Автор работы: Пользователь скрыл имя, 16 Мая 2014 в 23:32, курсовая работа
В данном курсовом проекте необходимо провести анализ для определения наиболее эффективной схемы энергоснабжения. Сначала необходимо произвести технико-экономическое обоснование обеих схем, а затем провести анализ эффективности.
Введение…………………………………………………………………………3
I Проектная часть……………………………………………………………….4
1. Технико-экономическое обоснование схемы комбинированного энергоснабжения………………………………………………………………..4
1.1. Выбор мощности основного оборудования проектируемой ТЭЦ………………………………………………………………………………..4
1.2. Планирование режимов работы энергетического оборудования и расчет расхода топлива на ТЭЦ…………………….…..5
1.3. Расчет годового расхода топлива на ТЭЦ………………….… 8
1.4. Определение инвестиций и затрат на производство энергии в схеме комбинированного энергоснабжения…………………………....11
2. Технико-экономическое обоснование схемы раздельного энергоснабжения………………………………………………………………12
2.1. Приведение альтернативных инвестиционных проектов в сопоставимый вид……………………………………………………………..12
2.2. Выбор мощности основного оборудования для КЭС и котельной ……………………………………………………………..…….….13
2.3. Определение годового расхода топлива на замещаемой КЭС и котельной…………………………………………………………….……….14
2.4. Определение капитальных и эксплуатационных затрат на производство энергии в схеме раздельного энергоснабжения……….15
II Аналитическая часть……………………………………………………….18
1. Определение коммерческой эффективности схем энергоснабжения района…………………………………………………………………………...18
1.1. Расчет налогов, выплачиваемых за счет прибыли…………18
1.2. Расчет критериев эффективности инвестиционных проектов………………………………………………………………………...20
Заключение…………………………………………………………………….22
Список литературы……………………………………………………………23
2.3. Определение годового расхода топлива на замещаемой КЭС и котельной
Годовой расход топлива на выработку электроэнергии замещаемой КЭС определяется как:
= 1947,53*106*323*10-6 = 629,05*103 т у.т./год
где – годовая выработка электроэнергии КЭС, кВт · ч/год
– уд.расход усл.топлива на выработанный кВт·ч на замещаемой КЭС, г у.т./кВт·ч.
Годовой расход топлива на котельной рассчитывается следующим образом
=0,1661*612*103+0,1607*1736*10
где bqДКВР – уд.расход топлива на производство 1 Гкал тепла котлами ДКВР;
= 103/7000*,86 = 0,1661 т у.т./Гкал
где hДКВРбр – к.п.д. брутто котлов ДКВР
QгодДКВР – годовое производство тепла котлами ДКВР.
= 612*103 Гкал/год (49)
где – годовой отпуск тепла на технологические нужды с коллекторов ТЭЦ, Гкал/год.
bqКВГМ – уд.расход топлива на пр-во 1 Гкал тепла котлами КВГМ
для КВГМ-180: = 103/7000*0,89 = 0,1605 т у.т./Гкал
для КВГМ-100: = 103/7000*0,886 = 0,1612 т у.т./Гкал
bqКВГМ = (0,1605*2+0,1612)/3 = 0,1607
QгодКВГМ – годовое производство тепла котлами КВГМ.
= (1458+278)*103 = 1736*103 Гкал/год
где – годовой отпуск тепла на отопление и горячее водоснабжение потребителями, Гкал/год.
Годовой расход условного топлива в схеме раздельного энергоснабжения определяется как сумма расходов топлива на КЭС и районной котельной
= (629,05+380,63)*103 = 1010,13*103 т у.т./год
2.4.Определение капитальных и эксплуатационных затрат на производство энергии в схеме раздельного энергоснабжения
Капитальные вложения в схеме раздельного энергоснабжения определяются следующим выражением:
= 4584,19+767,43+1151,74+1129,3 = 7632,66 млн.руб.
где ККЭС – капитальные затраты в КЭС
= 15,3*103*299,62*103 = 4584,19 млн.руб.
где – удельные капитальные затраты в замещаемую КЭС, руб./кВт.
Капитальные затраты в котельную определяются:
=1,36*106*34+1,51*106*26,5+1,
где – удельные капитальные затраты в котлы котельной, руб./(Гкал/час);
n – тип котлов районной котельной;
– номинальная производительность котла n-го типа, Гкал/час.
Дополнительные капитальные вложения в линию электропередачи DКЛЭП определяются:
= 4000*299,62*103*(1-0,039) = 1151,74 млн.руб.
где – удельные капитальные затраты в ЛЭП на 1 кВт передаваемой мощности, руб./кВт.
Капитальные затраты в тепловые сети определяются так же, как в варианте комбинированной схемы энергоснабжения.
= 1550*728,58*103 = 1129,3 млн.руб.
Затраты на производство и передачу энергии в схеме раздельного энергоснабжения рассчитываются следующим образом:
= (1186,1+688,98+112,93+82,22)*
Затраты для конденсационной станции, котельной и тепловых сетей определяются по тем же формулам, что и для ТЭЦ; по электрическим сетям в укрупненных расчетах определяются по доле отчислений от капитальных затрат в ЛЭП (aЛЭП)
ИКЭС = ИВ + ИА + ИОТ + ИСН + Ипроч. = (496,95+307,14+114,91+29,88)*
где ИВ – годовые топливные затраты
= 629,05*103*790 = 496,95 млн.руб./год
где Цтопл – цена топлива на КЭС, руб./т н.т.;
ИА – годовые амортизационные затраты
= 0,067*4584,19*106= 307,14 млн.руб./год
pамТЭЦ – норма амортизационных отчислений по ТЭЦ, равные 6,7%;
ИОТ – годовые расходы на оплату труда.
= 21000*12*0,19*2400 = 114,91 млн.руб./год
где Ф – среднегодовая оплата труда на одного человека промышленно-производственного персонала КЭС, руб./(чел · год);
– штатный коэффициент по промышленно-производственного персоналу КЭС, чел/тыс.МВт;
ИСН – годовые социальные начисления на фонд оплаты труда, руб./год
= 0,26*114,91*106 = 29,88 млн. руб./год
где aс.н. – отчисления в фонд социального назначения, равные 26%.
Ипроч – прочие годовые расходы на КЭС.
Ипроч = 0,2 · ИТЭЦ = 0,2*1186,1*106 = 237,22 млн.руб./год
Икот = ИВ + ИА + ИОТ + ИСН + Ипроч. = (483,4+51,49+12,93+3,36)*106/
где ИВ – годовые топливные затраты
= 380,63*103*1270 = 483,4 млн.руб./год
где Цтопл – цена топлива котельной, руб./т н.т.;
ИА – годовые амортизационные затраты
= (0,08*3+0,065*2+0,07)*117,03*
pамТЭЦ – норма амортизационных отчислений по каждой котельной;
ИОТ – годовые расходы на оплату труда.
Для КВГМ-100: = 21000*12*0,048*300 = 3,63 млн.руб./год
Для КВГМ-180: = 21000*12*0,077*180 = 3,49 млн.руб./год
Для ДКВР: = 21000*12*0,0119*77,5= 2,32 млн.руб./год
где Ф – среднегодовая оплата труда на одного человека промышленно-производственного персонала котельной, руб./(чел · год);
– штатный коэффициент по промышленно-производственного персоналу котельной, чел/тыс.МВт;
Иот = (3,63+3,49*2+2,32)*106 = 12,93 млн.руб./год
ИСН – годовые социальные начисления на фонд оплаты труда, руб./год
= 0,26*12,93*106 = 3,36 млн. руб./год
где aс.н. – отчисления в фонд социального назначения, равные 26%.
Ипроч = 0,2 · Икот = 0,2*688,98*106 = 137,8 млн.руб./год
Годовые затраты на передачу тепла по тепловым сетям определяются долей затрат от капитальных вложений:
ИТС = КТС*0,1 = 1129,3*106*0,1 = 112,93 млн.руб./год
в том числе амортизационные отчисления по тепловым сетям составляют:
Иамтс=рамтс *Ктс = 0,5*112,93*106 = 56,47 млн.руб./год
где рамтс- норма амортизационных отчислений по тепловым сетям, равная 50%
= 0,07*1174,51*106 = 82,22 млн.руб./год
в том числе = 0,75*82,22*106 = 61,67 млн.руб./год
где l - доля амортизации в затратах на передачу энергии по ЛЭП, равная 75%.
Таблица. Годовые текущие затраты
Годовые текущие затраты |
млн.руб/год |
% |
I На КЭС, в том числе: |
1186,1 |
100 |
1) ИВ |
496,95 |
41,9 |
2) ИА |
307,14 |
25,89 |
3) ИОТ |
114,91 |
9,69 |
4) ИСН |
29,88 |
2,52 |
5) Ипроч |
237,22 |
20 |
II В котельной, в том числе: |
688,98 |
100 |
1) ИВ |
483,4 |
70,16 |
2) ИА |
51,49 |
7,47 |
3) ИОТ |
12,93 |
1,88 |
4) ИСН |
3,36 |
0,49 |
5) Ипроч |
137,8 |
20 |
III В Т.С., в том числе: |
112,93 |
100 |
1) ИАТС |
56,47 |
50 |
IV В ЛЭП, в том числе: |
82,22 |
100 |
1) ИАЛЭП |
61,67 |
75,01 |
Итого: |
2070,23 |
- |
Аналитическая часть.
Анализ коммерческой эффективности инвестиций в проекты энергоснабжения района.
В аналитической части курсового на базе рассчитанных капитальных затрат, затрат на производство и передачу энергии, налогов и выручки от реализации продукции по проектам комбинированной и раздельной схем энергоснабжения района определяются критерии коммерческой эффективности вариантов: чистый дисконтированный доход, срок окупаемости, индекс доходности, внутренняя норма доходности. Анализируется чувствительность эффективности проектов к изменению ряда экономических показателей по результатам расчетов делаются выводы об эффективности той или иной схемы энергоснабжения.
1. Определение коммерческой
эффективности схем
При определении коммерческой эффективности сравниваемых проектов принимается:
Налоги, выплачиваемые за счет прибыли, для схем раздельного и комбинированного энергоснабжения определяются следующим образом.
Налог на имущество
где aим – ставка налога на имущество (1,5%);
ОПСост – остаточная стоимость ОПС, млн. руб.
,млн. руб./год
Налог на прибыль
,млн. руб./год
где aприб – ставка налога на прибыль (24%);
Пнал.обл. – налогооблагаемая прибыль, руб./год.
где ВР – выручка от реализации продукции, руб./год
,млн. руб./год
где - потребительские тарифы на электроэнергию и тепло на розничном рынке, руб./МВт·ч, руб./Гкал.
Район размещения: Ивановский филиал ОАО «ТГК-6».
Тэ = 979,48 руб/МВт*ч; Тq = 538,51 руб/Гкал, но для расчетов используются тарифы, увеличенные на 10%:
Тэ = 1077,43 руб/МВт*ч; Тq = 592,36 руб/Гкал
Для комбинированной схемы:
Эотп с шин1 = Эвыр *(1-Кс.н.) = 1787,5*103 МВт*ч/год * (1-0,056) = 1687,5*106 кВт*ч/год
ВР1 = 1438,65*103 МВт*ч/год *1077,43 руб/МВт*ч + 2348*103 Гкал/год*592,36 руб/Гкал = (1550,04 + 1390,86) *106 руб/год = 2940,9*106 руб/год
ОПСост1 = 7092,5 *106 руб/год – 435,31*106 руб/год – 45,17*106 руб/год = 6612,02*106 руб/год
Ним1 = 0,015*6612,02*106 руб/год = 99,18*106 руб/год
Пнал.обл1 = 2940,9*106 руб/год – 1822,26*106 руб/год – 99,18*106 руб/год = 1019,96 *106 руб/год
Нприб1 = 0,24*1019,96 *106 руб/год = 244,67*106 руб/год
Для раздельной схемы:
Эотп с шин1 = Эвыр *(1-Кс.н.) = 1947,53*103 МВт*ч/год * (1-0,045) = 1859,89*106 кВт*ч/год
ВР1 = 1438,65*103 МВт*ч/год *1077,43 руб/МВт*ч + 2348*103 Гкал/год*592,36 руб/Гкал = (1550,04 + 1390,86) *106 руб/год = 2940,9*106 руб/год
ОПСост1 = 7632,66 *106 руб/год – 307,14*106 руб/год – 51,49*106 руб/год – 56,47*106 руб/год – 61,67*106 руб/год = 7155,89*106 руб/год
Ним1 = 0,015*7155,89*106 руб/год = 107,34*106 руб/год
Пнал.обл1 = 2940,9*106 руб/год – 2070,23*106 руб/год – 107,34*106 руб/год = 763,33 *106 руб/год
Нприб1 = 0,24*763,33 *106 руб/год = 183,2*106 руб/год
На базе рассчитанных капитальных затрат, затрат на производство и передачу энергии, налогов и выручки от реализации по альтернативным проектам рассчитываются притоки и оттоки денежных средств, формируются дисконтированные денежные потоки и определяются критерии коммерческой эффективности инвестиционных проектов:
, млн.руб.
где Rt - элементы денежного потока;
p – ставка дисконта;
, годы
где Пt и Оt соответственно притоки и оттоки денежных средств по годам t инвестиционного периода
Расчеты критериев производятся в таблицах 10,11 (см.приложения).
Комбинированная схема:
ЧДД = 1248,216 млн.руб
В результате расчетов между 8 и 9 годами находится срок окупаемости.
Ток =8–(ЧДД8 /ЧДД9 – ЧДД8)= 8- (-164,544 / 216,541-(-164,544)) = 8-(-0,43) = 8,43 лет
Учитывая, что отсчет лет инвестиционного периода был начат не с первого, а с нулевого года, реальный срок окупаемости инвестиций составит 8,43+1=9,43 лет
ИД = 18228,378/ 16980,162= 1,07
ЧДД1 = 1248,216>0, значит р2 > р1
р2 = 0,182
ЧДД2 = -2,419
ВНД = 0,15 + [1248,216*(0,182-0,15)/ (1248,216-(-2,419))] = 0,15+0,03192859 = 0,18192859
Раздельная схема:
ЧДД = 869,838 млн.руб
В результате расчетов между 8 и 9 годами находится срок окупаемости.
Ток =8–(ЧДД8 /ЧДД9 – ЧДД8)= 8- (-107,389 / 291,201-(-107,389)) = 8-(-0,27) = 8,27 лет
Учитывая, что отсчет лет инвестиционного периода был начат не с первого, а с нулевого года, реальный срок окупаемости инвестиций составит 8,27+1=9,27 лет
ИД = 18228,378/ 17358,540= 1,05
ЧДД1 = 869,838 >0, значит р2 > р1
р2 = 0,171
ЧДД2 = -25,587
ВНД = 0,15 + [869,838 *(0,182-0,15)/ (869,838 -(-25,587))] = 0,15+0,020341499 = 0,170341499
После расчета критериев эффективности инвестиций (табл.12) делается вывод об эффективности схем энергоснабжения.
Таблица 12
Критерии эффективности инвестиций |
Схемы энергоснабжения района | |
комбинированная |
раздельная | |
ЧДД |
1248,216 |
869,838 |
Ток |
9,43 |
9,27 |
ИД |
1,07 |
1,05 |
ВНД |
1,18192859 |
1,170341499 |
Проанализировав критерии эффективности инвестиций обеих схем, можно сделать вывод, что наиболее эффективной схемой энергоснабжения является комбинированная схема. Во-первых, ЧДД этой схемы больше, чем раздельной. Во-вторых, индекс доходности и внутренняя норма доходности выше, чем в раздельной схеме энергоснабжения.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В ходе выполнения курсового проекта были сопоставлены технико-экономические показатели комбинированной и раздельной схем энергоснабжения, а также был проведен анализ эффективности инвестиций схем энергоснабжения. Без расчета эффективности инвестиций невозможно осуществить сравнение альтернативных проектов и выбрать из них наиболее эффективный, хотя, безусловно, при выборе объекта инвестирования принимаются к рассмотрению не только экономические, но и экологические, социальные и иные факторы.
Для определения эффективности проектов использовался доходный подход к оценке эффективности инвестиций с использованием таких показателей как чистый дисконтированный доход, срок окупаемости, внутренняя норма доходности и индекс доходности. Исходя из проведенных расчетов, можно сделать вывод, что наиболее эффективным для инвестиций проектов является схема комбинированного энергоснабжения. Т.к. в данном проекте наибольшее значение чистого дисконтированного дохода, индекса доходности и внутреннего индекса доходности, чем альтернативного проекта.
Список литературы: