Расчет экономической эффективности капитальных вложений

 

Методика расчета эффективности проектируемой котельной зависит от конкретных условий реализации проекта и от типа, характера самого проекта.

В случае, когда предлагается студентам два варианта котельной, отличающиеся составом оборудования, и стоит задача оценить, какой из них экономичнее, выгоднее по другим параметрам, необходимо определить условно-годовую экономию ,. от снижения себестоимости тепла, дисконтировать ее за период 5-7 лет; при условии, что срок строительства котельной не более года, и из дисконтированной суммы вычесть дополнительные капитальные вложения по варианту, где ниже себестоимость.

При положительном результате можно сделать вывод о преимуществе варианта с более низкой себестоимостью теп­ла, хотя и более высокими капитальными вложениями.

Если проект предусматривает модернизацию оборудования, в результате которой улучшаются экономические показатели работы котельной, уменьшается ущерб окружающей среды и т.д., следует определить экономию топливных ресурсов, если она имеет место, условно-годовую экономию, предотвращенный ущерб, срок окупаемости капитальных вложений на модернизацию оборудования. Экономический эффект рассчитывать в соответствии с л.2 данных методических указаний как разницу результатов и затрат с учетом дисконта. Коэффициенты дисконтирования (d_t) см. таблицу Г.1, приложение Г.

Полученные в результате расчета основные технико-экономические показатели свести в таблицу основных технико-экономических показателей.

Сделать выводы из полученных результатов проектирования.

 

 

3 Специальное задание

 

3.1 Разработка плана - графика выполнения работ на основе методов сетевого планирования и управления (СПУ)

Данный раздел выполнять в соответствии нормативами выполнения, используя типовой график выполнения ремонтных работ по котельной, произведя его корректировку в соответствии с заданием преподавателя.

 

Список использованных источников

 

1. Самсонов, B.C. Экономика предприятий энергетического комплекса: учебник / B.C. Самсонов, М.А. Вяткин. М.: Высш. шк.,2003.

2. Соколов, Е.Я. Теплофикация и тепловые сети: учебник / Е.Я. Соколов. М.: Энергия, 1975.

3. Басова, Т.Ф. Экономика и управление энергетическими предприятиями / Т.Ф.Басова, Е.И. Борисов, В.В. Бологова и др. М.: Издательский центр «Академия», 2004.

4. Булатов, А.С. Экономика: учебник / А.С. Булатов. М.: Издательство БЕК, 1995.

5. Глухов, В.В. Менеджмент: учебник / В.В. Глухов. СПб.: Спец.лит., 2000.

6. Стандарт предприятия. Тестовые документы (курсовые работы (проекты), рефераты, отчеты по лабораторным работам, контроль­ные работы). Правила оформления. - Воронеж: ВГТУ, 2007.

7. Цыганкова, А.Г. Экономика предприятий промышленной теплоэнергетики: учеб. пособие / А.Г. Цыганкова.: Оренбург, ОГУ, 2008

8. Цыганкова, А.Г. Организация и планирование теплоэнергетического производства: учеб. пособие / А.Г. Цыганкова.: Оренбург, ОГУ, 2008

Приложение А

(обязательное)

Нормы и нормативы тепла

 

Таблица А.1 - Нормы удельных расходов тепловой энергии на коммунально-бытовые нужды и годовое число часов использования максимальных нагрузок

 

Потребители	Коэф- фициент охвата Кохв	Нормы нагрузок, Гкал/жителя в год   q	Часы использования максимальных нагрузок   hm
Климатические пояса	Климатические пояса
I	II	III	IV	I	II	III	IV
1.Отопление и вентиляция жилых зданий	0,6	3,9	3,3	2,1	1,22
2.Горячее водоснабжение (дома с ваннами, бани)	0,5	1,75	1,75	1,75	1,75		-3500
3.Прачечные	0,4	0,3	0,3	0,3	0,3
4. Предприятия общественного питания	0,2	0,25	0,25	0,25	0,25

В климатические пояса входят: I -Урал, Сибирь, Север Европейской части РФ;

II-средние области Европейской части РФ и северная часть Средней Азии;

III- Южные области Европейской части РФ; IV-Северный Кавказ.

 

 

Таблица А.2 - Нормы удельных расходов тепла на единицу промышленной продукции, производственные режимы предприятия

 

Промышленные потребители	Единица измерения	Расход тепла на ед измерения	В том числе	Годовое число hm
Пар произвол, параметров Гкал	Пар отопит, параметра Гкал
1.Трубопрокатный завод	Т	0,3	0,06	0,24
2.Нефтепереработка	Т	0,7-1,3	0,6-1,2	0,1
3.Кислород технологический	нм^3	0,2-0,5	0,15	0,25

Продолжение таблицы А.2

4. Алюминий (электролиз)	т	1,0	0,008	0,25
5.Магний (электролиз)	т	0,036	0,002	0,034
6. Машиностроение а) станкостроение	10 р	0,033	0,0025	0,0084
б) турбостроение	10 р	0,0109	0,0063	0,00125
в) электромашине строение	10 р	0,0138	0,0084	0,0251
г) сельскохозяйственное	10 р	0,0335	0,0025	0,0084
д) тракторные заводы	10 р	0,0109	0,0025	0,002
е) радиоаппаратура	10 р	5,4	0,003	0,001
7.Пластмассы	Т	0,4187	0,39	0,2
8. Цемент	Т	39-45,2	0,6	0,3
9.Шинный завод	Т	0,9	0,6	0,5
Ю.Мясокомбинат	Т	1,1	0,6	0,5
11.Кондитерская фабрика	Т	1,1	0,6	0,5
12. Хлебозавод	Т	1,1	0,6	0,5

 

Таблица A.3 - Ориентировочные суточные тепловые нагрузки коммунально-бытовых предприятий, %

 

Часы суток

1. Отопление

2.Горячее водоснабжение

З.Бани

4.Прачечные

5.Предприятия общепита

 

Приложение Б

(обязательное)

Нормы и нормативы топлива

 

Таблица Б.1 - Виды топлива, возможные к использованию в котельной по энергосистемам

Наименование энергосистемы	Виды топлива	Расстояние перевозки, км
Мосэнерго	Подмосковный уголь Интинский уголь Газ (Волго-Урал)
Горэнерго (Нижний Новгород)	Кузнецкий уголь Мазут (Волго-Вятский) Газ (Волго-Урал) Торф
Куйбышевэнерго (Самара)	Кузнецкий уголь Мазут (Ср. Поволжье) Газ (Волго-Урал)	3000 0
Пермэнерго	Кизеловский уголь Кузнецкий уголь Газ(В олго-Урал)
Свердловэнерго	Кузнецкий уголь Газ (Западная Сибирь
Челябинскэнерго	Челябинский уголь Кизеловский уголь Газ (Западная Сибирь
Ленэнерго	Интинский уголь Торф Газ (Волго-Урал)
Волгоградэнерго	Кузнецкий уголь Мазут (Ср. Поволжье) Газ (Волго-Урал)
Новосибирскэнерго	Кузнецкий Уголь Штатский уголь Газ (Западная Сибирь)
Иркутскэнерго	Канско-Ачинский уголь Азейский уголь Мазут (Ср. Поволжье) Газ (Среднее Поволжье)
Воронежэнерго	Интинский уголь Челябинский уголь Мазут (Ср. Поволжье) Газ (Среднее Поволжье)

Продолжение таблицы Б.1

Ставропольэнерго	Челябинский уголь Мазут (Средний Кавказ) Газ (Кавказ)

 

Таблица Б.2 - Удельные капитальные затраты и себестоимость транспорта топлива

Вид топлива	Вид транспорта	Удельные капитальные затраты на транспорт, коп-км	Себестоимость транспорта коп/ткм SТКМ	Удельные капитальные затраты при погрузочно- разгрузочных работах, р/тнт	Себестоимость погруз.-разгруз. Работ р/тнт SПР
1.Твердое топливо	Железнодорожный			2,1	1,5
2.Газ	Трубопровод	36-60	1,2-2,0	-	-
3.Жидкое топливо	Железнодорожный	37,5	1,75	10,0	5,0

 

Таблица БЗ - Данные по выбору топливной базы котельной

Виды топлива и его местонахождение	Удельные затраты на добычу топлива, р/тнт Кд	Потери топлива при перевозках %	Удельные капзатраты на котельную, р/тнт К	Себестоимость добычи топлива р/тнт	Себестоимость сжигания топлива в котельной, р/тнт	К.п.д. котельной, %	Теплотворная способность топлива ккал/кг
1 Природный газ
Северо- Запад		-			12,2
Вол го- Урал		_			12,2
Северный Кавказ		-			12,2
Западная Сибирь		-			12,2
Вост. Сибирь		_			12,2
2 Твердое топливо
Кузнецкий		0,3			13,7
Подмосковный		0,8	. 175		7,2	86,5
Канско- Ачинский		0,3		4,8	8,2
Интинский		0,8		70,5	12,5	88,5
Челябинский		0,8			9,7	87,5
Кизеловский		1,0			13,1	89,0
Азейский		0,8		10,8	5,7	85,0
3 Прочее
Торф		0,2			8,2	85,0
Сланцы		1,25			5,8	84,0
Мазут	31,5	0,25		-	17,3	93,0

Приложение В

(обязательное)

Характеристики котлов

 

Таблица В.1 - Параметры паровых котлов

 

Тип котла	Техническая характеристика
Паро производительность т/ч	Начальные параметры:	Температура промежуточного перегрева
Давление	Температура
1.Барабанный ПК				-
2.Барабанный БКЗ-160				-
3.Барабанный ТП				-
4.Барабанный ТПТКЗ
5.Барабанный ТП ТКЗ
6.Прямоточный ПК
7.Прямоточный ТП
8. Прямоточный ТП
9.Прямоточный ПК

 

Таблица В.2 - Параметры водогрейных агрегатов

 

Тип котла	Давление воды на выходе	Температура воды	Расход воды
На входе	На выходе
ПТВМ-30*
ПТВМ-50-1		70/105		620/1200
ПТВМ-100		70/105**		1235/2150
ПТВМ-180

 

* - числа в обозначении типа - теплопроизводительность, Гкал/ч;

** - числа в знаменателе - данные при типовых нагрузках

 

Таблица В.3 - Удельный расход мощности на собственные нужды котельных, кВт/Гкал/ч

 

Тип котлоагрегата	Вид топлива
Газ	Мазут	Уголь каменный	Уголь бурый
А. Отопительные котельные с водо-учетными котлами
ПТВМ-100	9,5/11,2	9,7/11,4	-	-
ПТВМ-50	9,8/11,5	10,0/11,7	-	-
ПТВМ-100	-	17,3/10,1	-	18,8/25
ЭЧМ-50/70	-	18,7/31	-	20,5/22,4
Б. Отопительно-производственные котельные с паровыми котлами **
ДКВР-10-13	8,6	8.7	12,0	14,2
ДКВР-20-13	8,4	8,5	11,8	14,0
ДКВР-35-13	8,3	8,4	11,6	13,8
ГМ-50-14	8,2	8,3	-	-
К-50-14	-	-	13,7	-
Б-50-14	-	-	-	17,9
БКЗ-75-39	9,1	9,2	14,5	18,8
В. Производственные котельные с паровыми котлами
ДКВР-10-13	6,7	6,8	10,1
ДКВР-20-13	6,6	6,7	9,9	12,2
ДКВР-35-13	6,5	6,6	9,8	12,0
ГМ-50-14	6,4	6,5	-	-
К-50-14	-	-	11,8	-
Б-50-14	-	-	-	16,0
БКЗ-75-39	7,2	7,3	12,8	16,9

 

*- числа в обозначении типа - теплопроизводительность, Гкал/ч;

** - числа в знаменателе - данные при типовых нагрузках

 

Таблица В.4 * -Капитальные вложения на содержание котельной

 

Котлоагрегаты	Капитальные вложения, млн.р.
В первый агрегат	В последующий агрегат
1.Энергетический 200 т/ч 480 2.Водогрейный ПТВМ-50 ПТВМ-100 ПТВМ-180	4,25 5,43 9,20 10,86     - - -	7,10 8,17 8,47 8,48     0,35 0,65 0,95

 

*Примечание - Данные приведены для котельных, использующих газ или мазут, при использовании угля вводится повышенный коэффициент 1,10-1,14

 

Таблица В.5 - Удельные капитальные вложения в котельную и нормы амортизации

 

Тип котельной	Капитальные вложения, в тыс.р. на Гкал/ч максимальной нагрузки	Нормы амортизации %
Районная и промышленная Типовая	1,0-16,0   5,3-7 *	16,5-20,0   -	7,0-7,5   8,0-8,5

 

Таблица В.6 - Значение коэффициента

 

Система теплоснабжения и способ регулирования	Отношение расходной нагрузки горячего водоснабжения к нагрузке отопления
Закрытая. Смешанная схема включения горячего водоснабжения	0,1	1,07	1,13
Открытая. Параллельная схема включения горячего водоснабжения	0,1	1,03	1,05
Закрытая или открытая. Регулирование отпуска тепла по суммарной нагрузке отопления игорячего водоснабжения	0,1	0,96	0,92

 

Таблица В.7 - Штатные коэффициенты для котельной

 

Тип котельной	Вид топлива
уголь	газ
а) для раздельной схемы: промышленная котельная районная отопительная котельная б) для комбинированной схемы: пиковая котельная	1,0*- 1,7* 0,17** - 0,6**** 0,17***-0,6****	0,6* - 1,0** 0,1**-0,4**** 0,1***-0,4****

 

*- при мощности котельной 30 Гкал/ч;

** - при мощности котельной 100 Гкал/ч;

*** - при мощности котельной 400 Гкал/ч;

****-при мощности котельной 1000 Гкал/ч.

 

 

Таблица В.8 – Тарифы на железнодорожные перевозки топлива

141-160		331-360		601-640	238,5	961-1000		1401-1450	451,5	2201-2300
121-141		301-330	157,5	571-600	229,5	921-960	322,5	1351-1400		2101-2200
101-120	109,5	281-300	151,5	541-570	220,5	881-920		1301-1500	424,5	2001-2100	616,5
91-100	103,5	261-280	145,5	511-540	214,5	841-880	301,5	1251-1300		1901-2000	589,5
81-90		241-260		481-510	205,5	801-340		1201-1250	397,5	1801-1900	562,5
71-80	97,5	221-240		451-480		761-800		1151-1200	385,5	1701-1800
61-70	94,5	201-220	130,5	421-450		721-760		1101-1150	364,5	1601-1700
51-60	76,5	181-200		391-420	181,5	681-720	259,5	1051-1100	358,5	1500-1600	484,5
0-50	76,5	161-180		361-390		641-680		1001-1050		1451-1500	463,5	2301-2400	694,5
км	р.	км	р.	км	р.	км	р.	км	р.	км	р.	км	р.

 

 

Приложение Г

(обязательное)

Приведение разновременных затрат и результатов к расчетному году

Таблица Г.1 - Коэффициент приведения разновременных затрат и результатов к расчетному году

 

Число лет, предшеств. расчетному году	Коэффиц. приведения d1	Число лет, следующ. за расчетом	Коэффиц. приведения d1	Число лет, следующ. за расчетом	Коэффиц. приведения d1
	2,5937		0,9091		0,3505
	2,3579		0,8264		0,3106
	2,1436		0,7513		0,2897
	1,9487		0,6830		0,2633
	1,7716		0,6209	.15	0,2394
	1,6105		0,5645		0,1486
	1.4641		0,5132		0,0923
	1,3310		0,4665		0,0573
	1,2100		0,4241		0,0221
	1,100		0,3855		0,0085
	1,000