диплом_1 / 6 ТЭО-12

72

6. ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНЕ ОБГРУНТУВАННЯ

Будь-який інвестиційний проект незалежно від джерел фінансування повинен бути економічно виправданий, тобто вигода отримана від проекту повинна покривати витрати необхідні для його реалізації. Для оцінки економічної ефективності впровадження МІНІ-ТЕЦ проведемо розрахунок основних економічних показників.

У даному розділі приведені результати виконаної оцінки ефективності використання інвестиційних ресурсів на реалізацію проекту установки мікротурбіни на базі котельної ОНПУ. Мета проведення даних розрахункових досліджень полягає в отриманні науково-обгрунтованої інформації для ухвалення рішення про інвестування проекту.

Оскільки інвестиції є довгостроковим вкладенням економічних ресурсів з метою створення і отримання чистих вигод в майбутньому, для оцінки ефективності інвестування необхідно всі необхідні вкладення і віддачу за проектом оцінити з урахуванням тимчасової цінності грошей. Тобто з урахуванням тієї обставини, що сума грошей, що знаходиться у розпорядженні інвестора в даний час, володіє більшою цінністю, чим така ж сума в майбутньому. Тому при оцінці ефективності варіантів використовується принцип дисконтування потоку реальних грошей.

Передбачається установка одного противодавленческого турбоагрегату. Встановлена електрична потужність турбіни 350 кВт з параметрами пари 1,3 МПа і температурою 192°C.

6.1 Початкові данні

Годинна витрата пари на турбоагрегат: =6,3 т/год.

Потужність мікротурбіни: =350 кВт∙год;

Кількість годин опалювального сезону: Т=3600 год;

Теплове навантаження на опалювання і вентиляцію: Q_{о.в.г.в.,} Гдж/ч;

ККД мережевого теплообмінника: =0,98;

ККД котла: =0,88;

Нижча теплота згоряння газу: = 0,032ГДж/м³.

6.2 Розрахунок техніко-економічного обгрунтування

Годинна витрата тепла на турбоагрегат на вироблення електроенергії:

_{де ho – ентальпія пари на вході у турбіну, кДж/кг;}

h_п – ентальпія пари на виході з турбіни, кДж/кг.

Питома витрата тепла на 1 кВт∙год:

Для визначення річних витрат тепла і палива приймаємо, що турбоагрегат працюватиме в опалювальний період, за винятком технічного обслуговування. В цьому випадку число годинника використання встановленої потужності турбоагрегату визначається у розмірі 2500 годин у рік.

Річне вироблення електроенергії турбоагрегату:

Річне споживання тепла на виробництво електроенергії:

Річна витрата палива на котельній до реконструкції:

де Т – кількість годин опалювального сезона, год;

Qо.в.г.в. – середньорічне значення теплової нагрузки котельної на опалення, вентеляцію, горяче водопостачання, ГДж/год;

- відповідно ККД мережевого теплообмінника і котлоагрегата.

Після модернізації і встановлення мікротурбіни котельна, звичайно, буде споживати дещо більше палива, це пов’язано з тим що мікротурбіна редукціює пару до тиску 0,3 МПа, а РОУ до 0,6 МПа, можна визначити перевитрату палива, помноживши річнувитрату палива до реконструкції на коефіцієнт, що характеризує необхідне збільшення паровироблення:

_{де D’ – середньорічна годинна витрата пари на мережевий теплообмінник після встановлення мікротурбіни, т/год;}

_{D – нинішна середньорічна годинна витрата пари, т/год.}

Тепер можна легко визначити річну перевитрату палива, пов’язану з встановленням мікротурбіни:

Розрахуємо далі річні затрати, призведені перевитратою палива:

И_пал=ΔВ∙С_пал=37,128∙250=9,7 тис. долл./рік,

де С_пал – ціна 1000м³ газу.

Затрати на ремонтно-експлуатаційне обслуговування:

И_рэо= Н_рэо· К_об=4·357/100=14,3 тыс. долл./год,

де К_об – ціна обладнання;

И_рэо– норма відрахувань на ремонт і обслуговування, приймаємо рівним 4%.

Річний фонд заробітної платы:

Кількість персоналу, необідна для обслуговування турбоустановки складає четверо робітників:

И_зп= Ч_роб· 12·Т=4·12·300·0,001=14,4 тыс долл./рік,

де Т – місячний оклад одного робітника, долл. ;

Ч _роб – кількість робітників, що обслуговують мікротурбіну.

Сумарні щорічні витрати на проект:

∑И= И_пал+ И_рэо+ И_зп=9,7+14,3+14,4=38,4 тис. долл./рік.

Річний прибуток приношуваний мікротурбіною:

П= N_т· Тч·Ц-∑И=350·2800·0,08-38000=40 тис. долл./рік,

де N_т – потужність турбіни, 350кВт·ч;

Тч – число годин роботи турбіни в рік, 2800ч;

Ц- ціна кВт/ч електроенергії 8 центів/кВт·ч.

Капіталовкладення в заходи складають:

Вартість турбогенератора складає 300 тис. долл.США.

