Разработка технико-экономического обоснования предпринимательского (инвестиционного) проекта на примере «Минской ТЭЦ-4»

         2) наивысшая эффективность производства электроэнергии и тепла.                Снижение потребления топлива почти в два раза по сравнению с существующими энергоустановками ТЭЦ, в условиях растущих цен на газ;

         3) снижение выбросов загрязняющих атмосферу веществ и СО₂ почти в два раза;

         4) ввод турбины не требует дополнительного сетевого строительства;

         5) высокая квалификация и заинтересованность персонала станции;

         6) поддержка правительства [2, с.38].

         Слабые стороны и риски проекта:

         1) длительный срок окупаемости проекта при существующем низком тарифе на электроэнергию и тепло;

         2) высокая стоимость проекта;

         3) вероятность удорожания проекта;

         4) высокие требования к качеству эксплуатации и к уровню эксплуатационного персонала.

         Существует два подхода к реконструкции турбины, различающиеся между собой техническими решениями в отношении высокотемпературных узлов, отработавших свой парковый ресурс: первый - это полная их замена, и второй - реновация или восстановительный ремонт.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

         3.2 Технико-экономическое обоснование проекта модернизации

турбины ПТ-60-130/13

 

         3.2.1 Технико-экономическое обоснование проекта модернизации

турбины ПТ-60-130/13 на ПТ-65/75-130/13 (установка оппозитного

цилиндра высокого давления турбоагрегата ПТ-80-130)

 

 

         В этом варианте производится замена ЦВД в сборе на оппозитный цилиндр высокого давления турбины ПТ-80-130. Новый цилиндр поставляется в сборе с обоймами, диафрагмами и концевыми уплотнениями, с новым ротором. Поставляется новый средний подшипник и органы парораспределения: стопорный и регулирующие клапаны, сервомотор ВД и кулачковое распределительное устройство. Выполняется связанная с установкой оппозитного цилиндра доработка переднего подшипника (приложение В, рисунок В.2).

         Расчёт энергетической эффективности производится в полном соответствии с «Методическими рекомендациями по составлению технико-экономических обоснований для энергосберегающих мероприятий», разработанных Комитетом по энергоэффективности при Совете Министров Республики Беларусь в 2003 году [18].

           В расчётах предусматривается  реконструкция турбины ПТ-60-130/13, после которой турбина будет перемаркирована в турбину ПТ-65/75-130/13.

           3.2.1.1 Среднечасовой расход пара на турбоагрегат до реконструкции:

 

                                                                (3.1)

 

       где – годовой расход пара котла БКЗ-420-140 [6, с. 45];

            = 3015000 тонн [принято];

             = 8040 часов – число часов работы т/а в году [принято].

         Для определения годовых расходов тепла и топлива принимаем, что турбоагрегат работает круглый год за исключением месяца ремонта. В этом случае число часов использования номинальной мощности турбоагрегата определяется в размере 8040 часов в год.

         3.2.1.1.1 Часовой расход пара на турбоагрегат после реконструкции:

 

                                                                (3.2)

 

         3.2.1.2 Часовой расход тепла на турбоагрегат на выработку электроэнергии до реконструкции:

 

                                        (3.3)

                                                                                       

       где  – энтальпия пара, воды [28]

 

         3.2.1.2.1 Часовой расход тепла на турбоагрегат на выработку электроэнергии после реконструкции:

 

                                        (3.4)

 

         3.2.1.3 Удельный расход тепла на 1 кВт·ч до реконструкции:

 

                                           (3.5)                   

 

         3.2.1.3.1 Удельный расход тепла на 1 кВт·ч после реконструкции:

 

                                               (3.6)

 

         3.2.1.4 Годовая выработка эл. энергии турбоагрегата до реконструкции:

                   

                                                 (3.7)

 

         3.2.1.4.1  Годовая выработка электроэнергии турбоагрегата после

реконструкции:

 

                                                     (3.8)

 

         3.2.1.5 Годовое потребление тепла на производство электроэнергии до реконструкции:

 

                                    (3.9)

 

         3.2.1.5.1  Годовое потребление тепла на производство электроэнергии после реконструкции:

 

                                           (3.10)

  

         3.2.1.6 Годовой расход топлива на производство электроэнергии на турбоагрегате до реконструкции:

 

             - условного                (3.11)                      

          - натурального                   (3.12)

        3.2.1.6.1 Годовой расход топлива на производство электроэнергии на турбоагрегате после реконструкции:

 

                 - условного            (3.13)                       

                 - натурального               (3.14)

 

       где  η_к^нт – к.п.д. котла (нетто) определён с учётом расхода тепла на

собственные нужды  в размере 5,8 % (η_к^нт=η_к^бр=0,89);

              η_тр – потеря тепла в паропроводах, η_тр=0,98 [30].

 

         3.2.1.7 Удельный расход топлива на отпуск электроэнергии до

реконструкции:

 

    - условного      (3.15)

 

  - натурального     (3.16)

 

      где  – расход электроэнергии на собственные нужды турбоагрегата:

       = 0,5%  [30]. 

 

         3.2.1.7.1Удельный расход топлива на выработку электроэнергии после реконструкции:

 

      - условного         (3.17)

            

    - натурального     (3.18)

 

       где - расход эл. энергии на собственные нужды:

             = 0,5%  [30].

 

         3.2.1.8 Термический КПД турбоустановки после реконструкции:

 

                                                              (3.19)

 

                            3607,1 - 1950 = 1657,1 кДж/кг                     (3.20)

                                 кДж/кг                                     (3.21)

 

       где  действительный теплоперепад турбины [33];   

               - энтальпия перегретого пара:

               кДж/кг [28];

               - энтальпия насыщенного пара:

               = 1950 кДж/кг [28];

               - энтальпия отработанного пара;

               = 4,19кДж/(кг·К) – теплоемкость воды [33];

               – температура насыщения:

               = 33°С[33]. 

 

         3.2.1.9 Годовая экономия топлива в энергосистеме, полученная в результате реконструкции:

 

                       г.у.т/кВт·ч ,                         (3.22)

 

                    т.у.т/год                                (3.23)

 

         3.2.1.10 Стоимость сэкономленного в энергосистеме топлива:

 

                             С_топл=16461,9·243= 4000241у.е/год                                    (3.24)

 

       где  – цена топлива 1тут = 2073603 рублей, курс 1у.е = 8600 рублей               

              = 243 у.е /т.у.т [23].

 

         3.2.1.11 Суммарные капитальные вложения:

 

                             

                                                                                                                                (3.25)                                                                                                                                                                           

 

           где – капиталовложения в реконструкцию:

             = 11567000 у.е [3];

            – стоимость монтажных работ. 15%  от стоимости т/а:

             ;

             – стоимость проектно-изыскательских  работ. 10%  от стоимости т/а:

             ;

             – стоимость пуско-наладочныз  работ. 5%  от стоимости т/а:

             

   

         3.2.1.12 Срок окупаемости капиталовложений за счёт разности в стоимости топлива:

 

                    Т_ок= /С_топл=15037100/4000241=4года                                       (3.26)

 

         3.2.1.13 Удельные капитальные вложения:

 

                                                                      (3.27)

 

         3.2.1.14 Себестоимость производимой продукции до реконструкции:

 

    (3.28)

 

          3.2.1.14.1   Годовые эксплуатационные затраты:

 

                      = 25860+9206+900000+1200000+38790+21727966,5+10633+32065,6 = 23944442,9у.е/год                                                                                                (3.29)

 

         3.2.1.14.2 Составляющая себестоимости по заработной плате:

   

                          (3.30)                 

 

       где Ч – численность обслуживающего персонала. Численность персонала, необходимая для обслуживания турбоустановки до реконструкции составляет 20 человек [принято];

              Т_ст1 – месячная тарифная ставка первого разряда:

              Т_ст1 = 240000 руб.месяц;

               k_тар1, k_тар2 – тарифные коэффициенты, принимается в соответствии с действующей тарифной сеткой для работников производственных отраслей экономики РБ:          

               k_тар2  =1,73 (соответствует пятому разряду); 

               k_тар1 =1,57 (соответствует четвёртому разряду);

               k_тхн – коэффициент технологических видов работ:

               k_тхн =1,3;

               k_пр.доп – коэффициент, учитывающий премиальные начисления и доплаты: k_пр.доп =1,8 [9].

 

         3.2.1.14.3  Отчисления на социальные нужды:

 

                        И_соц=И_зп·0,353=25860·0,353=9206у.е/год                                (3.31)

 

       где нормы отчислений:

             - отчисления в фонд социальной защиты населения 35%;

             - страхование от несчастного случая – 0,6% [16].  

 

         3.2.1.14.4 Амортизационные отчисления:

 

                        И_ам=Н_ам· = 4,5· = 900000у.е/год                                (3.32)

 

         3.2.1.14.5 Затраты на ремонтно-эксплуатационное обслуживание:

 

                         И_рэо= Н_рэо· = 6· = 1200000у.е/год                            (3.33)

 

         3.2.1.14.6 Прочие расходы:

 

                           И_пр=Н_пр·И_зп=1,5·25860 = 38790 у.е/год                                 (3.34) 

                                                   

      где Н_пр – норма прочих расходов:

             Н_пр=150% [20].

 

         3.2.1.14.7 Стоимость топлива:

 

                  И_топ=В_ээ^год·Ц_т= 89415,5 ·243= 21727966,5 у.е/год                           (3.35)

 

         3.2.1.14.8 Стоимость сбросов нормативно очищенных вод:

 

               И_в= D^год_в·Ц_в= 51622·5342=275764724 руб/год = 32065,6 у.е             (3.36)