Формирование организационно-экономического механизма внедрения инноваций в распределенной энергетике (1142968), страница 21
Текст из файла (страница 21)
Результатырасчетов среднемесячной мощности генерации по вариантам реализацииприведены на рисунке 36.Мощность генерации, МВт220,00200,00180,00160,00140,00120,00100,0080,0060,0040,0020,00-2 x ГТУ-80 (Инновац. Вариант)6 х ГТУ-10 (Инновац. Вариант)2 x ГТУ-110 (Традиц. Вариант)Источник: разработано автором.Рисунок 36 – Среднемесячная мощность генерации по вариантамреализацииС учетом информации о зависимости КПД рассматриваемых установок отизменения мощности была определена динамика изменения КПД приизменении суточных нагрузок в течение года для ГТУ-110 МВт и для ГТУ-80МВт (6FA).Результаты расчетов КПД энергоустановок по вариантамреализации приведены на рисунке 37.13437,0%36,0%КПД, %35,0%34,0%33,0%32,0%31,0%30,0%ГТУ-110 МВтГТУ-80 МВт (6FA)ГТУ-10 МВтИсточник: разработано автором.Рисунок 37 – График изменения среднемесячного КПД установок ГТУ-110МВт, ГТУ-80 МВт (6FA) и ГТУ-10 МВт при изменении суточных нагрузокв течение годаНа основании данных об изменении КПД соответствующих вариантов иисходя из рассматриваемых графиков электрической нагрузки и средней ценына природный газ для ЦФО 4500 руб./тыс.м3 были определены месячныезатраты на топливо для традиционного и инновационного вариантов.Результаты расчетов месячных затрат на топливо энергоустановок повариантам реализации приведены на рисунке 38.
В результате примененияинновационного варианта строительства годовые затраты на топливо составят2 011,76 млн. руб., в то время как при традиционном варианте затраты натопливо составляют 2 150,844 млн. руб. Таким образом годовая экономиятоплива составляет 6,9%.Затраты на топливо, тыс. руб. в мес135205 000,00195 000,00185 000,00175 000,00165 000,00155 000,00145 000,00135 000,00Затраты на топливо для традиционного вариантаЗатраты на топливо для варианта с распределенной энергетикойИсточник: разработано автором.Рисунок 38 – Затраты на топливо по вариантам строительстваПри использовании другого оборудования с иными значениями КПДэкономия топлива может значительно варьироваться.
В таблице 24 приведенывозможные значения экономии топлива при различных КПД энергоустановок спостоянной и переменной частой вращения для рассматриваемых графиковнагрузки.Таблица 24 – Расчеты экономия топлива при различных КПД энергоустановок спостоянной и переменной частой вращенияВ процентахКПДэнергоустановокс переменнойчастойвращения30,5КПД энергоустановок с постоянной частой вращения30,531,532,533,534,535,536,537,538,539,540,515,813,611,59,57,55,63,82,00,3-1,3-2,931,516,214,011,99,87,96,04,12,40,7-1,0-2,632,516,514,312,210,28,26,34,52,71,0-0,7-2,333,516,814,612,510,58,56,64,83,01,3-0,4-2,034,517,114,912,810,88,86,95,13,31,6-0,1-1,735,517,415,213,111,19,17,25,43,61,90,2-1,4136Продолжение таблицы 2436,517,715,513,411,39,47,55,63,92,10,5-1,137,518,015,813,611,69,67,75,94,12,40,7-0,938,518,216,013,911,89,98,06,14,32,61,0-0,739,518,516,314,112,110,18,26,44,62,91,2-0,440,518,716,514,312,310,38,46,64,83,11,4-0,2Источник: разработано автором.Очевидно, что в диапазоне КПД установок с постоянной частотой до39,5% применение установок распределенной генерации в рассматриваемыхусловиях может обеспечивать снижение затрат на топливо.Однако остается открытым вопрос соотношения рассматриваемыхвариантов с точки зрения окупаемости возникающих дополнительных затратдоходом от потенциальной экономии топлива.
Дополнительными затратамипри инновационном варианте будет увеличение капитальных затрат, а такжедополнительныхзатратнаобслуживаниеустановокраспределеннойэнергетики. Однако развитие технологий в энергетическом машиностроенииидет в направлении повышения степени автоматизации и все более широкогоиспользования программных средств, [55, С. 18] в связи с чем затраты наобслуживание установок малой мощности становятся сопоставимыми собъектами крупной генерации. Поэтому в связи с принимаемым условнымравенством остальных затратных параметров рассматриваемых вариантовнеобходимоопределитьвозможностьдостиженияокупаемостидополнительных капитальных затрат.Результаты расчетов, представленные в таблице 25, показывают, чтополучаемая экономия топлива при применении инновационного варианта изаданных показателях КПД позволяет окупить 38,6 $/кВт разницы вкапитальных затратах за год.
Т.е. при удельных капитальных затратах 1000$/кВт на установки ГТУ-110 и ГТУ-80 и 1300 $/кВт для установок ГТУ-10,возникающая экономия топлива окупит дополнительные затраты за 7,77 лет:(1300 $/кВт – 1000 $/кВт) / 38,6 $/кВт.137Таблица 25 – Результаты расчета величины дополнительной удельнойкапиталоемкости, которую возможно окупить возникающей экономией топливаза год при различных сочетаниях КПД.В долларах на киловаттКПДэнергоустановокс переменнойчастой вращения30,530,531,532,533,534,535,536,537,538,539,540,594,980,667,354,742,931,821,211,31,8-7,2-15,731,596,782,569,256,644,833,723,113,13,7-5,3-13,932,598,584,370,958,446,635,424,914,95,4-3,6-12,133,5100,285,972,660,048,237,126,516,67,1-1,9-10,434,5101,787,574,161,649,838,628,118,18,7-0,3-8,935,5103,289,075,663,151,340,129,619,610,11,1-7,436,5104,690,477,064,552,641,531,021,011,52,5-6,037,5105,991,778,365,854,042,832,322,312,83,8-4,738,5107,192,979,667,055,244,133,523,514,15,1-3,439,5108,394,180,868,256,445,334,724,715,36,3-2,340,5109,595,381,969,357,546,435,825,916,47,4-1,1КПД энергоустановок с постоянной частой вращенияИсточник: разработано автором.Однако с учетом дисконтирования по ставке Eвнедр.
= 14% (ставкадисконтирования определяется аналогично проекту Fвнедр.) и при горизонтепланирования 15 лет дополнительные капитальные затраты не окупаются. Порезультатам расчетов, приведенных на рисунке 39, для того чтобы реализацияинновационного варианта была эффективной (IRRиннов. ≥ 14%), необходимо,чтобы разница в капитальных затратах не превышала 237 $/кВт. В настоящеевремя,какбыло300…500 $/кВт.указаноранее,этаразницаколеблетсяврайоне13845%Граница окупаемостидополнительных кап.затрат237 $/кВт40%IRRиннов., %35%30%Eвнедр.
= 14%25%20%15%10%Завиимость IRRиннов. от разницы в кап.затратах проектов5%0%300280260240220200180160140120100Разница в капитальных затрах, $/кВтИсточник: разработано автором.Рисунок 39 – Результаты расчета предельной для окупаемости проекта Fиннов.разницы в капитальных затратахИспользованиераспределеннойразработанногоэнергетикеможетОЭМвнедренияпозволитьинновацийсогласоватьвинтересыпроизводителя инновационного оборудования и энергетической компании.
Приэтом энергокомпания должна быть не только потребителем инновации, но иинвестором проекта создания инновационного оборудования, являясь, по сути,центром в механизме воздействия.Существует ряд примеров таких совместных проектов производителей ипотребителей энергетического оборудования:• ИНТЕР РАО ЕЭС, General Electric, АО «ОДК» – производство ГТ 6FAмощностью 77 МВт;• ИНТЕР РАО ЕЭС, Alstom – инжиниринг, модернизация электростанций;• ПАО«РусГидро»,оборудования;Alstom–производствогидроэнергетического139• ГК «Росатом», Alstom – производство турбин и генераторов мощностью1200-1700 МВт;• Силовые машины, Siemens – производство газовых турбин большоймощности.Помимо этого, существующая в настоящее время проблема отсутствияотечественных газовых турбин мощностью более 100 МВт [13] в условияхвысокой импортной зависимости, делает актуальной задачу расширенногоприменения в централизованной энергетике турбин меньшей мощности.Исходя из этого, использование варианта с применением инновационныхустановокраспределеннойэнергетикидляповышенияэффективностицентрализованной энергетики за счет спроса на такие технологии со стороныпоследнейдолжностатьстимуломдляпривлеченияинвестицийнепосредственно в разработку и производство таких инноваций, что согласнопредлагаемому ОЭМ и модели пороговой цены приведет к уменьшению ихконечной стоимости, и реализуется согласование стимулов обозначенныхсторон.В результате, помимо повышения эффективности функционированияэнергосистемы в целом, реализация проектов в крупных электроэнергетическихкомпаниях с использованием объектов распределенной энергетики, будетспособствовать росту понимания такого взаимодействия не только в рамкаходного хозяйствующего субъекта, но и между объектами генерации,принадлежащихразнымсобственникам,что,несомненно,будетблагоприятствовать дальнейшему переходу к интеллектуальной энергетике.Выводы по третьей главе диссертационного исследованияПроведенная апробация разработанного организационно-экономическогомеханизма на примере создания и внедрения инновационной газотурбинной140установки для распределенной энергетики ГТУ-10 МВт показала, что онпозволяет согласовать интересы участников инновационного процесса иповысить его эффективность.При этом предложенный ОЭМ в рассматриваемом примере позволяетобеспечить выполнение всех критериев согласования интересов только при еготрансформации в механизм воздействия при учете системного эффектавнедрения инноваций.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
