Расчет себестоимости единицы продукции ТЭЦ

Расход топлива на производство тепловой энергии [14]:

В_Т = , т.у.т., (3.14)

где h_k – КПД замещаемой котельной.

В_Т = = 7517,07 т.у.т.

Расход топлива на производство электроэнергии [14]:

В_Э = В_ТЭЦ – В_Т, т.у.т. (3.15)

В_Э = 23031 – 7517,07 = 15513,9 т.у.т.

Коэффициент отношения расхода топлива на выработку электрической энергии к общему расходу топлива на суммарную выработку энергии на ТЭЦ a_Э находится по следующей формуле [14]:

a_Э = . (3.16)

a_Э = = 0,674.

Издержки на производство каждого вида энергии распределялись соответственно коэффициенту a_Э, т.е. на производство тепла приходится 0,326 от суммарных издержек, а на производство электроэнергии 0,674.

Себестоимость электроэнергии можно найти из следующего выражения [14]:

, руб/кВт·ч. (3.17)

= = 460,3 руб/кВт·ч.

Себестоимость тепловой энергии найдена из следующего выражения [14]:

, руб/Гкал. (3.18)

= = 287,7·10³ руб/Гкал.

3.5 Определение финансовой эффективности проекта при реализации за счет собственных средств

Расчет велся с учетом заданного распределения капитальных вложений по годам и с учетом распределения выручки по годам. Чистый поток наличности определялся для года t по следующей формуле [14]:

ЧПН_t = ПН_t – К_t. (3.19)

Дисконтированный поток наличности для года t определялся по формуле [14]:

ДЧПН_t = . (3.20)

Чистый дисконтированный доход определялся по формуле [14]:

NPV = . (3.21)

При NPV >0 проект является прибыльным.

Определяем коэффициент издержек без топливной составляющей, И_ПОСТ [14]:

И_ПОСТ = И – И_Т, руб/год. (3.22)

И_ПОСТ = 41683·10⁶ – 34875,6·10⁶ = 6807,4·10⁶ руб/год.

Точка безубыточности (минимальный объем реализуемой энергии) найдена аналитически по формуле [14]:

CP = ·100%, %. (3.23)

CP = ·100% = 36,2 %.

Период окупаемости РВР найдем из графика NPV в точке пересечения с осью абсцисс.

Внутренняя норма доходности IRR найдена из условия [14]:

NPV = = 0.

При выполнении условия IRR > r_б проект является прибыльным.

Общая рентабельность ТЭЦ [14]:

Финансовые показатели проекта при реализации за счет собственных средств приведены в таблице 3.2.

Основные показатели сведены в таблицу 3.2. Результаты расчетов приведены в приложении Б в таблице Б1. График распределения NPV по годам реализации проекта приведен в приложении В на рисунке В1.

Из графика видно, что срок окупаемости ТЭЦ составляет 3,9 года при ставке дисконта Е = 0,1. Внутренняя ставка доходности IRR = 47,3 %.

Экономические расчеты показывают, что срок окупаемости капиталовложений в установки комбинированного производства электроэнергии и теплоты с АГТД составляет до 4 лет при реализации проектов за собственные средства, при вводе р работу установок большей мощности сроки могут варьироваться от 3 до 7 лет.

Срок строительства может составлять от нескольких недель, при монтаже небольших установок электрической мощностью до 5 МВт, до 1,5 лет при вводе установки электрической мощностью 25 МВт и тепловой 39 МВт. Сокращенные сроки монтажа объясняются модульной поставкой электростанций на базе АГТД с полной заводской готовностью(установка состоит из монтажных блоков). Таким образом, основные преимущества конвертированных АГТД сводятся к следующим: низкие удельные капиталовложения, небольшой срок окупаемости, сокращенные сроки строительства, возможность полной автоматизации станции и так далее.

Для сравнения произведем расчет для типовой ТЭЦ аналогичной мощности. Все данные взяты условно равными с ГТУ на базе АГТД, капитальные вложения рассчитаны для типовых ТЭЦ, со стандартными турбинами, применяемыми в нашей стране. Основные показатели сведены в таблицу 3.3. Результаты расчетов приведены в приложении Б в таблице Б2. График распределения NPV по годам реализации проекта ГТТЭЦ на базе АГТД приведен в приложении В на рисунке В2.

Таблица 3.2 – Сводная таблица технико-экономических показателей ТЭЦ на

базе конвертированного АГТД АИ-20.

Наименование показателей	Единица измерения	Величина
1. Установленная электрическая мощность	МВт	7,5
2. Капиталовложения	руб	30276·10^6
3. Годовой отпуск электроэнергии	кВт×ч	42525·10^6
4. Годовой отпуск теплоты	Гкал	47357,53
5. Себестоимость единицы электроэнергии теплоты	руб/кВт×ч руб/Гкал	460,3 287,7·10^3
6. Балансовая (валовая) прибыль	руб	115169,4·10^6
7. Cрок окупаемости капиталовложений	лет	3,9
8. Точка безубыточности	%	36,2
9. Рентабельность (общая)	%
10. Внутренняя ставка доходности	%	47,3

Таблица 3.3 – Сводная таблица технико-экономических показателей

типовой ТЭЦ.

Наименование показателей	Единица измерения	Величина
1. Установленная электрическая мощность	МВт	7,5
2. Капиталовложения	руб	90000·10^6
3. Годовой отпуск электроэнергии	кВт×ч	42525·10^6
4. Годовой отпуск теплоты	Гкал	47357,53
5. Себестоимость единицы электроэнергии теплоты	руб/кВт×ч руб/Гкал	650,3 325,6·10^3
6. Балансовая (валовая) прибыль	руб	115169,4·10^6
7. Cрок окупаемости капиталовложений	лет	9,2
8. Точка безубыточности	%	65,83
9. Рентабельность (общая)	%
10. Внутренняя ставка доходности	%	11,89

Из результатов проведенных расчетов хорошо видно, что типовые ГТУ уступают по технико-экономическим параметрам ГТУ на базе АГТД.

Для того чтобы сравнительный анализ основывался не только на теоретических данных, был более полным и давал больше представления об исследуемой установке, приведем примеры действующих газодвигательных мини-ТЭЦ в Республике Беларусь, успешно введенных в работу на некоторых предприятиях. Основные технико-экономические параметры данных предприятий указаны в таблице 3.4 [15].

Таблица 3.4 – Технико-экономические показатели газодвигательных мини-ТЭЦ существующих в Республике Беларусь

Показатели	«БЦЗ» 1-ая очередь г. Костюковичи Могилевская обл.	ОАО «Полимир» г. Новополоцк Витебская обл.	ОАО «Могилев- химволокно» г. Могилев	НПО «Интеграл» г. Минск
Установленная мощность, МВт			14,7	17,4
Годовая выработка электроэнергии, млн кВт×ч
Себестоимость электроэнергии, руб./кВт×ч	476,76	389,76	373,23	358,44
Удельные капитальные вложения, млн. руб./кВт×ч	8,312650	9,091150	10,336750	13,078800
Срок окупаемости капитальных вложений, лет	14,3	19,9	12,8	16,1
Экономический эффект предприятия, тыс. долл. США	33596,6	55636,8	44651,3

Произведя сравнение нетрудно заметить, что на фоне уже действующих установок, газотурбинные установки на базе конвертированных авиационных двигателей имеют ряд преимуществ. Рассматривая АГТУ в качестве высокоманевренных энергетических установок, необходимо иметь и виду возможность их значительной перегрузки путем перевода на парогазовую смесь (за счет впрыска воды в камеры сгорания), при этом можно достигнуть почти трехкратного увеличения мощности газотурбинной установки при относительно небольшом снижении ее коэффициента полезного действия [16].

Эффективность этих станций значительно возрастает при их размещении на нефтяных скважинах, с использованием попутного газа, на нефтеперерабатывающих заводах, на сельскохозяйственных предприятиях, где они максимально приближены к потребителям тепловой энергии, что снижает потери энергии при ее транспортировке [17].

Выводы по главе

Проведена технико-экономическая оценка газотурбинной ТЭЦ на базе АГТД АИ-20, выполненен сравнительный анализ технико-экономических показателей газодвигательных мини-ТЭЦ существующих в Республике Беларусь с результатами, полученными в процессе исследований. Произведен расчет технико-экономических показателей типовой ТЭЦ и их сравнение с технико-экономическими показателями мини-ТЭЦ на базе АГТД.

На основании полученных результатов и проведенных исследований можно утверждать, что исследуемая установка по своим характеристикам и основным показателям вполне конкурентоспособна с действующими в настоящее время ГТУ, по некоторым пунктам имеет ряд преимуществ, главными из которых являются низкие капитальные вложения в реализацию проекта и невысокий срок окупаемости.

С помощью данных расчетов наглядно показано, что возможность создания газотурбинной ТЭЦ на базе АГТД обоснована и может быть реализована на предприятиях Республики Беларусь.

Дата добавления: 2015-12-07