|
|
Главная страница -> Технология утилизации
Анализ проектирования автоматизи. Вывоз мусора. Переработка мусора. Вывоз отходов.Інвестиційний проект ЗМІСТ ВСТУП 1. РЕЗЮМЕ 2. СУЧАСНИЙ СТАН ЕНЕРГЕТИКИ ТА РОЗВИТОК КОГЕНЕРАЦІЙНИХ ТЕХНОЛОГІЙ В УКРАЇНІ 3. АЛЬТЕРНАТИВНІ ВИДИ ПАЛИВА 4. ОПИС ПРОЕКТУ, ЩО ПРОПОНУЄТЬСЯ 4.1. Суть проекту 4.2. Базові когенераційні технології 4.3. Вихідні дані для розрахунку техніко-економічних показників проекту 4.4. Виробничі потужності та виробничі витрати 4.5. Загальний графік проекту 5. НОРМАТИВНО-ПРАВОВЕ ЗАБЕЗПЕЧЕННЯ ПРОЕКТУ 6. ФІНАНСУВАННЯ ПРОЕКТУ ТА СХЕМИ РЕАЛІЗАЦІЇ 7. ПРОГНОЗУВАННЯ ГРОШОВИХ ПОТОКІВ 8. АНАЛІЗ ЕФЕКТИВНОСТІ ІНВЕСТИЦІЙ ПРОЕКТУ 9. АНАЛІЗ РИЗИКІВ ПРОЕКТУ 10. ЕКОЛОГІЧНА БЕЗПЕКА ПРОЕКТУ ПІДСУМОК ДОДАТОК 1 Головною ціллю цього проекту є підвищення ефективності енергетики України, забезпечення ринкових та екологічних вимог її функціонування. Наслідком реалізації проекту має бути забезпечення енергетичної безпеки України та створення енергетичної бази для досягнення найвищого пріоритету економічного розвитку країни – підвищення якості життя її громадян до рівня світових стандартів. Основою для реалізації цієї цілі є розбудова розподіленої мережі когенераційних електростанцій малої потужності по регіонах України, що дозволить: впровадити в енергетичну систему нові високоефективні потужності, забезпечити надійне енергозабезпечення окремих галузей економіки та соціальної сфери, енергетичну безпеку регіонів, міст і окремих підприємств, знизити втрати на транспортування електроенергії, підвищити ефективність вироблення теплової та електричної енергії, забезпечити покриття маневрових (пікових) потужностей, знизити викиди парникових газів та шкідливих речовин в навколишнє середовище, реалізувати потенціал нетрадиційних видів палива та джерел енергії. Реалізація проекту є основою для модернізації та розвитку комунальної теплоенергетики країни з метою підвищення ефективності використання палива в цій важливій галузі народного господарства, забезпечення її надійного функціонування, значного покращення ситуації по дефіциту топливо-енергетичних ресурсів України за рахунок суттєвого скорочення використання палива та зниження собівартості вироблення теплової та електричної енергії. В умовах енергетичної кризи, при зниженні економічності і надійності в централізованій енергетиці, впровадження в енергетику нових високоефективних електро-генеруючих потужностей за рахунок когенерації, дозволить компенсувати потужності теплових електростанцій, які відпрацювали свій ресурс і виводяться із експлуатації. Інвестиційна привабливість проекту в першу чергу полягає у виробництві та реалізації на енергетичному ринку високоліквідних продуктів, якими є теплова та електрична енергія, енергозабезпеченні підприємств та регіонів власною електроенергією, зниженні витрат на енергоносії і енергетичної складової в собівартості продукції за рахунок забезпечення підприємств дешевою електричною енергією, підвищенні енергоефективності роботи комунальної та промислової теплової енергетики. Важливою якістю когенераційних проектів являються малі терміни їх реалізації (строки будівництва когенераційної станції складають приблизно один рік) та терміни окупності капітальних вкладень (5-6 років), що робить їх привабливими для інвесторів. Основні рішення проекту базуються на Енергетичній стратегії України на період до 2030 року, Програмі розвитку комунальної енергетики України, матеріалах наукових досліджень з питань аналізу сучасного стану енергетики України, світовому досвіду розвитку когенераційних технологій в енергетиці та промисловості, наукових та технічних розробках ВАТ „Інститут прикладних досліджень в енергетиці” та ЗАТ „Холдингова компанія „Рассвет-Енерго”, інститутів Національної академії наук України, інших фахівців. Метою інвестиційного проекту «Будівництво в Україні розподіленої мережі когенераційних станцій встановленою потужністю 5000 МВТ» є комплексне вирішення проблем енергозбереження та енергоефективності шляхом розробки та впровадження в житлово-комунальне господарство та в промислову сферу енергозберігаючих та когенераційних технологій. Проект буде реалізований за рахунок будівництва мережі автономних когенераційних станцій на базі двигунів трьох типів: · газових турбін середньої електричної потужністі 6 МВт (ГТУ); · газопоршневих двигунів середньої потужністі 2 МВт (ГПУ); · парогазових електростанцій середньої потужністі 20 МВт (ПГУ). Сумарна електрична потужність всіх когенераційних електростанцій, які планується впровадити в даному проекті по Україні, становитиме 5000 МВт, у т. ч.: - в комунальному господарстві – 3000 МВт, - в промисловості - 2000 МВт. Всього проектом передбачається будівництво 1455 електростанцій, розподілених по всім регіонам України (Додаток 1). Будівництво кожної електростанції планується здійснювати протягом 12 календарних місяців. Використання когенераційних технологій в країні дозволить підприємствам: частково чи повністю забезпечити власне виробництво електричною і тепловою енергією з низькою собівартістю; знизити залежність від зовнішніх енергогенеруючих та енергопостачальних підприємств; використовувати для одержання енергії більш екологічно чистий вид традиційного енергетичного палива – природний газ, і зробити тим самим позитивний вплив на екологічну ситуацію в кожному регіоні. Фінансові показники проекту Капітальні вкладення по проекту складають 14187,1 млн. грн., у т.ч.: · в комунальному господарстві ............................................8554,1 млн. грн., · в промисловості.................................................................................... 5633,0 млн. грн. Джерела фінансування · кредитні кошти............................................................................................... 4256,1 млн. грн.; · акціонерний капітал...................................................................................... 8070,7 млн. грн.; · продаж квот згідно Кіотського протоколу.................................................... 1860,3 млн. грн. Строк реалізації проекту Строк впровадження проекту (строк будівництва 5000 МВт електростанцій) складатиме 10 років. Фінансовий строк реалізації проекту (до остаточного закінчення розрахунків по кредитах та з акціонерами) складатиме 17 років. Середній термін окупності капітальних вкладень – складатиме 3,6 року. В результаті впровадження проекту річні показники виробництва енергії когенераційними станціями будуть виглядати наступним чином: Загальний обсяг виробництва електроенергії - 42,0 млн. МВт·годин, в т.ч.: - в комунальному господарстві – 25,2 млн. МВт·годин, - в промисловості – 16,8 млн. МВт·годин. Загальний обсяг виробництва теплової енергії - 45,0 млн. Гкал, в т.ч.: - в комунальному господарстві – 27,2 млн. Гкал, - в промисловості – 17,8 млн. Гкал. Загальний дохід від виробництва енергії складатиме 10988,6 млн. грн. за рік., в т.ч. - в комунальному господарстві – 6667,5 млн. грн., - в промисловості – 4321,1 млн. грн.. Дохід від виробництва електроенергії складатиме - 7910,7 млн. грн. в т.ч. - в комунальному господарстві – 5047,7 млн. грн., - в промисловості – 2863,0 млн. грн. Дохід від виробництва теплової енергії складатиме – 3077,9 млн. грн. в т.ч. - в комунальному господарстві – 1619,8 млн. грн., - в промисловості –1458,1 млн. грн. Загальний прибуток від виробництва енергії когенераційними станціями складатиме 4446,1 млн. грн. в т.ч. - в комунальному господарстві – 3276,9 млн. грн., - в промисловості – 1169,2 млн. грн. Прибуток від виробництва електроенергії – 3762,2 млн. грн. в т.ч. - в комунальному господарстві –2836,0 млн. грн., - в промисловості – 926,2 млн. грн. Прибуток від виробництва теплової енергії – 683,9 млн. грн. в т.ч. - в комунальному господарстві –440,9 млн. грн., - в промисловості – 243,0 млн. грн. Загальна рентабельність виробництва енергії складатиме 68%, в т.ч.: - в комунальному господарстві – 97% - в промисловості – 37%
