Доброго времени суток всем! Определяем оптимальную концепцию энергостанции для Торгово развлекательного центра. Имеем 4 МВт электроэнергии, но планируем использовать её как резерв. По предварительным подсчетам ТРЦ будет потреблять 4,5 МВт тепла зимой и нуждаться в утилизации 7 МВт тепла летом, электропотребление по тем-же подсчетам 4 Мвт. С лимитом на газ еще не определились, думаю по тому-же принципу из расчета 7 - 5 МВт/ч. Поделитесь господа опытом и соображениями.

энергоцентр на базе ГПУ + АБХМы - насколько экономична и практична эта схема?

можете поиграться с моим файликом
Нажмите для просмотра прикрепленного файла
в желтые клетки можно вписывать свои циферки

В файлике ошибка, почему эффективность ПКХМ=3? АБХМ работает с мокрой градирней, значит и ПКХМ работает так же. При мокрой градирне эффективность ПКХМ=5...7.



Вся контактная информация размещается в личном профиле.

Файлик доработал. Добавил туда ГТУ и еще кое что добал, потом зависимость от мощности ГТС добавил на мощность ХМ ( АБХМы Центробежными дополнил). Получилась такая картина, при озвученных мощностях на ТРЦ получается что наименьшие "КАМУНАЛЬНЫЕ" ЗАТРАТЫ ПРИ чистой тригенерации. ГПУ(с кпд 30%) на все 4МВТа + АБХМ на все 7МВт+ котельная 2,2 МВта. Правда при такой схеме относительно большие выбросы тепла, до 5 МВт/ч, в переходные периоды(весна и осень) не влияющие к стати на окупаемость. Разрешат ли "зеленые"?

Использование газа с Т_МАКС=1800* для нагрева воды в котельной до температуры 100* выбрасывая при этом Тух=200* или тоже для "привода" АБХМ ...

Тут разговор не о котлах, а о ГТУ, ГПУ и утилизации тепла от них...

Пару своих копеек внесу в концепцию:

На тригенерацию я бы ставил скорее ГТУ, а не ГПУ. Низкий КПД компенсируется "правильной" утилизацией тепла посредством АБХМ. В плюсах остальное - ресурс, экономия на обслуживании...

В межсезонье электричество проще покупать на стороне, если такое возможно.

Уважаемый Аlex_!

Обратите внимание! Ситуация зеркальна Москве... С большим трудом удалось отбадаться от котельной в каждой кухне ... Теперь опять ... Грабли..

Ну во всем мире эти вопросы решаются за счет централизованных систем... Той или иной степени, но централизации в зависимости от наличия нескольких факторов (плотность, структура нагрузок и т.д. ...). Здесь они даже не рассматриваются...

Еще одно... Далеко не всегда оптимальное целое состоит из оптимизированных частей...

Свой вопросик добавлю в копилку.
Стоит такой же вопрос выбора перед проектированием ТРЦ.
ГТУ поставить нет возможности (малая площадь отведенного участка)
, но стою перед выбором:
имеются все техусловия от города (тепло, электрика), т.е. не заморачиваюсь и применяю схему "чиллер"-"фанкойл".
По границе участка идет газопровод и поэтому хочется применить схему котлы, АБХМ.
Кто имеет опыт? Какие есть подводные камни о которых не говорят поставщики АБХМ?

То что касается окупаемости ТЭС для Торг.Разв.Центра. Я максимально завысил стоимость оборудования и все что сопутствует, как ни крути через четыре года сумма затрат(кап.затраты + "камунальные) сравнялась с вариантом подключения к городским сетям, далее пошла экономия, и через 20 лет она составит 1 млрд рублей. Если рассматривать окупаемость то две задвижки на вводе всегда дешевле, и быстрее окупятся.

АБХМ имеет смысл ставить при наличии избытков тепловой энергии (пар, горячая вода, дымовые газы) или низкой стоимости топлива (допустим, сжигание попутного газа). В остальных случаях чиллер уместнее. Кроме того от чиллера надо отводить меньше тепла, значит и градирни будут компактнее. Только это не подводные, а надводные камни. Подводные камни имеет смысл искать при наличии технического решения или хотя бы исходных условий. А ни того ни другого пока нет

SAN1
В смысле ГПУ+АБХМ+котлы выиграли у чиллер+теплосеть? А ГТУ+АБХМ+котлы-утилизаторы+пиковые котлы рассматривался? По капзатратам этот вариант может и подороже будет, но за счет утилизации тепла выхлопных газов и менее дорогого обслуживания ГТУ вполне может обставить ГПУ в 10-летней перспективе.

Вист.. Оба.

"...В смысле ГПУ+АБХМ+котлы выиграли у чиллер (АБХМ)+теплосеть(ТЭЦ Т1 летом=90-100*)? Да с учетом экологии?.."

Да ни вжизнь...

Бойко+, Вы рассуждаете так, будто все: и ГПУ, и АБХМ, и ТЭЦ, и сети находятся у одного собственника, и он решает, что ему выгоднее. Но это же не так!

доброго времени суток.
Хотел бы вернуться к расчету капитальных и эксплутационных затрат.
Когда вы производите расчет с каким-то сроком окупаемости, нужно учесть прогнозируемый рост цен на энергоресурсы (пусть, даже, они будут расти пропорционально).
Также нужно понимать, что при строительстве инвестор привлекает деньги у банков в кредит под проценты, следовательно, это тоже нужно учитывать при увеличении кап. затрат.

Ну и? Это всё сидит в себестоимости, а окупаемость идёт или с прибыли или с экономии. Но не с себестоимости.

Вот тот файлик слегка доработанный. Все встает на свои местаНажмите для просмотра прикрепленного файла

Вы (и, главное, заказчик) должны понимать, что такое соотношение цен 20 лет не продержится. Его нет ни в одной стране в мире, включая газодобывающие. Газ будет дорожать быстрее.
В ТЭО учтены затраты на подключение к газовым/электросетям?

Ой-ли?..
С чего бы это?
Вы сравнивали условия для добычи газа и производства электроэнергии?

Подключение к газу включено в кап.зптраты(пропорционально потреблению), а к электричеству неучтены нигде, они в любом случае будут и равны для каждого варианта! По поводу удорожания газа, согласен, но мой расчет грубоват, я неучел еще массу нюансов, главным сдесь считаю наглядность зависимости затрат от вложений.

Очень интересный подход. Но при таких мощностях вы вряд ли что-то кроме стоимости оборудования в капзатраты впихнули. По моей оценке там одного оборудования как минимум на 100-150 млн рублей. Плюсуем к нему грубо 20 % на вспомогательные системы, 20 % на строительство, по 10 % на монтаж, ПНР и проектирование. Получаем итоговую цифру затрат 100..150 *(1+0,2+0,2+0,1+0,1+0,1)=170..250 млн руб. Это как бы расчетный минимум. А у вас в расчете это среднее значение. Плюс не видно ни тарифной ставки на тепло/холод, ни амортизации, ни налоговых выплат.

Я бы лучше производил электроэнергию в Сочи, чем добывал газ на Ямале. Это шутка, в которой, как всегда, есть доля ... шутки
А если серьезно - такое ценообразование вызвано неэкономическими причинами. Генерация (и распределяющие сети) получают сверхприбыли - это очевидно. Не скажу, что внутренний рынок для ГАЗПРОМа убыточен, но им явно выгоднее продать газ за бугор, нежели внутри страны. Достаточно разок попробовать выбить лимиты на газ для малой (средней) частной генерации и это становится пронзительно ясно.

А вот еще ТЭО. Нажмите для просмотра прикрепленного файлаПишу сейчас к нему пояснение!

Круть! Такие ТЭО я люблю! Тока это... Прибыль где? Неужели вошла в стоимость картинки?

Остался один очень важный и решительный шаг - посчитать прибыль, и можно выносить рацпредложение. Была идея сделать ТЭО в виде раскраски и приложить фломастеры

Вобще-то это не ТЭО (технико-экономическое обоснование), а ТЭР (техникоэкономический расчет). Но я могу и не придираться, экономисты любят расчеты в три действия обоснованием называть, ну и пусть будет обоснование. Вы главное про налоги и про зарплату не забывайте, а то сильно промазать можете по экономическому эффекту.