodlie.

Iná vec je, ak plánujete sústavu generátorov používať priebežne. Náklady na elektrinu sú pre majiteľov firiem jednoducho nevyhnutné, aby sa vyhli vyhoreniu. Niekedy je lacnejšie pripojiť sa k centrálnym sieťam.

Povedzme, že máte generátor s menovitým výkonom 5,5 kW a cenou 35 tisíc rubľov. Priemerný termín servis je 5000 hodín. Zoberme si náklady na liter paliva za 40 rubľov. Pri výpočte 1kWh je dôležité zvážiť zaťaženie generátora, pretože to ovplyvní konečnú hodnotu.

V prvom rade berieme do úvahy náklady na nákup samotného generátora - jeho náklady rozdeľujeme na hodiny. 35 000/5 000 = 7 rubľov za hodinu.

Potom vypočítajte náklady na 1 kW pri:

100% zaťaženie: 2,5 l / hodina * 40 rubľov / 5,5 kW = 18,18 rubľov. Ak vezmeme do úvahy náklady na generátor, celkom náklady na kW / hodinu budú 18,18 + 7 = 25,18 rubľov.

50% zaťaženie: 1,8 l / h * 40 rubľov / 2,75 kW = 26,18 rubľov. Ak vezmeme do úvahy náklady na generátor, celkom náklady na kW / hodinu budú 33,18 rubľov.

o neustále používanie do nákladovej položky by mali byť zahrnuté aj náklady na údržbu. Výmena oleja, filtrov, zapaľovacích sviečok atď. Tak rozmýšľaj ročné výdavky na údržbu generátora a zahrnúť ich do nákladov na kW.

Zhrnúť

Náklady na 1 kW elektrickej energie generátorová súprava vyššie ako od centrálnych sietí. Ak sa generátor plánuje použiť ako doplnkový alebo záložný zdroj, nemôžete o tom premýšľať.

Tento článok je príkladom správneho stanovenia nákladov na elektrickú energiu a výpočtu návratnosti objektu.
Špecialisti našej spoločnosti v najkratší čas bude držať potrebné výpočty tvoj jeho individuálny objekt s vydaním záveru o dobe návratnosti s prihliadnutím na vlastnosti dostupné v zariadení.

V procese výpočtu návratnosti mini-CHP je mimoriadne dôležité vziať do úvahy všetky náklady, ktoré bude vlastník znášať počas prevádzky elektrárne s plynovými piestami. Žiaľ, nie všetky spoločnosti ponúkajúce výstavbu mini-CHP poskytujú budúcim majiteľom úplné a aktuálne informácie o nákladoch na ďalšiu údržbu, niekedy jednoducho tieto informácie nevlastnia. Pri výpočte konečných nákladov na vyrobenú elektrinu je potrebné brať do úvahy nie teoretické ceny u výrobcu, ale skutočné náklady na náhradné diely s prihliadnutím na ich prepravu a colné odbavenie.

Tento výpočet je založený na príklade elektrárne Siemens SGE-56SM, keďže náklady na servis plynových piestových elektrární Siemens sú jedny z najnižších v Rusku. Tento výpočet teda umožňuje vyhodnotiť „referenčné údaje“ za cenu údržby. Iné elektrárne s porovnateľnou kapacitou budú pravdepodobne drahšie na údržbu, ale môžu vyhrať, pokiaľ ide o náklady na vybavenie.

Pri výpočte boli použité nasledujúce počiatočné údaje:

Na stanovenie konečných nákladov na vyrobenú elektrinu sa používa metodika, ktorá zahŕňa hlavné nákladové skupiny. Je veľmi dôležité nezabudnúť zahrnúť všetky hlavné kategórie nákladov, aby ste určili najúplnejšie konečné náklady a ďalej vypočítali návratnosť mini-CHP:

1. NÁKLADY NA PLYN

Spotreba plynu pre uvažovanú elektrocentrálu Siemens SGE-56SL/40 s výkonom 1001 kW je 276,7 Nm 3 za hodinu pri 100% zaťažení. Náklady sa teda určujú podľa vzorca:

Spotreba paliva danej výhrevnosti * cena plynu na 1000 nm 3 s DPH / 1 000 nm 3 / výkon = 276,7 * 6 000 / 1 000 / 1 001 \u003d 1,66 rubľov. za 1 kWh.

2. NÁKLADY NA ROPU

V plynovej piestovej elektrárni Siemens SGE-56SL/40 1001 kW by sa mal olej meniť každých 2 500 hodín alebo menej často, v závislosti od prevádzkových podmienok. Objem oleja na výmenu je 232 litrov. Pre výpočty používame najčastejšie obdobie výmeny - 2500 hodín. Ak sa počas prevádzky interval zvýši, zníži sa tým iba náklady na elektrickú energiu. Náklady na výmenu oleja sa určujú podľa vzorca:

Objem oleja na výmenu * cena jedného litra / frekvencia výmeny / výkon = 232*230/2500/1001=0,021 rub. za 1 kWh.

3. NÁKLADY NA ROZPUSTENIE ROPY

Každá plynová piestová elektráreň sa počas svojej prevádzky stretáva s potrebou doplniť spotrebovaný olej v dôsledku jeho odpadu v spaľovacej komore plynového motora. Odhadované množstvo oleja na odpad je 0,2 gramu na vyrobenú kWh. Náklady na ropný odpad sa vypočítajú podľa vzorca:

Objem oleja na odpad * náklady na jeden liter / 1000 gramov na jeden liter = 0,2 * 230 / 1 000 \u003d 0,046 rubľov. za 1 kWh.

4. NÁKLADY NA NÁHRADNÉ DIELY VRÁTANE VEĽKÝCH OPRAV

Pre stanovenie celkových nákladov na náhradné diely je veľmi dôležité zvážiť všetky náhradné diely potrebné na celý životný cyklus elektrárne s plynovým motorom vrátane generálnej opravy. Tento prístup je spôsobený tým, že odhadované náklady by mali zabezpečiť nepretržitú prevádzku elektrárne pred aj po generálnej oprave. V opačnom prípade by bolo potrebné po každej väčšej oprave kúpiť novú elektráreň. Výpočet zohľadňuje súčet všetkých náhradných dielov vymenených počas celej doby životný cyklus vrátane generálnej opravy. Pre elektráreň Siemens s výkonom 1001 kW sú náklady na všetky náhradné diely 389 583 eur vrátane DPH 20 % a colného odbavenia. Treba si uvedomiť, že náhradné diely, ale aj olej je možné za priaznivých prevádzkových podmienok meniť menej často, čo opäť len zníži náklady na vyrobenú elektrinu.

Konečné náklady na náhradné diely pripadajúce na náklady kW * h sa určujú podľa vzorca:

Náklady na náhradné diely v eurách* výmenný kurz eura / zdroj pred generálnou opravou, hodiny / výkon = 389 583 eur * 72 rubľov. / 60 000 / 1 001 = 0,467 rubľov za 1 kWh. vrátane nákladov na veľké opravy (aktualizácia elektrárne) každých 60 tisíc hodín.

5. NÁKLADY ZA SLUŽBY SERVISNEJ ORGANIZÁCIE VYKONÁVAJÚCE BEŽNÉ SERVISNÉ PRÁCE

Pri výpočte nákladov na servisné práce je potrebné pamätať na to, že na výpočet je potrebné použiť ceny iba organizácie, ktorá má oficiálne povolenie od výrobcu na vykonávanie týchto prác. To nielen zaistí zachovanie záruky na hardvér, ale tiež potvrdí, že organizácia bude schopná zvládnuť budúcnosť komplexná práca a neobmedzí sa len na predaj zariadení a výmeny oleja.

Samostatne stojí za zmienku, že by ste sa nemali spoliehať na vyhlásenia niektorých výrobcov, ktorí sľubujú, že budú učiť personál zákazníckeho servisu. Po predaji zariadení je personál spravidla zaškolený iba na výmenu oleja, filtrov a zapaľovacích sviečok. Všetky kvalifikované práce naďalej vykonávajú pracovníci tretích strán. Stáva sa to nielen kvôli tomu, že práca si vyžaduje vysokú kvalifikáciu, ale aj kvôli tomu, že tieto práce sú drahé profesionálny nástroj, ktorých celkové náklady môžu byť niekoľko miliónov rubľov. Nákup takéhoto náradia si preto môže dovoliť len spoločnosť, ktorá vo veľkom počte udržiava plynové piestové elektrárne, a to priebežne. Zároveň realizácia najjednoduchších servisných prác personálom zákazníka trochu znižuje náklady. Počiatočný výpočet by sa však mal vykonať za najťažších základných podmienok.

