Содержание к диссертации
Введение
1 Обзор литературы. Цель и задачи исследования 13
1.1 Система газоснабжения. Применение детандер-генераторных агрегатов 13
1.2 Термодинамические основы применения ДГА 18
1.3 Мировой опыт использования ДГА 20
1.4 Возможные способы и источники подогрева газа, их особенности. Постановка задачи исследования 24
2 Разработка и исследование схем ДГА с использованием вторичных энергетических ресурсов промышленных предприятий для подогрева газа 31
2.1 Возможные схемы подключения ДГА на промышленных предприятиях 31
2.2 Разработка схемы подключения ДГА с подогревом газа с использованием ВЭР 35
2.3 Оценка мощности ДГА для промышленных предприятий 41
2.4 Определение оптимальных давлений газа в схеме ДГА с промежуточными подогревами 45
2.4.1 Оптимальное давление газа с одноступенчатым промежуточным подогревом 45
2.4.2 Оптимальные давления газа с двухступенчатым промежуточным подогревом 46
2.5 Определение температуры подогрева газа при применении промежуточных подогревов 50
2.5.1 Определение температуры двухступенчатого подогрева газа 50
2.5.2 Определение температуры трехступенчатого подогрева газа 51
2.6 Влияние потерь давления в подогревателях на работу ДГА при разных количествах ступеней подогрева 53
Выводы к главе 2 ^5
3 Испытания ДГА на ТЭЦ-23 ОАО «Мосэнерго» 56
3.1 Цель проведения испытаний 56
3.2 Общая часть 56
3.3 Расчёт термодинамических характеристик природного газа 68
3.4 Обработка результатов испытаний 71
3.5 Тепловой баланс подогревателей газа 73
3.6 Результаты экспериментальных испытаний и их обработка 74
3.7 Проверка программы «Расчет ДГА» по экспериментальным данным 86
Выводы к главе 3 88
4 Исследование эффективности использования ДГА с подогревом газа при помощи ТНУ 89
4.1 Критерии выбора хладагента для теплонасосной установки 89
4.2 Проведение исследования эффективности работы ДГА при разных схемах подогрева газа 91
4.3 Проведение исследования эффективности работы ДГА при разных схемах подогрева газа с использованием фреона R11 105
4.4 Сравнительный анализ схем подогрева газа с использованием ТНУ и отборов пара из турбин 108
Выводы к главе 4 115
5 Определение эффективности использования ДГА при различных критериях оценки 116
5.1 Эксергетический КПД схемы ТЭС с ДГА при разных способах подогрева газа 116
5.1.1 Эксергетический КПД схемы ТЭС с ДГА при подогреве газа отбором пара из турбины 117
5.1.2 Эксергетический КПД схемы ДГА с подогревом газа при помощи ТНУ 121
5.2 Оценка технико-экономической эффективности предлагаемой установки «ДГА-ТНУ» 126
5.2.1 Исходные предпосылки 126
5.2.2 Исходные данные 126
5.2.3 Определение ставки дисконтирования 128
5.2.4 Проведение оценки технико-экономической эффективности установки «ДГА-ТНУ» с тремя ступенями подогрева газа 129
Выводы к главе 5 137
Выводы по диссертации 138
Список использованных источников 140
Приложение А 152
- Возможные способы и источники подогрева газа, их особенности. Постановка задачи исследования
- Разработка схемы подключения ДГА с подогревом газа с использованием ВЭР
- Проведение исследования эффективности работы ДГА при разных схемах подогрева газа
- Эксергетический КПД схемы ТЭС с ДГА при подогреве газа отбором пара из турбины
Введение к работе
Россия является одной из мощных энергетических стран мира, которая не только полностью обеспечивает свои внутренние энергетические потребности за счет собственных ресурсов, но и ежегодно поставляет примерно 350-400 млн. т топливно-энергетических ресурсов в условном исчислении в тридцать стран мира. Такой огромный потенциал в сочетании с относительно низкими (по сравнению с мировыми) внутренними ценами на энергоресурсы привел к нерачительному, а зачастую расточительному их использованию. В связи с этим эффективность использования как первичных (нефть, газ), так и преобразованных видов энергии (бензин, электрическая и тепловая энергия), крайне неудовлетворительна.
Экономия топливно-энергетических ресурсов в настоящее время
становится одним из важнейших направлений перевода экономики на путь
интенсивного развития и рационального природопользования.
Энергосбережение - это проблема, решать которую приходится в любом государстве. Значительные возможности экономии топливно-энергетических ресурсов имеются при их потреблении. Как известно, 70% общего потенциала энергосбережения России располагают потребители энергии и только 30% -производители. В данной ситуации следует искать иные, нетрадиционные методы, применения которых позволило бы существенно повысить технико-экономические показатели работы энергетического оборудования без значительного увеличения капитальных вложений [I].
Нельзя не отметить усилия государственных органов, направленные на решения вопросов энергосбережения. С 1993 г. как часть федеральной целевой программы «Топливо и энергия» реализуется подпрограмма «Энергосбережение». В ноябре 1995 г. Правительством РФ издано постановление «О неотложных мерах по энергосбережению», в соответствии с которым начались работы по обеспечению эффективности использования топлива и энергии.
В 1996 г. был принят и вступил в силу закон «Об энергосбережении», призванный создать предпосылки для проведения мероприятий по энергосбережению. Аналогичные законодательные акты были приняты на региональном уровне некоторыми субъектами Федерации.
В 1997 г. разработана и принята федеральная целевая программа «Энергосбережение в России», рассчитанная на период 1998-2010 г и направленная на снижение энергоемкости экономики.
В 2002 г. разработана и принята федеральная целевая программа «Энергоэффективная экономика» на 2002-2005 годы и на перспективу до 2010 года. Одной из задач этой программы являлось замещение органического топлива всеми видами возобновляемых источников энергии.
В 2009 году разработан и принят федеральный закон № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации». Целью этого закона является создание правовых, экономических и организационных основ стимулирования энергосбережения и повышения энергетической эффективности.
Среди разнообразных топливно-энергетических ресурсов природный газ является одним из наиболее высокоэкономичных, что способствует широкому использованию его во многих отраслях народного хозяйства. В частности, современная энергетика характеризуется возрастанием потребления природного газа. По сценариям экспертов, мировая потребность в газе к 2030 году возрастет по сравнению с нынешним уровнем более чем в два раза, а доля газа в производстве электроэнергии и тепла составит около 60%.
Одним из приоритетных направлений экономии энергии в газоиспользующих промышленных предприятиях является применение детандер-генераторных агрегатов (ДГА) для получения электроэнергии за счет использования технологического перепада давлений газа при его транспортировке. Это направление приводится в программе
«Энергоэффективная экономика», а также в программе создания собственных источников электроснабжения ОАО «Газпром» от 20.10.2000 г.
Анализ опубликованных в России и за рубежом работ, посвященных теории и практике применения ДГА для получения электроэнергии, показал, что все авторы отмечают высокую энергетическую эффективность ДГА, под которой большинство из них понимает отношение полученной на ДГА электроэнергии к подведенной теплоте. Так, удельные затраты теплоты на единицу электрической мощности в ДГА почти в три раза ниже, чем у угольных электростанций, и в полтора раза ниже, чем в парогазовой установке (ПГУ) [2].
В мировой практике накоплен значительный опыт успешной эксплуатации ДГА. Рынок детандеров динамично развивается. Достаточно сказать, что на сегодняшний день в странах Западной Европы, США, Японии и других странах работают более 300 установок различной мощности. Наиболее распространены установки мощностью 100 - 1500 кВт (около 80% общего парка). Эти установки производят известные фирмы: «ABB», «Atlas», «Siemens», «RMG» и др.
В России также эксплуатируются ДГА. Первый промышленный детандер - генераторный агрегат был внедрен в 1995 году на московской ТЭЦ-21, где установлены два агрегата единичной мощностью по 5000 кВт каждый. За это время агрегаты показали себя надежными и удобными в эксплуатации. Они мобильны - с момента нажатия кнопки «Пуск» до полностью автоматизированного выхода турбины на режим холостого хода требуется 15 минут. Время выхода с режима холостого хода на режим с максимальной нагрузкой не превышает одного часа. Агрегаты не требуют большого количества обслуживающего и эксплуатационного персонала. Использование ДГА на электростанциях позволит получить около 1% дополнительной мощности, снизить расход топлива, улучшить экологические показатели [3].
Одной из основных систем, определяющих технико-экономические показатели ДГА, является система подогрева газа. Ее тепловая мощность эквивалентна, примерно, мощности ДГА, а ее стоимость, по разным оценкам, может составлять до 40% общей стоимости ДГА.
Вопрос выбора источника подогрева газа является одним из основных при принятии решения о целесообразности использования этих агрегатов. Кроме того, показатели системы подогрева газа существенно влияют на эксплуатационные затраты ДГА и, как следствие, на себестоимость производимой ДГА электроэнергии. Поэтому выбор it оптимизация схемы подогрева газа перед детандерами является одной из приоритетных задач, решаемых при проектировании ДГА.
Одним из перспективных способов подогрева газа является использование вторичных энергетических ресурсов, что позволит повысить экономичность потребления топлива основного производства.
Настоящая работа посвящена разработке схем подогрева газа перед ДГА вторичными энергетическими ресурсами. Полученные в работе результаты позволяют расчетным путем определять термодинамическую эффективность включения ДГА в схемы ГРС и ГРП промышленных предприятий при различных способах подогрева газа перед детандером.
Возможные способы и источники подогрева газа, их особенности. Постановка задачи исследования
Обзор литературы показывает, что ДГА успешно используются во многих странах, предложено много схем использования ДГА на ГРС и ГРП [79-94]. Эти схемы различаются между собой по способу подогрева газа - до [79-88, 94] и/или после [89 - 93] детандера; источниками теплоты, используемыми для нагрева, и получаемыми продуктами. Так, ДГА может вырабатывать только электроэнергию [79-85], либо помимо электроэнергии получать сжиженный природный газ [86-88], холод [89-91] и продукты разделения воздуха [92-94].
Разработаны схемы комбинированных установок, сочетающие в себе газотурбинную установку (ГТУ) и ДГА [79-81], которые пока не нашли такого широкого распространения в промышленности на территории СНГ. В этих схемах магистральный газ нагревается в теплообменнике-утилизаторе уходящими газами газотурбинной установки, а в теплообменнике-регенераторе - отработавшими газами после ДГА.
Как уже отмечалось, одним из основных факторов, определяющих эффективность ДГА, является применяемая система подогрева газа. Температура газа на входе на ГРС и ГРП зависит от времени года и составляет в средней полосе от -10 до +10С. Если газ перед детандером не подогревать, то после расширения его температура может понизиться до -80 ... -100С. Такой уровень температур недопустим по правилам эксплуатации газопроводов. Кроме того, согласно требованиям ГОСТ 5542-87 [95], температура газа на выходе со станции понижения давления (ГРС) должна быть выше точки росы для данного газа. Точка росы зависит от влажности и давления транспортируемого газа и находится в пределах от -7 до -12С. При низких температурах в газе могут образовываться кристаллогидраты. Гидраты углеводородов, или кристаллогидраты СН4-6Н20, С2Нб-7Н20, СзН8-7Н20 и С4Н10-7Н2О, представляют собой белые кристаллические образования, похожие на лед или плотный снег. Гидраты могут образовываться как в жидкой, так и в твердой фазах, что при неблагоприятных условиях может привести к нарушению нормального режима работы детандера. На сегодняшний день этот вопрос исследован недостаточно.
Как было сказано ранее, подогрев газа в ДГА може г производиться перед детандером, после детандера, одновременно до и после него. В работе [96J рассмотрены два способа подогрева газа в детандер-генераторном агрегате (ДГА) установленном на ТЭЦ: паром отборов турбины и теплотой, вырабатываемой автономным котлом. Найдена аналитическая зависимость, позволяющая определить условия, при которых каждый способ имеет преимущество. Показано, что подогрев газа перед детандером паром отбора турбины оказывает большее положительное влияние на тепловую экономичность ТЭЦ при использовании ДГА, чем подогрев газа теплотой автономного котла, при КПД по выработке электроэнергии меньше 0,88. В статье приведены полученные выражения для определения КПД, позволяющие при заданных параметрах процесса выбрать оптимальный способ подогрева газа.
В работе [97] рассматриваются возможные показатели детандер-генераторных агрегатов как отдельно стоящих, автономных установок, находящихся на удаленных ГРС и ГРП, при различных вариантах подогрева газа перед детандером: в котле и выхлопными газами ГТУ. Результаты расчета изменения относительной мощности при разных вариантах подогрева (за единицу принята мощность ДГА при подогреве газа в котельной установке) показали, что использование для подогрева газа дымовых газов ГТУ обеспечивает наибольшую мощность. Результаты расчета значения удельного расхода топлива на выработку электроэнергии при подогреве газа в котле и дымовыми газами ГТУ при различных давлениях газа и температурах его подогрева показали, что при небольшом подогреве более выгоден подогрев в котле, а затем становится более экономичен подогрев дымовыми газами.
В статье [98] рассмотрены схемы одно- и двухступенчатого подогрева природного газа, поступающего из магистрали, перед детандер-генератором за счет пара из отбора паровой турбины ТЭЦ. Анализ показал, что переход от схемы с одним подогревателем газа к схеме с двумя подогревателями позволяет снизить потери мощности турбины в результате отбора пара. Температура газа перед детандером определяется давлением и температурой первого отбора -чем больше температура отбора, тем выше температура газа перед детандером. Второй отбор производится при меньшем давлении, что благоприятно сказывается на экономичности ПТУ, т. к. ее мощность возрастает на величину, пропорциональную теплоперепаду между двумя отборами. Снижение мощности ПТУ в случае двухступенчатого подогрева газа перед детандером паром из отбора турбины в 1,25-1,45 раза меньше (в зависимости от температуры газа на входе и давления отобранного пара), чем при одноступенчатом подогреве.
В работе [99] проведен сравнительный анализ различных способов подогрева газа в детандер-генераторном агрегате на изменение тепловой экономичности ТЭС. Рассмотрены два способа подогрева газа перед детандером: паром из двух отборов турбины и теплотой, вырабатываемой автономным котлом, при постоянном расходе пара на турбины и постоянной общей мощности ТЭС. Двухступенчатый подогрев газа в детандер-генераторе за счет высокопотенциальной энергии, связанной с пароводяным циклом ТЭС, будет более выгодным, чем подогрев газа за счет автономных котлов. В настоящее время система подогрева газа на действующих ДГА осуществляется теплотой высокого потенциала, например, отбором пара из турбин, что приводит к недовыработке мощности ТЭС. В различных отраслях промышленности существуют вторичные энергетические ресурсы (ВЭР) высокого и низкого потенциала. В среднем по технологическим агрегатам отрасли с уходящими газами теряется 20...65 % тепла, с охлаждающей водой 10... 15 %, с огненно-жидкими шлаками - 55 %. Температурный уровень многих ВЭР достаточен для подогрева газа перед детандером [100].
В работах [5, 101] рассматриваются для подогрева газа вторичные энергетические ресурсы (ВЭР). В них показано, что подогрев газа за счет ВЭР является наиболее рациональным.
Однако существуют ВЭР низкого потенциала, температуры которых недостаточно для подогрева газа в ДГА, на предприятиях в основном это охлаждающая вода технологических печей, станков. Одним техническим решением повышения потенциала ВЭР является применения теплонасосной установки (ТНУ). Применение для подогрева газа перед детандером ТНУ позволяет создать установку для тепло- и электроснабжения, работающую без сжигания органического топлива [83]. При этом на привод компрессора теплового насоса поступает часть мощности, выработанной ДГА, а остальная часть направляется в сеть. Схема подогрева газа за счет теплоты, получаемой в теплонасосной установке, представленная на рисунке 1.2, рассматривается в работах [7, 73, 82-84].
Разработка схемы подключения ДГА с подогревом газа с использованием ВЭР
В системе газопроводов ДГА на ТЭЦ 23 количество газовых фильтров и подогревателей газа, а также запорная арматура позволяют замещать друг друга.
Испытания были организованы методом пассивного эксперимента в течение 2008 года. Использовалась штатная схема эксплуатационного контроля и измерений - ПТК «Квинт». Он предназначен для постоянного измерительного контроля параметров (температуры, давления, расхода пара, природного газа, воздуха, технологических жидкостей, уровня в емкостях технологических жидкостей, их электропроводности, рН воды, процентного содержания отдельных компонент в дымовых газах, токов и мощности двигателей и генератора), автоматического регулирования ряда измеряемых технологических параметров предупредительной и аварийной сигнализации, блокировок и АВР по заданным программным путем уставкам.
Экспериментальная схема измерений энергокомплекса 2хДГА-5000 с 2хВТЭ (высокотемпературных экономайзеров) с подачей греющей подпиточной воды теплосети в коллектор обратной сетевой воды КТЦ-2 должна включать в себя параметры газа, воды для подогрева газа, масла и вырабатываемой электроэнергии.
Измерение расхода газа осуществляется с помощью расходомерных сужающих устройств, устанавливаемых на обоих газопроводах от ГРП-3 до ДГА. Сужающие устройства представляют собой камерные диафрагмы с угловым способом отбора перепада давления. Перепад давления на диафрагме измеряется с помощью двух параллельно установленных дифманометров, позволяющих измерять «большой» и «малый» расходы газа. В первом случае дифманометр должен иметь верхний предел измерений 200000 нм7ч и максимальным перепадом давления 63 кПа, во втором, соответственно, 100000 нм /ч и 16 кПа. В качестве вторичных приборов используются расходомеры типа РП-160, которые должны быть коммерческими с классом точности 0,5. Байпасирование расходомеров не допускается.
Измерение давлений газа производится в следующих точках: в «плюсовой» камере измерительной диафрагмы, перед стопорным и регулирующим клапаном, на входе и выходе детандера и в проточной части (между 1-ой и 2-ой ступенями). Измерение давлений производится с помощью показывающих манометров МТИ с классом точности не ниже 1,5. В некоторых случаях предусматривается параллельно с МТИ осуществлять измерение давлениіі с помощью датчиков давления типа «Сапфир» с регистрацией данных вторичным прибором. Предусмотрен штуцер для измерения статического давления за всей установкой в выхлопном трубопроводе за общим байпасом агрегата. Штатные точки контроля предусматривают штуцер для измерения давления на входе в турбодетандер, который размещен на входе в коллектор, приваренный к нижней части входной улитки. В корпусе турбины имеются три штуцера для замера давления между первой и второй ступенями турбины.
Измерение температуры газа производится перед стопорным клапаном, на входе и выходе детандера и каждого газоводяного теплообменника (ГВТ), перед измерительными диафрагмами. Температуры измеряются с помощью термометров сопротивления в комплекте с вторичными приборами, в качестве которых используется многоточечный потенциометр с классом точности 1,5 или ПК локальной схемы «Квинт». Штатные точки контроля предусматривают бобышку под гильзу для установки термометра сопротивления, приваренную к нижней части входной улитки. В наружный корпус диффузора вварена бобышка под термометр сопротивления для фиксации температуры торможения за детандером.
Для подогрева газа, поступающего в ДГА, до температуры 50-100 С используется химочищенная вода, идущая на подпитку теплосети. Контур подпиточной воды разомкнутый: напорный коллектор НПТС - ВТЭ - ГВТ -регулирующий клапан - коллектор обратной сетевой воды. При этом контур приобретает функцию основного нормального подпитка.
Измерение расхода воды. Максимальный расход греющей воды составляет 300 т/ч. В качестве приборов используется расходомеры коммерческого типа с классом точности не ниже 0,5.
Измерение давления воды производится на напоре НПТС, на входе и выходе каждого ВТЭ и ГВТ, за регулирующим клапаном и в «плюсовой» камере измерительной диафрагмы. Для измерения применяются показывающие манометры МТИ с классом точности не ниже 1,5 и пределом измерений от 1,5 до 16 кгс/см .
Измерение температуры воды производится на входе и выходе каждого ВТЭ и ГВТ, а также за регулирующим клапаном. В качестве измерительных приборов используются гермометры сопротивления в комплекте с вторичными приборами с классом точности 1,5.
Проведение исследования эффективности работы ДГА при разных схемах подогрева газа
Одним из важных вопросов, влияющих на показатели эффективности ТНУ, является выбор ее хладагента. В холодильной и криогенной технике используется большое количество различных фреонов. Однако, в настоящее время при внедрении холодильных установок необходимо учитывать экологические, термодинамические, эксплуатационные и экономические требования к выбору используемого хладагента. За последние десятилетия на одно из первых мест вышел вопрос об опасности изменения климата и сохранения эмиссии парниковых газов, вызванной применением таких веществ. По решению Монреальского протокола, подписанного всеми индустриальными странами в 1987 году, коренным образом изменился подход к традиционным озоноразрушающим хладагентам. К протоколу присоединились 150 государств, в том числе и Россия. К выбранному в тепловых насосах хладагенту в рассматриваемых во второй главе схемах подогрева газа предъявляются два требования. Во-первых, его критическая температура должна превышать 110 С. Это связано с тем, что при схеме установки «ДГА-ТНУ» без промежуточных подогревов температура газа после теплообменника достигает 100-110 С. Во-вторых, этот хладагент должен быть безопасным для климата и человека. Наиболее подходящим для наших расчетов из всех рассмотренных хладагентов является аммиак (R717). Он относится к группе гидрофторуглеродов (ГФУ). Аммиак не разрушает озоновый слой (ODP=0) и не вносит прямого вклада в увеличение парникового эффекта (GWP=0). По термодинамическим свойствам аммиак - один из лучших хладагентов, который по объемной холодопроизводительности имеет более высокий коэффициент теплоотдачи. Из-за его резкого запаха появление течи в холодильной системе легко обнаруживается обслуживающим персоналом. Аммиак имеет низкую стоимость. Именно по этим причинам R717 нашел широкое применение в крупных холодильных установках. Однако, аммиак имеет ряд недостатков. Его газы имеют резкий удушливый запахом, вредный для организма человека. Предельно допустимая концентрация в воздухе 0,02 мг/дм3, что соответствует объемной доле его 0,0028 %. В соединении с воздухом при объемной доле 16...26,8 % и наличии открытого пламени аммиак взрывоопасен. Температура воспламенения с воздухом 651 С. Однако достоинства аммиака перекрывают все его недостатки при соблюдении правил безопасности по эксплуатации [108].
На действующих промышленных предприятиях с металлургическим или химическим производством температура БЭР может достигаїь 60 С. На территории предприятия может также находиться своя электростанция или котельная, на которых также существуют вторичные источники теплоты. В качестве низкопотенциального источника теплоты для подогрева хладагента в испарителе ТНУ рассмотрен ВЭР технологического производства, который меняет свою температуру в зависимости от времени года. Исследование проводилось для температур ВЭР 10 и 30 С. При исследовании эффективности работы ДГА использованы данные испытаний турбодетандеров ТЭЦ-23 ОАО «Мосэнерго», приведенные в третьей главе. Принимались данные по ДГА мощностью 5000 кВт при номинальном режиме его работы: расход газа принимался равным 159480 нм3/ч, КПД детандера - 0,81.
Рассмотрено девять разных отношений давлений, близких к тем которые могут встречаться на газораспределительных станциях и газорегуляторных пунктах промышленных предприятий. При проведении расчетов было принято, что: во-первых, температура подогрева газа во всех ступенях одинакова; во-вторых, температура газа на входе в подогреватель и выходе из детандера равна 0 С. Результаты расчетов приведены в таблицах 4.1, 4.2 и на рисунке 4.1.
Из таблиц 4.1, 4.2 и рисунка 4.1 видно, что наибольшая мощность установки достигается при низких начальных давлениях. Наиболее эффективным отношением давлений при Тнит=10 С является отношение 10/2 бар, менее эффективным — 72/12 бар. Это связано с тем, что при больших перепадах давления газа требуется повышение температуры подогрева, что увеличивает затраты энергии на привод компрессора ТНУ. Следует заметить, чго при увеличении температуры низкопотенциальной теплоты в схемах подогрева газа с высоким начальным давлением увеличение мощности установки существенно выше, чем в схемах с низкими начальными давлениями. Так при Т1шт=30 С наиболее эффективным отношением давлений становится отношение 12/2 бар.
Рассмотрена более подробно мощность установки «ДГА-ТНУ» при низких начальных давлениях газа и температуре бросовой подогреваемой воды 10 С в схемах без использования промежуточных подогревов газа. Результаты расчетов показаны на рисунке 4.2, где сплошными линиями показана мощность установки при постоянном начальном давлении газа Р/ и штриховыми линиями - при постоянном конечном давлении Р2.
Эксергетический КПД схемы ТЭС с ДГА при подогреве газа отбором пара из турбины
На промышленном предприятии, потребляющем природный газ, рассматривается вопрос о применении автономного источника электроснабжения с помощью ДГА и ТНУ и внедрения трехступенчатого подогрева газа перед детандером. Внедрение данной системы теплоснабжения позволит: 1. потреблять на собственные нужды выработанную ДГА электроэнергию, приобрести возможность резервного подключения к ней во время пиковых нагрузок или аварийных ситуаций, экономить средства, направляемых на закупку электроэнергии; 2. уменьшить затраты топлива, потребляемого на подогрев газа перед детандером, используя вторичные энергетические ресурсы. Базой для оценки экономической эффективности внедряемой установки являлась информация об объемах и характере потребления электро- и теплоресурсов в зависимости от периода года как в настоящее время, так и в перспективный период. К рассмотрению принимались следующие технико-экономические показатели оборудования: - технические характеристики оборудования: 1. срок службы; 2. срок службы до первого ремонта; 3. удельные затраты на сервисное обслуживание каждого вида оборудования; 4. экологические характеристики, связанные с выбросами отработанных газов и продуктов разложения моторных и редукторных масел, а также способы обеспечения экологических требований. - экономические характеристики оборудования: срок поставки оборудования; стоимость оборудования (в т.ч. стоимость доставки, монтажа, обучения персонала); предлагаемая поставщиком оборудования схема финансирования: 1. авансирование; 2. лизинг (только на энергогенерируютцее оборудование или на весь проект, полный срок, инвестиционный период, срок и график выплат, размер выплат, постановка на баланс предприятия или Лизингодателя); 3. кредит (срок кредита, инвестиционный период, процентная ставка, график предоставления кредита, график выплат кредита и процентов). При проведении оценки учитывалось следующее: - основные финансово - экономические показатели, необходимые для расчета экономической эффективности проекта и срока окупаемости; - организационные и юридические мероприятия, направленные на внедрение установки; - возможные риски, которые могут появиться в период существования проекта, и пути их устранения или смягчения; проведенная оценка риска проекта показала, что он может быть отнесен к категории минимального риска. В качестве базовых критериев оценки эффективности использовались: чистый дисконтированный доход (ЧДД), внутренняя норма доходности (ВНД) и срок окупаемости (Так). Одним из главных инструментов анализа инвестиционного проекта являются показатели экономической эффективности инвестиций. При расчете показателей эффективности денежные потоки дисконтируются. Тем самым учитывается изменение стоимости денег с течением времени. Ставка дисконтирования играет роль фактора, обобщенно характеризующего влияние макроэкономической среды и конъюнктуру финансового рынка. Для определения ставки дисконтирования инвестиционного проекта использовалась модель оценки долгосрочных (капитальных) активов - САРМ (Capital Assets Pricing Model). Суть модели САРМ сводится к тому, что альтернативные издержки финансирования за счет акционерного капитала равны доходности безрисковых ценных бумаг плюс систематический риск компании («бета»), умноженный на рыночную цену риска (рыночную премию за риск): где: г/ - безрисковая доходность; rm - ожидаемая рыночная доходность; /3 - «бета» компании (доля систематического риска, вносимого акциями компании в систематический риск рыночного портфеля) [115]. Для определения коэффициента безрисковой доходности в данном случае использовалась средняя доходность выпусков ГКО, срок погашения которых наступает примерно через год с момента проведения настоящей оценки. Коэффициент безрисковой доходности Гу равен 6% (согласно прогнозу Минфина РФ доходность ГКО в 2010 году не превысит 6%). При проведении оценки в качестве оценки ожидаемой рыночной доходности использовался индекс РТС усредненный за последние два года. Коэффициент рыночной доходности гт составляет 15%. Наиболее сложным в модели САРМ является определение коэффициента «бета». Среднеотраслевое значение для энергокомпаний варьируется от 0,6 до 1,3. Наиболее вероятным видится принимаемое значение 0,8. Таким образом, ставка дисконтирования для финансовой модели составляет 13,2%.