Филатов Ю.П., инженер-энергетик НГДУ Чапаевскнефть ОАО Самаранефтегаз Проводимые с 1992 года экономические реформы в России обусловили существенные изменения структуры управления электроэнергетикой. В этих условиях особое значение приобретает внедрение автоматизированных систем коммерческого учёта электроэнергии (АСКУЭ), анализ внедрения которой и рассматривается в данном проекте. Основная часть системы электроснабжения объектов НГДУ “Чапаевскнефть” представлена на рис. 1.1. Основными потребителями электроэнергии НГДУ Чапаевскнефть являются объекты механизированной добычи нефти (станки-качалки и погружные электродвигатели), промысловые нефтеперекачивающие станции, насосные станции системы ППД. Согласно договора электроснабжения № 117/238/2 от 01.12..1999 г. между ОАО Самаранефтегаз и ОАО Самараэнерго годовой отпуск электроэнергии Абоненту - НГДУ Чапаевскнефть определен в размере 92000 тыс. кВт.ч. Анализ показателей электропотребления позволяет сделать вывод о том, что в целом по добыче нефти НГДУ Чапаевскнефть имеет место тенденция к сокращению удельного расхода электроэнергии, что является следствием организационных энергосберегающих мероприятий, проводимых в НГДУ. Вместе с тем представляется, что предприятие еще имеет резервы энергосбережения. Одно из возможных направлений энергосбережения связано с необходимостью выравнивания графика нагрузок, упорядочиванием электропотребления . Учет потребления и отпуска электроэнергии в НГДУ Чапаевскнефть ведется с помощью индукционных счетчиков активной и реактивной энергии, установленных в точках учета счётчиками активной и реактивной энергии типа СА4У-И670 и СА4У-И670R. Недостатками указанного типа счетчиков являются: значительная погрешность измерения, особенно при малой нагрузке (менее 5 % от номинальной); наличие самохода счетчика; необходимость обогрева счетчика в холодное время года; большая погрешность при снятии показаний с механического циферблата; отсутствие возможности объединения счетчиков в единую автоматизированную систему контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ). В настоящее время большинство Российских предприятий производит оплату за электроэнергию по двуставочному тарифу. По этому тарифу предприятие платит за каждый киловатт максимальной мощности, участвующей в максимуме нагрузки в энергосистемы (основная ставка), и за каждый киловатт-час отпущенной потребителю активной энергии (дополнительная ставка). Применяемые сегодня в России тарифы относительно просты благодаря существенным субсидиям в прошлом. Но существуют и другие тарифы-дифференцированные во времени суток или по сезонам, что наглядно показывает, что потребителю чрезвычайно выгодно снижать нагрузку в часы, когда тариф в энергосистеме максимальный (рис.2) Дифференцирование тарифов на электроэнергию решает принципиально важные в рыночных условиях задачи: установление связи между её стоимостью и фактическими затратами на производство и распределение; ограничение монополии производителей и субъектов, предоставляющих услуги по передаче электроэнергии; повышение надежности электроснабжения; привлечение потребителей для управления собственной нагрузкой и графиком нагрузки энергосистемы; обеспечение социальной защищенности населения; стимулирование энергосбережения и др. Основные слагаемые эффекта от выравнивания графика нагрузки являются: выравнивание графика дефицита и графика закупок электроэнергии; уменьшение объемов внешних закупок электроэнергии; снижение максимальных нагрузок в распределительных сетях и уменьшение