Pre uvažovanú elektráreň Siemens SGE-56SL/40 celkové náklady za servisná údržba, vrátane generálnej opravy, predstavujú 73 557 Eur s DPH. Zložka služby v nákladoch na elektrinu sa určí podľa vzorca:

Výška nákladov vrátane generálnej opravy * kurz / obdobie do generálnej opravy / kapacita = 73 557 eur * 72 rubľov / 60 000 / 1 001 = 0,088 rubľov za 1 kWh.

6. NÁKLADY NA DAŇ Z NEHNUTEĽNOSTI – 2,2 % ROČNE:

Poďme určiť daňové náklady na základe priemerných nákladov na výstavbu Mini-CHP vo výške 50 miliónov rubľov. za 1 MW na kľúč. Náklady sa určujú podľa vzorca:

Stavebné náklady * percento dane / 100 percent / kapacita / 8000 hodín práce ročne = 50 000 000 * 2,2 / 100 / 1 025 / 8 000 = 0,13 rubľov za 1 kWh.

7. ODPISY

Zahrnutie odpisov znamená, že počas prevádzky elektrární sa amortizujú prostriedky, ktoré je možné minúť na kompletnú obnovu energetického bloku po ukončení jeho zdroja (3-4 generálne opravy, 240 000 - 300 000 hodín). Náklady sa určujú podľa vzorca:

Stavebné náklady / celkový zdroj / výkon = 50 000 000 / 240 000 / 1 001 \u003d 0,21 rubľov. za 1 kWh.

8. KOREKCIA NA REKUPEROVANÉ TEPLO:

Súbežne s výrobou elektrická energia každá elektráreň s výkonom 1001 kW vyrába tepelnú energiu v množstve až 1183 kW za hodinu. Na výrobu rovnakého množstva tepla v kotolni by bolo potrebné spáliť 130 nm 3 plynu s výhrevnosťou 33,5 MJ / nm 3, ako už bolo uvedené vyššie, plyn sa berie do úvahy pri cene 6 000 rubľov. . s DPH za 1000 m3. Každá elektráreň teda vďaka využitiu tepla z bežiaceho motora ušetrí až

130 * 6 000 / 1 000 / 1 001 \u003d 0,779 rubľov. za 1 kWh.

VÝPOČET KONEČNÝCH NÁKLADOV

Konečné náklady tvoria súčet všetkých nákladov na výrobu elektriny (plyn, ropa, servis, práca, dane, odpisy) a úspor v dôsledku rekuperácie tepla.

• Bez odpadového tepla: 1,66 rubľov. + 0,021 + 0,046 + 0,467 + 0,088 + 0,13 + 0,21 = 2,622 rubľov. za 1 kWh. s DPH 20%
• Berúc do úvahy využité teplo: 1,66 rubľov. + 0,021 + 0,046 + 0,467 + 0,088 + 0,13 + 0,21 - 0,779 = 1,834 rubľov. za 1 kWh. s DPH 20%

Výpočet doby návratnosti

A) Mini-CHP ako alternatíva k externej sieti

V prípade, že objekt nemá centralizované napájanie v plne je potrebné vypočítať dobu návratnosti nie pre celú mini-CHP, ale pre rozdiel medzi nákladmi na výstavbu a nákladmi na organizáciu externého napájania (pripojenie, trasa, limity atď.). V niektorých zariadeniach môžu byť náklady na pripojenie externej siete dokonca vyššie ako náklady na vybudovanie mini-CHP. Vďaka tomu sa návratnosť projektu dostaví okamžite, po zaradení minikogenerácie do prevádzky. A s každou vygenerovanou kWh získa majiteľ ďalší zisk.

B) Mini-CHP ako doplnok k externej sieti

V prípade, že v zariadení je už zorganizované kompletné externé napájanie a minikogenerácia sa považuje len za opatrenie na zníženie nákladov na elektrinu, je potrebné porovnať náklady na výrobu a nákup elektriny.

S priemernými nákladmi na nákup elektriny zo sietí vo výške 3,5 rubľov. s DPH za 1 kWh, úspora pri výrobe 1 kWh elektriny pri zohľadnení plného využitia tepla bude:

• Náklady na elektrinu zo sietí – náklady na vyrobenú elektrinu = 6,0 - 1,834 \u003d 4,166 rubľov. za 1 kWh.
• Pri rovnomernom plnom zaťažení kapacít za rok sa dosahujú úspory vo výške:
• Úspora na kWh * 8000 pracovných hodín za rok * výkon = 4 166 * 8 000 * 1 001 \u003d 33,36 milióna rubľov. v roku

KONEČNÁ LEHOTA NÁVRATNOSTI

AT tento moment, ako je uvedené vyššie, priemerná cena výstavba zariadenia na kľúč je suma 50 miliónov rubľov. za 1 MW na kľúč v závislosti od výkonu a zloženia použitých zariadení.

Teda pri plnom zaťažení elektrické kapacity a rekuperáciou tepla, dobu návratnosti jednej minikogeneračnej jednotky možno vypočítať ako Výška výstavby / ročná úspora = 50 / 33,36 = 1,5 roka.

Ako je možné vidieť z vyššie uvedených výpočtov, najväčší vplyv na konečnú dobu návratnosti sú náklady na Údržba, olej a servisné práce. Žiaľ, niektorí výrobcovia vo svojich katalógoch neuvádzajú skutočné údaje o údržbe (ktorá sa vykonáva každých 1200 - 2000 hodín), ale niektoré teoretické maximá, ktoré sú dosiahnuteľné iba v r. ideálne podmienky prevádzka. V situácii, keď vlastník po spustení elektrárne čelí skráteniu servisných intervalov, sa očakávaná návratnosť investície prudko zhoršuje. Preto je dôležité objasniť, či navrhovaný program údržby špecifikuje minimálne intervaly, ktoré možno predĺžiť, alebo teoretické limity, ktoré sa budú znižovať. Naša spoločnosť disponuje rozsiahlou databázou takýchto ponúk, ktoré vieme poskytnúť zákazníkom, ktorí si dôkladne vyberajú zariadenia.

Tieto ceny sú aktuálne ku koncu roka 2019 a momentálne sa môžu mierne líšiť.

Tepelné elektrárne s CCGT vypúšťajú oxidy dusíka a iné skleníkové plyny, za ktoré sa dnes musí platiť. Jadrové elektrárne nevypúšťajú do atmosféry takmer žiadne skleníkové plyny. Radiačné pozadie v blízkosti jadrovej elektrárne, determinované najmä rádionuklidmi kryptónu a xenónu, je výrazne nižšie ako prirodzené.

Hlavnými nevýhodami existujúcich projektov JE sú vysoké špecifické kapitálové investície a dlhá doba výstavby. Na zlepšenie účinnosti jadrových elektrární však existujú značné rezervy, medzi ktoré patrí zníženie materiálovej a pracovnej náročnosti. dizajnové riešenia hlavné budovy a stavby, čím sa skracuje doba projektovania, výstavby a inštalácie a uvedenie do prevádzky, optimalizácia montážnych blokov konštrukcií a zariadení.

Náklady na tepelné elektrárne s CCGT sú nižšie, výstavba sa dá realizovať rýchlejšie. Podľa nášho názoru však tento typ výroby energie prakticky dosiahol hranicu zlepšenia. technické riešenia a výrazný rast ekonomická efektívnosť. Dôležitým negatívnym faktorom je nedostatok vyložených hlavných plynovodov.

Ak chcete získať plyn za cenu uvedenú v článku, musíte najskôr vybaviť pole, vybudovať plynovod a distribučné stanice plynu so všetkou infraštruktúrou. Podľa JSC Gazprom sa investície do výstavby plynovodu Ukhta-Torzhok-2 (970 km, 45 miliárd m³/rok) odhadujú na 217 miliárd rubľov. v cenách roku 2010. Ak vezmeme do úvahy ročnú infláciu 8% v cenách z konca roka 2015, bude to predstavovať približne 320 miliárd rubľov. Potom, podľa našich odhadov, na výstavbu hlavného plynovodu z Bovanenkova do distribučnej stanice plynu v r. Jaroslavľská oblasť a ďalej, každá lokalita TPP bude vyžadovať približne 900 miliárd rubľov. Celková investícia do výstavby tepelnej výroby a plynovodného systému zároveň presiahne 1 800 miliárd rubľov.

Otázka výberu alternatívy na výrobu energie, ktorá by nahradila jadrové elektrárne, ktoré sa vyraďujú z prevádzky, zostáva diskutabilná a vyžaduje si komplexné štúdie uskutočniteľnosti.

Na záver uvádzame výňatky z Energetickej stratégie Ruska na obdobie do roku 2030.
medzi hlavné problémy palivového a energetického komplexu patrí vysoká závislosť podnikov komplexu od dovážaných technológií a zariadení;
zníženie podielu plynu zo 70 % na 60 – 62 % do konca tretej etapy implementácie energetickej stratégie;
jadrová energia má schopnosť reprodukovať svoju vlastnú palivovú základňu;
Energetická bezpečnosť je jednou z najdôležitejších zložiek národnej bezpečnosti krajiny.

Zoznam použitých zdrojov:
Hodnotenie LCOE: JE sú stále v hre // Atomny expert, 2015 (na základe zahraničných tlačových materiálov). http://www.rosatom.ru/journalist/interview/ http://kartaplus.ru/topografiya17 Veľkoobchodné ceny plynu vyrábaného spoločnosťou OAO Gazprom a jej pridruženými spoločnosťami a predávaného spotrebiteľom Ruská federácia na základe príkazu FTS Ruska zo dňa 08.06.2015 č. 218-e/3// www. gazprom.ru/f/posts/98/377922/2015–06–30-ceny-krome-naselenia.pdf. http://www.gazprom.ru/about/marketing/ russia/ Prebiehajú tarify za znečistenie uhlíkom, 30. 11. 2015// www.worldbank. org/ru/news/feature/2015/11/30/carbon-pricing-its-on-the-move O. Mordyushenko. „Gazprom vyhodnotil alternatívu South Stream“, 23. 11. 2015 // www.kommersant.ru/doc/2860482. Energetická stratégia Ruska na obdobie do roku 2030. Schválená uznesením vlády Ruskej federácie zo dňa 13.11. 2009 1715-r.

Táto publikácia zo série „Pýta sa nám“ sa venuje problematike posudzovania realizovateľnosti investovania do vlastnej generácie.

V našej praxi sme na základe požiadaviek našich klientov vyvinuli dva prístupy pri posudzovaní táto záležitosť. Prvý sa scvrkáva na výpočet nákladov na jeden kW vyrobenej elektriny. Druhým je posúdenie energetickej bilancie podniku, keď sa do neho zavedie nový prvok - plynová piestová elektráreň.

V tomto článku sa zameriame na prvú možnosť posúdenia realizovateľnosti investície do vlastnej výroby a plynovo-piestovej tepelnej elektrárne.

Nižšie je uvedený predmet výpočtu návratnosti. Pozrime sa podrobnejšie na poradie jeho zostavovania.

Maximálne teoretické zaťaženie mini-CHP nemôže byť 100 %. Existujú zastávky na plánovanú údržbu. Možné sú aj zastávky v dôsledku porúch. Preto maximálne množstvo motorové hodiny za rok sú obmedzené na 8400 hodín (96%).

Pre každý plynový piestový motor výrobca v technických údajoch uvádza jeho parametre pri 100 %, 75 % a 50 % menovitého výkonu. V závislosti od zaťaženia sa mení elektrická účinnosť zariadenie na výrobu plynu. Čím je zaťaženie nižšie, tým sa vyrobí relatívne viac tepla a menej elektriny. Odporúčame vykonať výpočet pre všetky tri hodnoty, získate tak možnosť získať reálnejšie výsledky.

Najprv " technický blok» sú zadané konštanty. Napríklad pri 100 % kapacite naša plynová piestová elektráreň vyrobí 1125 kW elektrickej energie a 1,09 Gcal tepla, pričom spotrebuje 267 m³ plynu za hodinu.

V ďalšom bloku určíme náklady na servis našej plynovej piestovej jednotky. Na tento účel spočítame náklady na plánované služby údržby, spotrebné materiály, náhradný olej, odpadový olej, nemrznúca zmes. Výsledná suma sa vydelí dobou prevádzky motora pred generálnou opravou. Pre motory MWM je to 64 000 hodín. V našom príklade sú náklady na údržbu za hodinu 971,00 rubľov.

V ekonomickom bloku zadávame náklady na plyn, aby sme rozpočítali náklady na spotrebu plynu plynovou piestovou elektrárňou. Náklady na nakúpenú elektrinu na vyhodnotenie vplyvu vlastnej výroby elektriny. Podobne aj náklady na vyrobené gcal tepla na posúdenie príspevku z vlastnej kogenerácie.

V našom príklade tiež predpokladáme, že spotrebiteľ nepotrebuje teplo celoročne, ale iba počas vykurovacie obdobie(40 %). Samozrejme, optimálny prípad je, keď podnik potrebuje tepelnú energiu pre technologické potreby. po celý rok a môžeme plne využiť všetko teplo vyrobené minikogeneráciou.

Keď vieme, koľko elektriny a tepla za rok vyrobíme, ako aj koľko by nás stál ich nákup, dostaneme sa k celkovým nákladom na výmenu energie za rok. Toto je náš príjem. V našom príklade pre 100% zaťaženie to bude 38 406 413,00 rubľov.