271,78

271,78

271,78

271,78

271,78

271,78

271,78

2609,06

5

ПН, млн. сум

232,07

386,78

386,78

386,78

386,78

386,78

386,78

386,78

386,78

386,78

3713,06

6

Капитал,%

60,00

25,00

15,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

100,00

млн. сум

690,00

287,50

172,50

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

1150,00

7

ЧПН, млн. сум

-457,93

99,28

214,28

386,78

386,78

386,78

386,78

386,78

386,78

386,78

2563,06

8

ДЧПН при Е=0,2, млн. сум

-381,61

68,94

124,00

186,52

155,44

129,53

107,94

89,95

74,96

62,47

618,15

9

Кумулят. ЧПН, млн. сум

-381,61

-312,67

-188,67

-2,14

153,29

282,83

390,77

480,72

555,68

618,15

10

ДЧПН при Е=IRR=0,5254, млн. сум

-300,36

42,71

60,47

71,59

46,95

30,80

20,20

13,25

8,69

5,70

0,00



Рис. 13. График распределения NPV по годам реализации проекта ГТТЭХЦ при реализации за счет собственных средствТаблица 7

График использования кредитных ресурсов (ГТТЭХЦ)

Год	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Основной долг, тыс. сум	345000	488750	575000	922588	790789	658991	527193	395395	263596	131798
Выплаты основного долга, тыс. сум	0	0	0	131798	131798	131798	131798	131798	131798	131798
Остаток основного долга, тыс. сум	345000	488750	575000	922588	790789	527193	395395	263596	131798	0
Проценты по основному долгу, тыс. сум	82800	117300	138000	221421	189789	158158	126526	94895	63263	31632
Проценты за комиссию банку, тыс. сум	6900	2588	0	0	0	0	0	0	0	0
Суммарные выплаты по процентам по кредиту, тыс. сум	89700	119888	138000	221421	189789	158158	126526	94895	63263	31632
Суммарные выплаты по кредиту, тыс. сум	0	0	0	353219	321588	289956	258325	226693	195061	163430

Таблица 8

Финансовые показатели реализации проекта ГТТЭХЦ с привлечением кредитных ресурсов

№ пп	Показатель	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	Итого
1	Выручка,%	60,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	960,00
	млн. сум	474,40	790,66	790,66	790,66	790,66	790,66	790,66	790,66	790,66	790,66	7590,38
2	Издержки,%	60,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	960,00
	млн. сум	270,29	450,48	450,48	450,48	450,48	450,48	450,48	450,48	450,48	450,48	4324,62
3	Выплаты по кредиту, млн. сум	0,00	0,00	0,00	353,22	321,59	289,96	258,32	226,69	195,06	163,43	1808,27
4	Прибыль, %	60,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	960,00
	млн. сум	204,11	340,18	340,18	-13,04	18,60	50,23	81,86	113,49	145,12	176,75	1457,49
5	Чистая прибыль, %	60,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	960,00
	млн. сум	163,29	272,15	272,15	-10,43	14,88	40,18	65,49	90,79	116,10	141,40	1165,99
6	ПН, млн. сум	232,29	387,15	387,15	104,57	129,88	155,18	180,49	205,79	231,10	256,40	2269,99
7	Капитал, %	60,00	25,00	15,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	100,00
	млн. сум	345,0	143,75	86,25	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	575,00
8	ЧПН, млн. сум	-112,71	243,4	300,9	104,57	129,88	155,18	180,49	205,79	231,10	256,40	1694,99
9	ДЧПН при Е=0,2, млн. сум	-93,93	169,03	174,13	50,43	52,19	51,97	50,37	47,86	44,79	41,41	588,25
10	Кумулят. ЧПН, млн. сум	-93,93	75,10	249,23	299,66	351,85	403,82	454,19	502,05	546,84	588,25
11	ДЧПН при Е=IRR=2,157, млн. сум	-35,70	24,42	9,56	1,05	0,41	0,16	0,06	0,02	0,01	0,00	-0,01



Рис. 14. График распределения NPV по годам реализации проекта ГТТЭХЦ с привлечением кредитных ресурсов

79

Сводная таблица технико-экономических показателей ТЭХЦ на базе конвертированного АГТД АИ-20. Реализация за счет собственных средств

№п/п	Наименование показателей	Единица измерения	Величина
1	Установленная электрическая мощность	МВт	32,5
2	Капиталовложения	тыс. сум	1'150'000
3	Годовой отпуск электроэнергии	кВтч	41,625·106
4	Годовой отпуск теплоты	Гкал	47'357,53
5	Годовой отпуск холода	Гкал	11'076
6	Число часов использования установленной электрической мощности установленной тепловой мощности установленной холодильной мощности	ч ч ч	6'000 3'500 2'500
7	Себестоимость единицы электроэнергии теплоты холода	сум/кВтч сум/Гкал сум/Гкал	6,85 2'979 4'262
8	Балансовая (валовая) прибыль	тыс. сум	339'721
9	Cрок окупаемости капиталовложений	лет	4
10	Точка безубыточности	%	33,68
11	Рентабельность (общая)	%	28,61
12	Внутренняя ставка доходности	%	52,46

Выводы

В связи с моральным и физическим износом оборудования действующих ТЭС Узбекистана, снижением надежности и качества энергоснабжения потребителей, одним из перспективных направлений развития теплоэнергетики Узбекистана может являться децентрализация источников энергоснабжения, т.е. установка генерирующих установок в непосредственной близости от потребителя или даже на его территории, если это касается промышленных предприятий. Децентрализация энергоснабжения оказывается особенно эффективной, если ее проводить на базе комбинированной выработки тепла и электроэнергии.

Эффективным методом децентрализованного энергоснабжения является применение авиационных двигателей, конвертируемых для нужд энергетики. Эффект от использования АГТД возрастает, если использовать двигатели, отработавшие свой летный ресурс, что позволяет значительно снизить капиталовложения по сравнению с установками, создаваемыми на базе новых АГТД.

Производство подобных установок малой и средней мощности может осуществляться уже в ближайшее время либо за счет средств владельцев, либо на кредитной или лизинговой основе.

Установка собственных электро- и теплогенерирующих мощностей дает дополнительное повышение надежности электро- и теплоснабжения потребителей.

Экономические расчеты показывают, что срок окупаемости капиталовложений в установки комбинированного производства электроэнергии и теплоты с АГТД составляет от 1,5 лет при использовании кредита до 4,5 лет при реализации проектов за собственные средства. При этом срок строительства может составлять от нескольких недель, при монтаже небольших установок электрической мощностью до 5 МВт, до 1,5 лет при вводе установки электрической мощностью 25 МВт и тепловой 39 МВт. Сокращенные сроки монтажа объясняются модульной поставкой электростанций на базе АГТД с полной заводской готовностью.

Таким образом, основные преимущества конвертированных АГТД при внедрении в энергетику сводятся к следующим:

— низкие удельные капиталовложения в подобные установки;

— малый срок окупаемости;

— сокращенные сроки строительства;

— возможность полной автоматизации станции.

Следующим этапом развития энергетических установок на базе АГТД являются теплоэлектрохладоцентрали, позволяющие снабжать потребителя всеми видами энергоресурсов (теплота, электроэнергия и холод). Проведенные расчеты показали, что при очевидном усложнении схемы станции, увеличении капиталовложений и потребления электроэнергии на собственные нужды, экономический эффект от применения ТЭХЦ значителен. При этом может незначительно увеличиться срок окупаемости, но в целом ТЭХЦ способствует развитию того региона, или населенного пункта в котором она расположена, и особенно развитию инфраструктуры и повышению производительности труда на предприятиях сельского хозяйства, что особенно важно для условий Узбекистана.

Из вышесказанного можно сделать следующие выводы:

— эффективным направлением развития теплоэнергетики Узбекистана является децентрализация энергоснабжения с применением конвертированных АГТД;

— наиболее эффективной оказывается комбинированная выработка теплоты и электроэнергии на базе АГТД;

— дальнейшим этапом развития применения АГТД в энергетике является создание на их базе ТЭХЦ, решающих проблему снабжения потребителей всеми видами энергоресурсов.

—

81

Литература

1. Каримов И.А. Наша высшая цель - независимость и процветание Родины, свобода и благополучие народа. Т.: Узбекистон, 2000

2. Каримов И.А. Узбекистан на пороге XXI века: угрозы безопасности, условия и гарантии прогресса. Т.: Узбекистон, 1997

3. Каримов И.А. Узбекситан -- свой путь обновления и прогресса. Т.: Узбекистон, 1992.

4. Каримов И.А. Прогресс дехканского хозяйства -- путь к изобилию. Т.: Узбекистон, 1994.

5. Ольховский Г.Г. Энергетические газотурбинные установки. М.: Энергоатомиздат, 1985.

6. Орлов В.Н., "Газотурбинный двигатель авиационного типа НК-37 для электростанции", Теплоэнергетика, №9, 1992, с. 27 -- 31.

7. Ривкин С.Л. Термодинамические свойства газов. М.: Энергия,1973.

8. Тепловой расчет котельных агрегатов (нормативный метод). М.: Энергия, 1973.

9. Рихтер Л.А. и др. Вспомогательное оборудование тепловых электростанций. М.: Энергоатомиздат, 1987.

10. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети. М.: Издательство МЭИ, 1999.

11. Уваров С.Н. Авиационные газотурбинные двигатели в энергетике. Л.: Энергия, 1971.

12. Батенин В.М., Масленников В.М., Цой А.Д. "О роли и месте децентрализованных источников энергоснабжения", Энергосбережение, №1, 2003, с.14 -- 18.

13. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования. М.: Теринвест, 1994.

14. Анализ и управление проектами. /Под общ. ред. Н.А. Артыкова/. Т.: РИК Узинвестпроект, 2000.

15. Методические указания по выполнению экономической части выпускной работы для магистрантов энергетических специальностей. Т.: ТГТУ, 2002.

16. Газотурбинные установки. Конструкции и расчет: Справочное пособие /Под общ. ред. Л.В. Арсеньева и В.Г. Тырышкина/. Л.: Машиностроение. Ленингр. отделение, 1978.

17. Захидов Р.А., Родимкин С.Е. Теплоэлектрохладофикационные системы. Т.: Фан, 1991

18. Соколов Е.Я., Бродянский В.М. Энергетические основы трансформации тепла и процессов охлаждения. М.: Энергоиздат, 1981.

19. Промышленная теплоэнергетика и теплотехника. Справочник /Под обш. ред. В.А. Григорьева и В.М. Зорина/. М.: Энергоатомиздат, 1983.