Вартість електротехнічних пристроїв складає орієнтування 15% від вартості турбогенератора – 45 тис. долл.США;

Вартість тепломеханической частини (паропроводи і ін.) складає орієнтувально 4% від вартості турбогенератора – 12 тис. долл.США.

Вартість устаткування : К_ОБ =300+45+12=357 тис. долл.США.

Вартість будівельно-монтажних робіт при розміщенні турбогенератора в котельній 5% від вартості устаткування – 17,8 тис. долл.США;

Вартість проектних робіт 10% від вартості будівельно-монтажних робіт – 1,8 тис. долл.США;

Вартість пуско-налагоджувальних 4% від вартості устаткування – 14,3 тис. долл.США.

Отже загальні разові капіталовкладення мають становити наступну сумму:

К_тг=357+17,8+1,8+14,3=390,9 тис. долл.США.

Розрахуємо собівартість відпускаємої електроенергії:

С_э = ∑И ’/W_отп=(38400+0,045·357000)/980000=0,053 долл. США

де ∑И ’ – суммарні річні затрати з урахуванням затрат на амортизацію, що складають 4,5% щорічно від затрат на нове обладнання;

Отже собівартість електроенергії виробленої мікротурбіною складає 0,053 долларів за кВт, це дорівнює 44 коп/кВт·год, як ми бачимо така собівартість значно менша за собівартість вироблення електроенергії на електростанціях конденсаційного типу. Зазначимо, що встановлення потужнішої мікротурбіни призведе до швидшого окуплення проекту, а ставити мікротурбіну потужністю менше 300 кВт·год вже нерентабельно.

Розрахунок рівня внутрішньої прибутковості з урахуванням принципу дисконтування потоку реальних грошей:

рік	капіталовкладення (тис. долл. США)	економія(тис. долл. США)	d=10%		d=20%		Справжня сума при 10%		Справжня сума при 20%		Чистий дисконтований прибуток при 10%		Чистий дисконтований прибуток при 20%
0	391		1		1						-391,00		-391,00
1		40	0,9524		0,9434		38,10		37,74		-352,90		-353,26
2		40	0,9070		0,8900		36,28		35,60		-316,62		-317,66
3		40	0,8638		0,8396		34,55		33,58		-282,07		-284,08
4		40	0,8227		0,7921		32,91		31,68		-249,16		-252,40
5		40	0,7835		0,7473		31,34		29,89		-217,82		-222,51
6		40	0,7462		0,7050		29,85		28,20		-187,97		-194,31
7		40	0,7107		0,6651		28,43		26,60		-159,55		-167,70
8		40	0,6768		0,6274		27,07		25,10		-132,47		-142,61
9		40	0,6446		0,5919		25,78		23,68		-106,69		-118,93
10		40	0,6139		0,5584		24,56		22,34		-82,13		-96,60
11		40	0,5847		0,5268		23,39		21,07		-58,74		-75,53
12		40	0,5568		0,4970		22,27		19,88		-36,47		-55,65
13		40	0,5303		0,4688		21,21		18,75		-15,26		-36,89
14		40	0,5051		0,4423		20,20		17,69		4,95		-19,20
15		40	0,4810		0,4173		19,24		16,69		24,19		-2,51
16		40	0,4581		0,3936		18,32		15,75		42,51		13,24
17		40	0,4363		0,3714		17,45		14,85		59,96		28,09
18		40	0,4155		0,3503		16,62		14,01		76,58		42,10
19		40	0,3957		0,3305		15,83		13,22		92,41		55,32
20		40	0,3769		0,3118		15,08		12,47		107,49		67,80
21		40	0,3589		0,2942		14,36		11,77		121,85		79,56
22		40	0,3418		0,2775		13,67		11,10		135,52		90,66
23		40	0,3256		0,2618		13,02		10,47		148,54		101,14
24		40	0,3101		0,2470		12,40		9,88		160,95		111,01
25		40	0,2953		0,2330		11,81		9,32		172,76		120,33
26		40	0,2812		0,2198		11,25		8,79		184,01		129,13
27		40	0,2678		0,2074		10,71		8,29		194,72		137,42
28		40	0,2551		0,1956		10,20		7,83		204,93		145,25
29		40	0,2429		0,1846		9,72		7,38		214,64		152,63
30		40	0,2314		0,1741		9,26		6,96		223,90		159,59
31		40	0,2204		0,1643		8,81		6,57		232,71		166,16
32		40	0,2099		0,1550		8,39		6,20		241,11		172,36
33		40	0,1999		0,1462		7,99		5,85		249,10		178,21
34		40	0,1904		0,1379		7,61		5,52		256,72		183,73
35		40	0,1813		0,1301		7,25		5,20		263,97		188,93
36		40	0,1727		0,1227		6,91		4,91		270,87		193,84
37		40	0,1644		0,1158		6,58		4,63		277,45		198,47
38		40	0,1566		0,1092		6,26		4,37		283,72		202,84
39		40	0,1491		0,1031		5,97		4,12		289,68		206,96
40		40	0,1420		0,0972		5,68		3,89		295,36		210,85