8.5 Обоснование экономической эффективности проекта
-
Приведенные затраты
(8.36)
где ЕН – коэффициент экономической эффективности (для энергетики ЕН=0,13).
КПГУ
тыс.руб.,
ПТУ
тыс.руб.
.
-
Абсолютный срок окупаемости
,
(8.37)
КПГУ
лет,
ПТУ
лет.
,
т.е. инвестиции в проектируемую КПГУ
окупятся за счет прибыли быстрее, чем
инвестиции в аналогичную ПТУ.
-
Рентабельность капиталовложений
,
(8.38)
КПГУ
,
ПТУ
,
т.е. прибыль, получаемая с каждого рубля
инвестиций, для проектируемой КПГУ
больше, чем для ПТУ.
-
Рентабельность производства
,
(8.39)
КПГУ
,
ПТУ
.
,
т.е. прибыль, полученная с 1 руб. текущих
затрат, для проектируемой КПГУ больше,
чем для аналогичной ПТУ.
-
Чистый дисконтированный доход
(8.40)
где
,
р – ставка дисконтирования, принимается как среднее арифметическое от уровня инфляции (12%), риска по модернизации (6%) и минимальной рентабельности р = 0,11.
Таблица №8.6 – К расчету ЧДД
|
год |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
ЧДД t КПГУ |
-5848001 |
-4093796,9 |
-2513433 |
-1089681,5 |
192977,4* |
1348526 |
2389561 |
|
ЧДД t ПТУ |
-2619362 |
-1920563,4 |
-1291015 |
-723854,46 |
-212899 |
247421,36* |
662124,3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
|
3327430 |
4172357,1 |
4933552,7 |
5619315 |
6237118 |
6793698 |
7295120,8 |
7746853 |
|
662124,3 |
998706,55 |
1301933,8 |
1575111 |
1821217,5 |
2042935 |
2242679,8 |
2422630 |
ЧДД>0 (доходы>расходов), вложение инвестиций в проект экономически эффективно.
Для КПГУ ЧДД5>0, а для ПТУ ЧДД6>0.
Через
6 лет окупятся обе установки, но
предпочтительнее КПГУ, т.к.
.
-
Динамический срок окупаемости
,
(8.41)
где 
последний год, в
котором ЧДД0
и равен
,
чистый дисконтированный доход, в год
(
+1).
Для КПГУ
года,
Для ПТУ
лет.
Проектируемая установка окупится на 2 года раньше, чем ПТУ.
-
Индекс доходности
,
(8.42)
где ДД – дисконтированный доход,
,
(8.43)
где ДР – дисконтированный расход,
.
(8.44)
Таблица №8.7. – К расчету ИД
|
год |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
ДДкпгу |
3153300,5 |
5994111,8 |
8553401 |
10859067 |
12936244 |
14807574 |
16493458 |
|
ДРкпгу |
5848001 |
6934608,2 |
7913534 |
8795448,3 |
9589966 |
10305748 |
10950596 |
|
ДДкпгу |
894780,84 |
1700889,7 |
2427114 |
3081369,9 |
3670790 |
4201798,7 |
4680185 |
|
ДРпту |
2619362 |
2726672,3 |
2823348 |
2910443,6 |
2988908 |
3059596,5 |
3123280 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
|
18012271 |
19380572 |
20613275 |
21723819 |
22724308 |
23625650 |
24437670 |
25169220 |
|
11531541 |
12054914 |
12526422 |
12951204 |
13333890 |
13678652 |
13989249 |
14269066 |
|
5111164 |
5499432,9 |
5849224,9 |
6164353 |
6448251,8 |
6704017 |
6934435,6 |
7142020 |
|
3180652 |
3232339,2 |
3278904 |
3320854 |
3358647,2 |
3392695 |
3423368,6 |
3451003 |
,
.
Т.к. ИД>1, то оба проекта эффективны, но предпочтительнее КПГУ, потому что ИДКПГУ>ИДПТУ.
Показатели экономической эффективности проектируемой КПГУ и существующей ПТУ представлены в табл. 8.8.
Таблица №8.8. – Показатели экономической эффективности
|
|
З |
Т |
r |
Р |
ЧДД |
tСРОК |
ИД |
|
КПГУ |
2141871,2 |
3,30 |
0,303 |
128,2 |
ЧДД5>0 |
4,8 |
1,8
|
|
ПТУ |
851447,44 |
6,8 |
0,1465 |
75,13 |
ЧДД6>0 |
5,5 |
1,69 |
Приведенные затраты КПГУ больше, чем ПТУ, но срок окупаемости 4,8 года меньше нормативного, составляющего для энергетики 6,7 лет, и меньше срока окупаемости ПТУ.
При этом капиталовложения во внедряемую установку составили 5848001 тыс руб, а прибыль от реализации энергии - 1771669,4 тыс.руб. Прибыль, получаемая с каждого рубля инвестиций, для проектируемой КПГУ составила 0,303, а для ПТУ – 0,146. Для КПГУ ЧДД5>0, а для ПТУ ЧДД6>0.
После проведенных расчетов можно сделать вывод об экономической эффективности инвестиций в надстройку ТЭЦ на базе паротурбинной установки Т-110-130 газотурбинным контуром ГТЭ-160.
Заключение
В дипломной работе выполнены проектные расчеты по созданию газопаротурбинной энергетической установки мощностью NЭКПГУ=157 МВт на базе газотурбинной установки ГТЭ-160 и паровой турбины Т -110-130.
Установка позволяет обеспечить потребителя электроэнергией и теплотой, за счет выработки электрической энергии паротурбинным контурам, путём выработки пара (и горячей воды) в котлах-утилизаторах за счёт утилизации в них тепла уходящих газов ГТУ.
Принято ряд мер для повышения эффективного КПД газопаротурбинной установки. В комбинированной газопаротурбинной установке для выработки пара наряду с утилизационной теплотой используется теплота, получаемая сжиганием дополнительного количества топлива в камере дожигания котла-утилизатора.
На данном режиме при стандартных стендовых условиях рассчитанная комбинированная ПГУ с дожиганием топлива эффективнее простой ПТУ.
Осуществлен
расчет термодинамических параметров
газотурбинной установки. Построены
климатические характеристики двигателя
при изменение температуры от +45…-45 0
С.
Выполнен расчет дроссельных характеристик
ГТУ от значений
=
0,85; 0,9; 0,95; 1,05, а также влияние изменений
температуры окружающей среды на основные
параметры комбинированной энергетической
установки.
Выполнен проверочный расчёт подогревателя низкого давления ПН-250-16-7. Из расчёта видно, что использование ПН-250-16-7 в качестве ПНД удовлетворяет потребности турбоустановки Т-110-130.
Проведена оценка вредных и опасных факторов возникающих при эксплуатации КПГУ.
Выполнено технико-экономическое обоснование проекта. Которое подтверждает экономическую целесообразность построения комбинированной парогазовой установки. Приведенные затраты КПГУ больше, чем ПТУ, но срок окупаемости 4,8 года меньше нормативного, составляющего для энергетики 6,7 лет, и меньше срока окупаемости ПТУ.
При этом капиталовложения во внедряемую установку составили 5848001 тыс руб, а прибыль от реализации энергии - 1771669,4 тыс.руб. Прибыль, получаемая с каждого рубля инвестиций, для проектируемой КПГУ составила 0,303, а для ПТУ – 0,146.
Список литературы
-
Александров А.А., Григорьев Б.А. Таблица теплофизических свойств воды и водяного пара. Справочник.– М.:МЭИ, 1999г;
-
Арьков Ю.Г. , Шайхутдинов З.Г. Конвертирование АД для использования в наземных энергетических установках.- Уфа: изд УАИ, 1986;
-
Белов С. В., Ильницкая А. В., Козьяков А. Ф. и др. Безопасность
жизнедеятельности: Учебник для вузов. – 2–е изд., испр. и доп. – М.: Высшая школа, 1999 г. – 488 с.;
-
Влияние начальных параметров на тепловую экономичность газо-
паротурбинной установки: Методические указания к лабораторной работе по дисциплине “Тепловые и атомные электрические станции”. Сост. И. З. Полещук. – Уфа: УГАТУ, 2002 – 26с.;
-
Волкова Е., Новикова Т., Шульгина В. Экономическая целесообразность форсированного внедрения ПГУ и ГТУ при обновлении тепловых электростанций//Газотурбинные технологии. 2004.Январь–Февраль. с. 20-24;
-
ГОСТ Р ИСО 11042-1-2001 УСТАНОВКИ ГАЗОТУРБИННЫЕ Методы определения выбросов вредных веществ;
-
Инструкция по эксплуатации турбины ПТ-60-130, Уфимская ТЭЦ-2.–Уфа, 2003г;
-
Котлер В.Р. Беликов С.Е., Верещетин В.А. Использование газа на тепловых электростанциях США и проблемы экологии//Электрические станции. 2004. №4. с. 66 – 68.;
-
Крюков А.И., Аксельрод С.Е. Перспективы развития и некоторые пути
совершенствования конструкций ГТД. – Уфа: изд. УАИ, 1979. – 50 с.;
-
Кукин П.П., Лапин В.Л. и др. Безопасность технологических процессов и производств. Охрана труда. – М.: Высшая школа, 2002. – 319 с., ил.;
-
Новикова Т.В., Ерохина И.В., Хоршев А.А. Масштабы внедрения ПГУ и ГТУв среднесрочной перспективе//Газотурбинные технологии. 2005. Сентябрь. с. 6 – 9;
-
Ольховский Г.Г., Трушечкин В.П., Малахов С.В., Агеев А.В. Диаграмма режимов ГТУ V94.2 Северо-Западной ТЭЦ// Электрические станции. 2003. №11. с. 2 – 6;
-
ОНД-86. Методика расчёта концентраций в атмосферном воздухе вредных веществ, содержащихся в выбросах предприятий. Л.,1987.;
-
Полещук И.З. Составление и расчет принципиальных тепловых схем ТЭЦ. Методические указания к курсовому проекту по дисциплине “ТЭС и АЭС”, /Уфимский гос. авиац. тех.ун – т. – Уфа, 2003;
-
Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. – М.: Энергия, 1976.;
-
Стандарт предприятия (СТП УГАТУ 002-98). Требования к построению, изложению, оформлению.-Уфа.:1998;
-
Стерман Л.С., Лавыгин В.М., Тишин С.Г. Тепловые и атомные электрические станции. Учебник для вузов. – М.: Издательство МЭИ, 2004;
-
Трухний А.Д., Ломакин Б.В. Теплофикационные паровые турбины и турбоустановки. Учебное пособие для вузов.– МЭИ, 2002г;
-
Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций, М.: МЭИ, 2002;
-
Цанев С.В., Буров В.Д., Карташев Д.В. Технические решения по регулированию электрической нагрузки одновальных энергетических ГТУ. Российский и зарубежный опыт// Электрические станции.2005. №4. с.9–13;
-
Эксплутационная готовность и надежность современных промышленных газотурбинных двигателей// Газотурбинные технологии. 2005. Март. с. 2 – 4;
-
www.fips.ru;
Приложения
Приложение А
(обязательное)
Принципиальная схема паротурбинной установки Т-110-130
Рисунок А - Принципиальная схема паротурбинной установки Т-110-130
Приложение Б
(обязательное)
Принципиальная схема комбинированной парогазовой установки на базе Т-110-130 и ГТЭ-160
Рисунок Б - Принципиальная схема комбинированной парогазовой установки на базе Т-110-130 и ГТЭ-160
Приложение В
(обязательное)
Разрез газовой турбины ГТЭ-160
Рисунок В1 – Продольный разрез ГТЭ-160
Рисунок В2 – Поперечный разрез ГТЭ-160
П
риложение
Г
(обязательное)
Подогреватель низкого давления ПН-250-16-7
Рисунок Г - Подогреватель низкого давления ПН-250-16-7
Приложение Е