- •Часть II
- •Часть II
- •Составители
- •20 Ноября 2008 г. (протокол № 4)
- •Введение.
- •Тема: «Обоснование эффективности инвестиций в электросетевые объекты» Задача №1
- •Решение
- •Задача №2
- •Решение
- •Задача №3
- •Решение
- •Задача №4
- •Решение
- •Задача №5
- •Решение
- •Задача №6
- •Решение
- •Тема: «Экономическая эффективность централизации энергоснабжения» Задача №7
- •Решение
- •Задача №8
- •Решение
- •Решение
- •Тема: «Технико-экономические характеристики электростанций»
- •Задача №15
- •Решение
- •Задача №16
- •Решение
- •Задача №17
- •Решение
- •Тема: «Экономические проблемы обоснования оптимальной мощности электростанций в энергосистеме» Задача №18
- •Решение
- •Задача №19
- •Решение
- •Задача №20
- •Решение
- •Тема: «Экономическая эффективность теплофикации»
- •Задача №21
- •Решение
- •Задача №21
- •Решение
- •Задача №22
- •Решение
Задача №4
Определить капитальные и удельные капитальные затраты в ТЭЦ при установке на электростанции одной турбины типа ПТ-50-130 и трех турбин Т-50-130 при компоновке оборудования по схеме с поперечными связями (капитальные затраты в агрегаты включают не только капитальные затраты в парогенераторы и турбину, но и затраты во вспомогательное оборудование, здания и сооружения).
Таблица 1
|
Капитальные затраты, руб. |
|
|
в первоочередной агрегат |
в последующий агрегат |
Парогенератор |
800·106 |
680·106 |
Турбоагрегат ПТ-50-130 |
600·106 |
510·106 |
Турбоагрегат Т-50-130 |
467·106 |
421,3·106 |
На ТЭЦ установлены четыре однотипных парогенератора, один из которых резервный. ТЭЦ строится в районе Тюмени .
Решение
При компоновке оборудования по схеме с поперечными связями капитальные затраты определяются по формуле:
где - капитальные затраты в первоочередной и последующий парогенераторы, ,
- капитальные затраты в резервный парогенератор,
- капитальные затраты в первоочередной и последующий турбоагрегат, ,
- число рабочих парогенераторов и число турбоагрегатов соответственно.
Удельные капитальные затраты в ТЭЦ составят:
Задача №5
Выбрать вариант вложения инвестиций в строительство КЭС, используя различные критерии оценки эффективности инвестиционных проектов:
минимальные текущие затраты;
максимальная прибыль;
максимальная рентабельность;
минимальный срок окупаемости
при исходных данных, представленных в табл.2.
Таблица 2
Исходные данные
|
КЭС-1 |
КЭС-2 |
, |
400 (4·100) |
400 (2·200) |
вид топлива |
уголь |
природный газ |
, |
5000 |
5000 |
, |
30 |
25 |
, |
340 |
320 |
, |
700 |
1600 |
, |
3,5 |
3 |
, |
0,4 |
0,3 |
ФОТ, |
28 |
26 |
, |
5 |
8 |
, |
7 |
5 |
, |
0,9 |
0,8 |
Решение
Расчет показателей приведен в табл. 3.
Таблица 3
Расчет показателей
показатель |
КЭС-1 |
КЭС-2 |
1 |
2 |
3 |
, |
|
|
, |
||
, |
|
|
, |
||
, |
|
|
, |
||
1 |
2 |
3 |
, |
|
|
1 |
2 |
3 |
, |
||
, |
|
|
, |
||
, |
|
|
, |
||
, |
|
|
, |
||
, |
||
, |
|
|
, |
|
|
, |
||
, |
|
|
, |
||
, |
|
|
, |
||
, |
|
|
Критический объем производства электроэнергии:
На рис. 1 графически представлено нахождение точки безубыточности.
Рис. 1 . График безубыточности
Таблица 4
Расчет показателей
показатель |
КЭС-1 |
КЭС-2 |
1 |
2 |
3 |
, |
||
, |
|
|
, |
||
, |
|
|
, |
||
, |
|
|
, |
|
|
, |
||
, |
|
|
При одинаковых тарифах на электроэнергию
При разных тарифах на электроэнергию (в условиях конкурентного рынка э/э и мощности)
Рентабельность: .
Срок окупаемости