Добавлен: 02.02.2019
Просмотров: 3181
Скачиваний: 19
43
Т а б л и ц а 7.7 - Экономическая и предельная мощность ЛЭП 35-500 кВ
с алюминиевыми и сталеалюминиевыми проводами при Т
м
= 3000-5000 ч, cosφ
= 0,9, МВт
U,
кВ
Сечение провода
25
35
50
70
95
120 150 185 240 300 400
500
35
2.22
/
9.52
3.17
/
11.4
4.44
/
14.4
6.0/
17.8
7.6/
20.6
7.6/
20.6
9.5/
24
11.8
/
27.6
15.2
/
32.8
19.0
/ -
-
-
110
10.0
/
35.5
13.9
/
44.8
18.8
/
55.9
23.8
/
64.2
29.7
/
75.2
36.7
/
86.2
47.5
/
102
59.5
/
117
79.3/
-
-
220
57.9
/
172
80.0
/
205
118
/
236
158/
280
197
320
330
143
/
330
178
/
382
237/
470
294/
518
500
290
/
590
362/
700
453/
750
7.3 Анализ проведенных расчетов
1. Построить совмещенную эксплуатационную характеристику ТЭС при
определенном составе совместно работающих турбоагрегатов:
а)
определить
экономичное
распределение
нагрузки
между
турбоагрегатами;
б) построить характеристику относительных приростов расхода топлива
от нагрузки агрегатов турбинного цеха ТЭС b
1
=f(Р
тэс
);
в) построить режимные характеристики турбоагрегатов в зависимости от
нагрузки РОП =f(P
тэс
);
г) построить расходную характеристику ТЭС (без учета расхода топлива
на холостой ход турбины) B=f(P
тэс
);
2. Построить шкалу относительных приростов расхода условного топлива
при заданных нагрузках с учетом компенсации потерь активной мощности в
электрических сетях при покрытии графика нагрузки потребителей.
7.4 Контрольные вопросы
1. Какой метод лежит в основе распределения нагрузки между
турбоагрегатами?
44
2. Какие факторы влияют на величину потерь активной мощности в
электрических сетях?
3. Что такое относительный прирост расхода тепла турбоагрегата?
4. Теплотворная способность условного топлива и ее величина.
5. Как рассчитывается коэффициент пересчета относительных приростов
условного топлива?
8 Лабораторная работа №8. Расчет экономической эффективности
инвестиционного проекта строительства энергоблока АЭС
Цель работы: изучить методы расчета экономической эффективности
вложения инвестиций.
8.1 Методика проведения лабораторной работы
Инвестиционный проект (ИП) по сути это совокупность инвестиций (И) и
генерируемых ими доходов. Таким образом, необходимыми элементами ИП
являются:
-
отток капитала (И);
-
приток средств (последующие поступления).
В основе обоснования инвестиционных решений лежит оценка и
сравнение величин предполагаемых «И» и будущих денежных поступлений.
Анализ «ИП» основан на использовании системы методических приемов
и применения ряда допущений:
1)
каждый «ИП» связан с определенным денежным потоком,
состоящим из чистых притоков и чистых оттоков денежных средств (т.е.
величина превышения текущих денежных поступлений над текущими
денежными расходами и наоборот). Это позволяет отразить реальное движение
«ДС» и оценить фактические затраты более точно, чем это возможно при
ориентации на другие показатели, в частности на прибыль. Однако прибыль
также играет свою роль в анализе «ИП»: существует ряд критериев,
базирующихся на использовании последовательности прогнозных значений
генерируемой проектом чистой прибыли;
2)
анализ ведется по базовым периодам одинаковой длительности (по
годам);
3)
считается, что весь объем «И» делается в конце года,
предшествующему первому году генерируемого проектом притока «ДС», а
приток (отток) средств происходит в конце очередного года; в общем виде
«ИП» представляется как денежный поток, первый элемент которого – разовая
«И» (отток средств), привязанная к концу года, предшествующего году начала
эксплуатации проекта, а последующие элементы – поступления «ДС»
(притоки), генерируемые проектом;
4)
фактор времени играет важную роль при проведении долгосрочных
финансовых операций, поскольку денежные средства приобретают временную
45
ценность. Этот фактор учитывается в процессе наращивания и
дисконтирования, которые используются для упорядочения элементов
протяженного во времени денежного потока.
Для определения экономической эффективности инвестиционного
проекта, необходимо рассчитать величину денежного потока. Для этого
необходимы данные о годовых суммах чистой прибыли, направляемой на
инвестирование и амортизационных отчислений.
8.2. Расчет годовых издержек и прибыли
Электрическая мощность энергоблока АЭС: Nэ = 1000 МВт.
Капитальные вложения для АЭС.
Необходимо закупить основное оборудование блока - реактор ВВЭР-
1000, парогенератор ПГВ-213, турбина К-1000-60 и электрогенератор ТВВ-
1000.
Т а б л и ц а 8.1- Капитальные вложения для строительства энергоблока
АЭС, млн. тенге
Вариант
К
аэс
Вариант
К
аэс
1
50 000
6
58 000
2
45 000
7
36 000
3
38 000
8
42 000
4
56 000
9
34 000
5
40 000
10
54 000
Годовой расход природного ядерного горючего.
Для начала рассчитаем тепловую мощность реактора:
N
т
=N
э
/η
бр
, МВт, (8.1)
где КПД брутто АЭС η
бр
=35 %;
N
э
=1000 МВт – электрическая мощность энергоблока АЭС.
Т а б л и ц а 8.2- Число часов использования установленной мощности
АЭС
Вариант
hy
Вариант
Hy
1
8000
6
7800
2
7500
7
7600
3
7450
8
8200
4
7300
9
7400
5
8100
10
7700
Годовой расход природного ядерного горючего в пересчете на условное
топливо рассчитывается по формуле:
46
B
г
=N
т
∙hy∙0,123, тут/год, (8.2)
где = 8000 ч/год - число часов использования установленной мощности
АЭС;
N
т
- тепловая мощность реактора.
Годовые издержки на ядерное горючее.
Годовые издержки на ядерное горючее рассчитываются по формуле:
Sт=B
г
∙Ц
я
млн тенге/год, (8.3)
где Ц
я
- цена ядерного горючего в пересчете на условное топливо;
B
г
- годовой расход природного ядерного горючего в пересчете на
условное топливо.
Т а б л и ц а 8.3 - Цена ядерного топлива, тенге/тут
Вариант
Ця
Вариант
Ця
1
100
6
180
2
150
7
110
3
120
8
105
4
140
9
95
5
130
10
85
Годовые амортизационные отчисления.
Норма амортизации — установленный размер амортизационных
отчислений на полное восстановление основного фонда. Норма амортизации
определяется по формуле:
,
(8.4)
где n — срок службы оборудования 30 лет.
Годовые амортизационные отчисления рассчитываются линейным
способом по формуле:
И
ам
=К
аэс
∙Н
ам
,
(8.5)
где К
аэс
- капитальные вложения для строительства энергоблока АЭС;
Н
ам
- норма амортизации.
Годовые издержки на заработную плату.
Средняя ЗП в месяц по АЭС в таблице 8.4.
Посчитаем издержки на заработную плату:
И
з.п.год
= n∙ ФЗП
год
, млн тенге/год, (8.6)
где n – количество персонала, необходимое для обслуживания одного
блока АЭС;
47
ФЗП
год
- среднегодовой фонд оплаты труда одного работника (ЗП×12мес).
Отчисления на социальные нужды составляют 11%.
Т а б л и ц а 8.4- Средняя месячная заработная плата по АЭС, тенге
Вариант Средняя ЗП Численность Вариант Средняя ЗП Численность
1
210000
375
6
230000
380
2
200000
365
7
190000
350
3
195000
355
8
225000
370
4
220000
360
9
185000
350
5
180000
345
10
240000
390
Отчисления на социальные нужды
Отчисления на социальные нужды составляют 11%:
И
с.н
= (ФЗП
год
- И
п.ф
)× 0,11, (8.7)
где И
п.ф
– отчисления в накопительный пенсионный фонд;
И
п.ф
= ФЗП
год
×0,1. (8.8)
Годовые издержки на ремонт.
Посчитаем издержки на ремонт:
И
рем
= β
рем
∙K
аэс ,
млн тенге/год, (8.9)
где β
рем
=5 % - коэффициент отчислений в ремонтный фонд;
К
аэс
- капитальные вложения для строительства энергоблока АЭС.
Годовые издержки на прочие расходы.
И
пр
=0,25∙(И
ам
+И
зп
+И
рем
) , млн тенге/год. (8.10)
Сумма издержек АЭС:
И
аэс
=И
т
+И
ам
+И
зп
+И
рем
+И
п.ф
+И
с.с
+И
пр
, млн тенге/год. (8.11)
Стоимость одного отпущенного кВт∙ч.
Т а б л и ц а 8.5- Тарифы на 1 кВт∙ч отпущенной электроэнергии
Вариант
Т
э
, тенге/ кВт∙ч
Вариант
Т
э
тенге/ кВт∙ч
1
9,03
6
10,00
2
10,04
7
9,87
3
8,95
8
9,32
4
9,52
9
8,97
5
9,24
10
9,92