потерь электроэнергии; стимулирование работы потребителей по энергосбережению и изменению режимов своей работы в интересах региона и АО-энерго. Дифференцирование среднего тарифа по зонам суточного графика энергосистемы проводилось с целью получения экономического эффекта как у производителя, так и у потребителей. В соответствии с планами экономической программы правительства Российской Федерации на конец 2000-2001 предполагается создание свободного рынка электроэнергии Предусмотрена модель оптового рынка электроэнергии ,которая начнёт функционировать по мере готовности её отдельных элементов. Конкретно, в ближайшее время в ходе реструктуризации РАО ЕЭС России при её демонополизации на базе существующих энергосистем будут создаваться генерирующие структуры, сетевые и сбытовые компании. В новой модели оптового рынка торговые отношения между субъектами будут строиться на сочетании конкурентной и регулируемой основ.(рис 3 ) В последние годы в рамках Единой Энергетической Системы России активно ведутся работы по внедрению автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии и мощности (АСКУЭ).РАО ЕЭС России и Минтопэнерго РФ издан ряд директивных и нормативно-методических документов по созданию таких систем. Имея АСКУЭ, предприятие имеет возможность воспользоваться дифференцированными тарифами на оплату электроэнергии, а это, в свою очередь, позволяет спланировать производство таким образом, чтобы максимально перевести деятельность энергоемких операций на время действия льготных тарифов. АСКУЭ, установленное на предприятии, через энергосистему которого подключены субабоненты, получает инструмент взаимодействия с ними, позволяющий локализовать потери и хищения электроэнергии при передаче ее субабонентам, а также обеспечить учет передаваемой электроэнергии и услуг на ее передачу. Наличие АСКУЭ является одним из непременных условий при выходе предприятия на ФОРЭМ, где тарифы значительно ниже тарифов, действующих внутри региональных энергосистем. Внедрение отраслевой АСКУЭ - одно из приоритетных направлений технической политики РАО ЕЭС России В настоящее время, при стремительном развитии микроэлектроники и снижении цен на электронные компоненты, цифровые системы управления постепенно вытесняют своих аналоговых конкурентов. В зависимости от требований, современные цифровые счётчики должны в любой момент времени оперативно передавать требуемые данные по различным каналам связи на диспетчерские пункты энергоснабжающих предприятий для оперативного контроля и экономических расчётов потребления электроэнергии. Переход на цифровые автоматические системы учёта и контроля электроэнергии - вопрос времени. Преимущества таких систем очевидны. При небольших дополнительных аппаратных и программных затратах даже простейший цифровой счётчик может обладать рядом сервисных функций, отсутствующих у всех механических, например, реализация многотарифной оплаты за потребляемую энергию, возможность автоматизированного учёта и контроля потребляемой электроэнергии. Именно по такому принципу работают счётчики АЛЬФА-plus , производимые компанией АВВ-ВЭИ МЕТРОНИКА Проект по созданию АСКУЭ на базе счётчиков АЛЬФА-plus и программы Альфамед выбран исходя из оптимального соотношения качество\надёжность\цена. Счётчики фирмы АВВ используют при учёте электроэнергии ОАО Сургутнефтегаз , Ноябрьскнефтегаз , нефтепровод Дружба , ЛукОйл, Татнефть, Кока-кола , многие региональные АО-энерго. МПС России приняло специальную программу перевооружения всех железных дорог счётчиками АЛЬФА расчитанную на 5 лет. Это далеко не полный перечень предприятий России, которые используют счётчики компании АВВ и её програмные продукты. Многотарифный микропроцессорный трехфазный счетчик электроэнергии АЛЬФА PLUS предназначен для учета активной и реактивной энергии в цепях переменного тока, имеет возможность измерять и отображать некоторые параметры качества электрической энергии. а также для использования в составе автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии для передачи измеренных или вычисленных параметров на диспетчерский пункт по контролю, учету и распределению электрической энергии. В счетчиках АЛЬФА PLUS применяется энергонезависимая память для хранения параметров программы и измеренных данных. Счетчик может накапливать и хранить до 4-х каналов профиля нагрузки. Глубина хранения при 4-х каналах и при длительности интервала профиля 30 минут составляет 70 дней. счетчик может измерять, вычислять и отображать до 46 величин, относящихся к параметрам электроэнергии, включая: токи и напряжения фаз; активная, реактивная и полная мощности сети; активная, реактивная и полная мощности фаз; коэффициент мощности сети и каждой фазы; фазные углы векторов напряжений и токов; значения гармоник (до 15) по фазам напряжения; значения гармоник (до 15) по фазам тока; коэффициент искажения синусоидальности кривых напряжения и тока; частота сети Специальная программа PwrPlus позволяет наиболее полно использовать возможности счетчика АЛЬФА PLUS для контроля параметров качества электроэнергии. Для защиты от несанкционированного доступа каждый счетчик имеет свой пароль. Для счетчиков АЛЬФА PLUS предусмотрены 4 тарифные зоны (утро, вечер, день, ночь), выходные и праздничные дни, 4 сезона, автоматический переход на летнее и зимнее время. Срок службы счетчика АЛЬФА PLUS - 30 лет, с межповерочным интервалом 8 лет, сохранение информации в памяти счётчика при отсутствии питания -5 лет На базе счётчиков АЛЬФА и предполагается построение АСКУЭ НГДУ Чапаевскнефть ,которое предусматривает в будущем включение её в состав АСКУЭ ОАО Самаранефтегаз , элементы которой в настоящее время строятся в отдельных подразделениях объединения. Так в настоящее время практически полностью закончен монтаж АСДУ НГДУ Жигулёвскнефть и НГДУ Первомайнефть на базе программного комплекса НПФ ПРОРЫВ Телескоп+ энергетика , который в своём составе предусматривает ведение коммерческого учёта и передачу данных на верхний уровень., но в настоящее время эти системы не удовлетворяют ряду требований РАО ЕС к АСКУЭ . На первом этапе внедрения АСКУЭ , как временное решение для НГДУ Чапаевскнефть предлагается осуществлять сбор данных через оптический порт счётчика АЛЬФА -ПЛЮС программой АЛЬФАМЕД В дальнейшем по мере развития каналов связи это же программное обеспечение будет использоваться для автоматизированного сбора и обработки данных сбора данных. Предлагается определить следующую организационную структуру сбора данных: Необходимо организовать 2 центра сбора информации : в Снисках на базе ПРЦЭиЭ ; на базе ЦДНГ-2 в районе Горбатовского месторождения. Организовать передачу данных с каждого центра сбора в НГДУ в отдел Главного энергетика и в соответствующие отделения Энергосбыта: Снисски- Чапаевское отделение Энергосбыта ОАО Самараэнерго ; Горбатовка- Самарское отделение Энергосбыта ОАО Самараэнерго . Схематично АСКУЭ предприятия представлена на рис 4 Данные переданные в НГДУ в дальнейшем по корпоративным каналам связи могут быть переданы на верхний уровень (ОАО СНГ ) где будут формироваться сводные отчёты по энергопотреблению всего объединения . По данным компании АВВ АСКУЭ на базе программы Альфамед используют около 50% предприятий , на которых установлены счётчики АЛЬФА. Достаточно невысокая стоимость системы и квалифицированная поддержка и сопровождение данной системы обеспечивают твёрдые позиции компании АВВ при выборе и проектировании системы АСКУЭ. ПО АльфаМет позволяет осуществлять автоматический дозвон до объекта для чтения коммерческой информации со счетчиков. По всем измеренным величинам можно сформировать соответствующий отчет. Программа имеет развитую графику как для отображения коммерческих данных из базы данных, так и для оперативного контроля за текущей мощностью, как для отдельных счетчиков, так и для групп счетчиков и предприятия в целом с использованием многослойного изображения графиков и наложения различных графиков, в т.ч. совмещение графиков по временной оси (например, посуточное сравнение данных). Для пользователя создан инструмент генератора шаблонов графиков. Для удобства пользователей новая версия программы АльфаМет 4.01 предлагает инструмент, с помощью которого пользователь может построить мнемосхему объектов, предприятий и более крупных образований (район, город, область, регион) с целью визуализации состояния системы и получения чертежей системы АСКУЭ Пользователь имеет возможность формировать многоуровневую структуру системы, выводить мнемосхему на печать, а также в режиме опроса счетчиков наблюдать за изменением состояния системы (фиксация превышения мощности, просмотр текущих показаний счетчиков и т.д.) Оценка экономического эффекта от внедрения АСКУЭ производится в соответствии с Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов (утверждены Министерством экономики и Министерством финансов, № ВК 477 от 21.06.99). Эффект от внедрения АСКУЭ рассчитывается за весь срок реализации этого инвестиционного проекта, в качестве которого принята величина амортизационного периода по оборудованию, входящему в комплект АСКУЭ. На основании Единых норм амортизационных отчислений срок реализации данного проекта рекомендуется считать равным 8 годам, норма амортизации составляет 12,5 %. При определении величины снижения затрат вследствие внедрения АСКУЭ принимались экспертные оценки по каждому направлению снижения: Вследствие введения зонных тарифов -6%, Повышение класса точности приборов- 0.9%; За счёт снижения непроизводственных расходов электроэнергии-3%; Всего без учёта возможности выхода на ФОРЭМ снижение затрат на оплату электроэнергии в результате внедрения АСКУЭ может составить примерно 9.9% от базового уровня. По расчетам, выполненным по приведенной методике в ООО НИИгазэкономика , выполненных для ОАО Газпром , срок окупаемости от внедрения АСКУЭ на электроприводных компрессорных станциях (КС) составляет менее года, на газотурбинных КС - около трех - четырех лет. Данные по величинам двуставочного тарифа взяты из тарифной сетки ОАО САМАРАЭНЕРГО Величина двуставочного тарифа является приведённой относительно двуставочного по сетям ОАО СВЕРДЛОВСКЭНЕРГО , поскольку к моменту написания проекта в Самараэнерго не внедрены диф.тарифы. Рассчитанные показатели эффективности проекта приведены в таблице 1.1. Расчёт произведён с учётом потребления субабонентов НГДУ Чапаевскнефть . В расчёте не учтены затраты на монтаж оборудования , поскольку подразумевается его произвести силами соответствующих служб энергоснабжения. Таким образом, внедрение АСКУЭ позволяет: автоматизировать процесс учёта и оплаты за электроэнергию; иметь полную картину об энергопотреблении; корректировать график нагрузки; получить ежегодную экономию в оплате при введении диф.тарифов порядка 1.8 млн руб.; даёт возможность выхода на ФОРЭМ; предотвратить хищения электроэнергии и обеспечить защиту от несанкционированного доступа к информации . Приложения Рис 1 Схема электроснабжения НГДУ Рис.2 Суточное электропотребление (1) и тариф, дифференцированный по времени суток (2), для электрометаллургического завода в Германии Рис 3. Взаимоотношения участников ФОРЭМ. Рис 4. Структура АСКУЭ НГДУ Чапаевскнефть Таблица 1.1 Экономия в оплате (за год) Вывоз мусора являющегося и утилизация отходов А. Преобразователь измерительный цифровой ипц 6806. Низкотемпературные отопительные. Ебрр и. Украинцы получат деньги для внедрения нетрадиционных источников энергии. Главная страница -> Технология утилизации Экологически чистая мебель: |
