Дипломная работа. Реконструкция КТЦ ТЭЦ с модернизацией ПТ 65-75-130-13. 2008 г. / 8. экономика

8. Технико-экономическое обоснование проекта

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.[14]

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

Часовой расход пара на турбоагрегат до реконструкции:

Часовой расход пара на турбоагрегат после реконструкции:

[р.2;ф242]

Часовой расход тепла на турбоагрегат на выработку электроэнергии до реконструкции:

(8.1)

Часовой расход тепла на турбоагрегат на выработку электроэнергии после реконструкции:

(8.2)

Удельный расход тепла на 1 кВт*ч до реконструкции:

(8.3)

Удельный расход тепла на 1 кВт*ч после реконструкции:

(8.4)

Для определения годовых расходов тепла и топлива принимаем, что турбоагре-

гат работает круглый год за исключением месяца ремонта. В этом случае число часов использования номинальной мощности турбоагрегата определяется в размере 8040 часов в год.

Годовая выработка электроэнергии турбоагрегата до реконструкции:

(8.5)

ДП 1-43 01 05.08.61.06

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Разраб.

З Залеский И.С.

7. Технико-экономическое обоснование проекта

Лит.

Лист

Листов

Руковод.

Шаповалов А.В.

Д

125

Консульт.

Полозова О.А.

ГГТУ им. П. О. Сухого,

ПТЭ и Э

Н. контр.

Смирнов Н.А.

Зав. Каф.

Овсянник А.В.

Годовая выработка электроэнергии турбоагрегата после реконструкции:

(8.6)

Годовое потребление тепла на производство электроэнергии до реконструкции:

(8.7)

Годовое потребление тепла на производство электроэнергии после реконструкции:

(8.8)

Годовой расход топлива на производство электроэнергии на турбоагрегате до реконструкции:

- условного (8.9)

- натурального

Годовой расход топлива на производство электроэнергии на турбоагрегате после реконструкции:

- условного (8.10)

- натурального

где к.п.д. котла (нетто) определён с учётом расхода тепла на собственные нужды в размере 5,8 % (η_к^нт=η_к^бр*0,942). η_к^бр=0,94.

η_тр – потеря тепла в паропроводах, η_тр=0,98.

Приняв расход электроэнергии на собственные нужды турбоагрегата в размере 0,5%, определим удельный расход топлива на отпуск электроэнергии.

Удельный расход топлива на отпуск электроэнергии до реконструкции:

- условного (8.11)

- натурального

Удельный расход топлива на выработку электроэнергии после реконструкции:

- условного (8.12)

- натурального

Годовая экономия топлива в энергосистеме, полученная в результате реконструкции:

г.у.т/кВт*ч (8.13)

т.у.т/год (8.14)

ДП 1-43 01 05.08.61.06

Лист

125

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Цена топлива равна 146,03 долл.США/т.у.т, тогда стоимость сэкономленного в энергосистеме топлива составит:

С_топл=1529,65*146,03=223,252417 тыс.долл./год=479322940,4 руб./год (8.15)

Капиталовложения в реконструкцию составляют :

2462106944 руб=114676616 долл.США

Стоимость турбоагрегата до реконструкции:

3568440616 руб=1662058,97 долл.США

Срок окупаемости капиталовложений за счёт разности в стоимости топлива составит:

Т_ок=К_рек/С_топл=1146,766/223,176=5,1года (8.16)

Годовой фонд заработной платы.

Численность персонала, необходимая для обслуживания турбоустановки составляет 20 человек.

(8.17)

где Ч – численность обслуживающего персонала, чел;

Т_ст1 – месячная тарифная ставка первого разряда, руб.мес;

k_тар1, k_тар2– тарифные коэффициенты, принимается в соответствии с действующей тарифной сеткой для работников производственных отраслей экономики РБ. Принимаем значение k_тар1 равное 1,57, что соответствует четвёртому разряду и значение k_тар2 равное 1,73, что соответствует пятому разряду ;

k_тхн – коэффициент технологических видов работ, равен 1,3.

k_пр.доп – коэффициент, учитывающий премиальные начисления и доплаты. Принимаем его равным 1,8.

Отчисления на социальные нужды определяются в соответствии с их составом и нормативами отчислений и платежей по действующему законодательству:

- нормы отчислений: отчисления в фонд социальной защиты населения 35%;

- страхование от несчастного случая – 0,3%;

И_соц=И_зп*0,353=157528800*0,353=57182954,4 тыс.руб=26633,9 долл/год (8.18)

Амортизационные отчисления до реконструкции:

И_ам=Н_ам*К_т=4,5*1662058,97*2147/100=160579820 руб./год (8.19)

ДП 1-43 01 05.08.61.06

Лист

126

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Амортизационные отчисления после реконструкции:

И_ам=Н_ам*К_рек=4,5*6030547560/100 =2713746402 руб./год=126397,1 долл/год (8.20)

где Н_ам – средняя норма амортизации. Принимаем значение 4,5;

К_рек – стоимость после реконструкции;

Затраты на ремонтно-эксплутационное обслуживание до реконструкции:

И_рэо= Н_рэо* К_т=6*1662058,97*2147/100 =214106436 руб./год (8.21)

Затраты на ремонтно-эксплутационное обслуживание после реконструкции:

И_рэо= Н_рэо* К_об=6*2808825,133/100=168529,508 долл/год =361832853,6 руб/год

(8.22)

где Н_рэо – норма отчислений на ремонт и обслуживание. Принимаем равным 6%.

Прочие расходы:

И_пр=Н_пр*И_зп=1,5*73371,5=110057,25 долл/год =236292915,8 руб/год (8.23)

где Н_пр – норма прочих расходов. Принимаем значение 150%

Стоимость топлива до реконструкции:

И_топ=В_ээ^год*Ц_т=89415,5*146,03*2147=2,803412* 10¹⁰ руб/год (8.24)

Стоимость топлива после реконструкции:

И_топ=В_ээ^год*Ц_т=95341,2*146,03*2147=2,9891975*10¹⁰ руб/год (8.25)

Стоимость воды до реконструкции:

И_в=D^год_в*Ц_в=32160000*27=868320000 руб/год (8.26)

где D^год_в- расход воды, м³.

Стоимость сбросов нормативно очищенных вод до реконструкции:

И_в=D^год_в*Ц_в=29145000*55,5=1617547500 руб/год (8.27)

Стоимость сбросов нормативно очищенных вод после реконструкции:

И_в=D^год_в*Ц_в=28944000*55,5=1606392000 руб/год (8.28)

ДП 1-43 01 05.08.61.06

Лист

127

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Себестоимость производимой продукции до реконструкции:

(8.29)

Себестоимость производимой продукции после реконструкции:

(8.30)

где И_т – годовые расходы ТЭЦ на турбину до реконструкции;

И_т.рек - годовые расходы ТЭЦ на реконструкции;

α_сн – коэффициент собственных нужд, принимаем 5,25%;

α_сн – коэффициент потерь (в генераторе, трансформаторе, транспортировании), принимаем 2%.

Таблица 7.1

Расчёт уровня внутренней доходности

Внутренняя норма доходности

Проект принесет прибыль в размере 19,18%

Динамический срок окупаемости

лет

ДП 1-43 01 05.08.61.06

Лист

128

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Рис. 7.1.1 Норма внутренней рентабельности

Рис. 7.1.2 Распределение дисконтированного дохода по годам.

ДП 1-43 01 05.08.61.06

Лист

129

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Таблица 7.2

Основные показатели эффективности

ДП 1-43 01 05.08.61.06

Лист

130

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Реализация данного проекта позволит увеличить мощность турбоагрегата путем увеличения размеров проточной части и увеличения расхода пара на турбоагрегат, что в свою очередь позволит загрузить котлы (согласно балансовым испытаниям при увеличении истиной паропроизводительности котлоагрегата БКЗ -210-140 с 187,4 т/ч до 200,7 т/ч расход газа уменьшается с 14,8 м³/ч до 14,1м³/ч).

На основании технико-экономического расчета:

• Удельный расход пара на выработку 1 кВт*ч после реконструкции уменьшается;

• Удельный расход топлива на выработку 1 кВт*ч после реконструкции уменьшается;

• Экономия условного топлива составляет 2,93 г.у.т./кВт*ч;

• Срок окупаемости проекта за счет разницы стоимости топлива составляет 5,1 лет;

• Динамический срок окупаемости составляет 6 лет;

• Внутренняя норма доходности составляет 19,18 %.

ДП 1-43 01 05.08.61.06

Лист

131

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата