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

 

       где D^год_в- расход сточной воды:

             D^год_в = 51622 м³ ;

             Ц_в цена 1м³ воды сточной:

            Ц_в = 5342 руб [23].

 

         3.2.1.15 Себестоимость производимой продукции после реконструкции:

 

     (3.37)            

 

       где  α_сн – коэффициент собственных нужд:

              α_сн = 5,25% [принято];

              α_пот – коэффициент потерь (в генераторе, трансформаторе):

             принимаем α_пот = 2% [20, с.49].

 

      

          3.2.1.15.1 Годовые эксплуатационные затраты:

 

                        = 12930+4603+1533015+1894020+19395+23167085,4+10633+26616 = 23517206,6у.е/год                                                                                                 (3.38)

 

         3.2.1.15.2 Составляющая себестоимости по заработной плате:

 

                            (3.39)

 

       где Ч – численность обслуживающего персонала. Численность персонала, необходимая для обслуживания турбоустановки после реконструкции составляет 10 человек в связи с внедрением системы АСУиТП [3];

 

         3.2.1.15.3  Отчисления на социальные нужды:

 

                         И_соц=И_зп·0,353=12930·0,353=4603у.е/год                                (3.40)

                                 

         3.2.1.15.4 Амортизационные отчисления:

 

                    И_ам=Н_ам· = 4,5· =1533015у.е/год                         (3.41)                                  

 

       где Н_ам – средняя норма амортизации:

             Н_ам =4,5 [20].

 

         3.2.1.15.5   Затраты на ремонтно-эксплуатационное обслуживание:

 

                      И_рэо= Н_рэо· К_об=6· =1894020 у.е/год                      (3.42)

                                   

       где Н_рэо – норма отчислений на ремонт и обслуживание:

             Н_рэо = 6% [20].

 

         3.2.1.15.6 Прочие расходы:

 

                        И_пр=Н_пр·И_зп=1,5·12930= 19395 у.е/год                                     (3.43)

 

         3.2.1.15.7 Стоимость топлива:

 

                       И_топ=В_ээ^год·Ц_т=95337,8 · 243=23167085,4 у.е/год                       (3.44)

 

         3.2.1.15.8  Стоимость воды:

 

              = D^год_в· Ц_в = 12144· 7530 =91444320 руб/год = 10633у.е               (3.45)                          

 

       где D^год_в- расход технической воды:

             D^год_в = 12144 м³;

             Ц_в цена 1м³ воды технической:

             Ц_в = 7530руб [23].

 

         3.2.1.15.9 Стоимость сбросов нормативно очищенных вод:    

 

                И_в= D^год_в·Ц_в=42850·5342=228904700 руб/год = 22616 у.е                (3.46)

 

         3.2.1.16 Цена электроэнергии до реконструкции:

 

                                                                                    (3.47)

                                         

       где  П- норма прибыли:

              П=0,2 [20].

 

         3.2.1.15.1 Цена электроэнергии после реконструкции:

 

                                                                                 (3.48)

 

        3.2.1.16 Прибыль по выработке эл.энергии до реконструкции:

     

                            (3.49)

 

         3.2.1.16.1 Прибыль по выработке эл.энергии после реконструкции:

    

                           (3.50)

 

         3.2.1.17 Рентабельность производственных фондов до реконструкции: 

 

                                                                (3.51)

 

         3.2.1.17.1 Рентабельность производственных фондов после

 реконструкции:

 

                                                                 (3.52)

         При сравнении с отраслевым нормативом (в энергетике принят 10%), общая эффективность капиталовложений может считаться приемлемой, т.к. фактическое значение не ниже нормативного [29, с.15]. 

        

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

        

 

         3.2.2 Технико-экономическое обоснование проекта модернизации

турбины ПТ-60-130/13 на ПТ-65-130/13 (комплексная модернизация

паровой турбины ПТ-60-130/13)

 

         В этом варианте проводится дефектация цилиндра, заварка трещин, восстановительная термообработка для восстановления служебных свойств металла, механическая обработка посадочных поверхностей и разъема, контроль структуры и свойств металла. Крепеж цилиндра заменяется на новый. Эти мероприятия обеспечивают продление ресурса цилиндра на срок не менее 200 000 часов (приложение В, рисунок В.1).

         В сравнении с вариантом полной заменой турбоустановки новым оборудованием, более, чем в два раза, снижаются капитальные затраты за счет уменьшения объема поставки новых узлов, отсутствия необходимости доработки фундамента, и минимизации объемов строительно-монтажных работ.

         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.

         3.2.2.1 Часовой расход пара на турбоагрегат после реконструкции:

 

                                                              (3.53)

 

       где  - годовой расход пара котла БКЗ-420-140;      

              = 3216000 тонн [30].

              - число часов работы т/а в году:

 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.

              = 8040ч [принято].

 

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

 

                                       (3.54)

 

       где  - энтальпия пара, воды [28]

 

 

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

 

                                             (3.55)

 

         3.2.2.4  Годовая выработка электроэнергии турбоагрегата после

              реконструкции: 

            

                                                  (3.56)

 

         3.2.2.5  Годовое потребление тепла на производство электроэнергии после реконструкции:

                    

                                        (3.57)  

    

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

 

                 - условного               (3.58)                       

                 - натурального               (3.59)

       

       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].

     

         3.2.2.7 Удельный расход топлива на выработку электроэнергии после реконструкции:

 

       - условного , (3.60)            

     

      - натурального  (3.61)

 

       где - расход эл. энергии на собственные нужды:

            = 0,5%  [30].

 

         3.2.2.8 Термический КПД турбоустановки после реконструкции:

 

                           ,                                    (3.62)

 

                      3596,2 - 2010 = 1586,2 кДж/кг                           (3.63)

 

       где  действительный теплоперепад турбины [33];

              - энтальпия перегретого пара:

              кДж/кг [28];

              - энтальпия насыщенного пара:

              = 2010 кДж/кг [28];

              - энтальпия отработанного пара:

                            

                           кДж/кг                                           (3.64)

 

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

              – температура насыщения:

              = 33°С  [33].

      

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

 

                         г.у.т/кВт·ч ,                     (3.65)

 

                       т.у.т/год                           (3.66)

 

         3.2.2.10 Стоимость сэкономленного в энергосистеме топлива:

 

                                   С_топл=1529,65·243= 371705у.е/год                                 (3.67)

 

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

             = 243 у.е /т.у.т [23].

 

         3.2.2.11 Суммарные капитальные вложения:

 

                     

                                                                                                                                    (68)

        где - капиталовложения в реконструкцию составляют:

              = 2500000 у.е;

              - стоимость турбоагрегата до реконструкции:

              ;

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

              ;

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

              ;

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

             [23]

 

         3.2.2.12 Срок окупаемости капиталовложений за счёт разности в стоимости топлива:

 

                            Т_ок= /С_топл=3250000/371705 9года                                 (3.69)

 

         3.2.2.13 Удельные капитальные вложения:

 

                                                                           (3.70)

 

         3.2.2.14 Себестоимость производимой продукции после реконструкции:

 

      (3.71)            

 

       где  α_сн – коэффициент собственных нужд:

              α_сн = 5,25% [принято];

              α_пот – коэффициент потерь (в генераторе, трансформаторе):

              α_пот = 2% принято [20].

 

          3.2.2.14.1 Годовые эксплуатационные затраты:

 

                           = =25860+9206,4+1012500+1350000+38790+23167911,6+10633+320065,6 = 25646966,2у.е/год                                                                                                 (3.72)

 

         3.2.2.14.2 Составляющая себестоимости по заработной плате:

 

                          (3.73)

 

       где Ч – численность обслуживающего персонала. Численность персонала, необходимая для обслуживания турбоустановки до реконструкции составляет: