Технико-экономическое обоснование децентрализованного отопления многоквартирного дома

Описание технического решения

Необходимо отметить, что свод правил [1] содержит указания по проектированию вновь строящихся и реконструируемых автономных котельных, выполнение которых обеспечит соблюдение обязательных требований к котельным установкам, установленных действующим СНиП II-35-76 «Котельные установки». Решение вопроса о применении данного документа при проектировании и строительстве конкретных зданий и сооружений относится к компетенции проектной или строительной организации. В случае если принято решение о применении настоящего документа, все установленные в нем правила являются обязательными. Частичное использование требований и правил, приведенных в настоящем документе, не допускается.

В рамках настоящей работы выполнен технико-экономический расчет, обосновывающий строительство крышной котельной. Расчет выполнен на основании Методических рекомендаций по оценке эффективности инвестиционных проектов рекомендации [2]. По результатам расчета срок окупаемости капитальных затрат на строительство крышной котельной составит менее 3 лет. При этом с технической стороны, будет достигнут энергоресурсосберегающий режим теплогенерации и теплопотребления.

Расчетные тепловые нагрузки представлены в табл.1.

Таблица 1. Расчетные тепловые нагрузки

Жилой дом № 22/2 по ул. Строителей в г. Коврове

На этапе предпроектных работ принято решение о строительстве крышной котельной рассматриваемого здания на базе двух котлов суммарной мощностью 1,6 МВт:

Котлоагрегат №1: Unical Ellprex 870 кВт (Италия) с газовой горелкой ELCO (Швейцария) c диапазоном модуляции 20-100%

Котлоагрегат №2: Unical Ellprex 760 кВт (Италия) с газовой горелкой ELCO (Швейцария) c диапазоном модуляции 20-100%

Обоснованность принятого технического решения аргументирована следующим:

1. Согласно п 3.7 СП «Проектирование автономных источников теплоснабжения» [1] тепловые нагрузки для расчета и выбора оборудования котельных должны определяться для трех режимов:

а) максимального 1,6 МВт — при температуре наружного воздуха в наиболее холодную пятидневку;

б) среднего 1,07 МВт — при средней температуре наружного воздуха в наиболее холодный месяц;

в) летнего (режим, когда котлоагрегат №2, способный производить минимум 130 кВт при максимальном КПД 92%, будет работать в оптимальном режиме).

2. Согласно п 3.8 СП «Проектирование автономных источников теплоснабжения» [1] для теплоснабжения зданий и сооружений, имеющих дежурное отопление или в работе систем отопления которых допускаются перерывы, следует предусматривать возможность работы оборудования котельной с переменными нагрузками. Котельное оборудование Unical (Италия) соответствует данным требованиям.

3. Согласно п 3.9 СП «Проектирование автономных источников теплоснабжения» [1] расчетная производительность котельной определяется суммой расходов тепла на отопление и вентиляцию при максимальном режиме (максимальные тепловые нагрузки) и тепловых нагрузок на горячее водоснабжение при среднем режиме.

4. Согласно п 3.10 СП «Проектирование автономных источников теплоснабжения» [1] максимальные тепловые нагрузки на отопление, вентиляцию и средние тепловые нагрузки на горячее водоснабжение жилых, общественных зданий следует принимать по соответствующим проектам.

5. Согласно п 5.5 СП «Проектирование автономных источников теплоснабжения» [1] количество и единичную производительность котлов, устанавливаемых в автономной котельной, следует выбирать по расчетной производительности котельной, но не менее двух, проверяя режим работы котлов для ночного летнего периода года; при этом в случае выхода из строя наибольшего по производительности котла оставшиеся должны обеспечить отпуск теплоты на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение — в количестве, определяемом режимом наиболее холодного месяца.

Таблица 2. Расчетные тепловые нагрузки в период выхода из строя одного из котлов

Жилой дом № 22/2 по ул. Строителей в г. Коврове

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ

1 НИЖЕГОРОДСКИЙ РЕГИОНАЛЬНЫЙ ЦЕНТР ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЯ СОГЛАСОВАНО: Директор департамента энергетики, транспорта и связи Правительства Нижегородской области 2002 г. УТВЕРЖДАЮ Глава Администрации Александровского района Нижегородской области 2002 г. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ по проекту РЕКОНСТРУКЦИЯ СИСТЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ МИКРОРАЙОНА «ЮЖНЫЙ» Г. АЛЕКСАНДРОВСКА ЭТАП 1 РАЗРАБОТАНО: Нижегородский региональный центр энергосбережения Нижний Новгород 2002

2 Исполнители: Зам. исполнительного директора Лоскутов А.Б. Руководитель группы инвестиционного анализа Инженер отдела проектирования и инвестиций Инженер отдела проектирования и инвестиций Нач. отдела энергоаудита Соисполнители: ООО «Сирин-НН» ООО «Энергоперспектива» Мурылева О.Н. Иванова Е.В. Деваева Е.В. Солнцев Е.Б. Князев А.В. Шашков В.А. 2

3 Содержание Аннотация. 4 ЧАСТЬ I. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС. 6 АЛЕКСАНДРОВСКОГО РАЙОНА Общие сведения Сведения об исполнительном агентстве-субзаемщике Описание существующей системы теплоснабжения Анализ фактических эксплуатационных затрат КОНЦЕПЦИЯ МОДЕРНИЗАЦИИ Технические условия на проектируемые котельные Основные технические решения ОСНОВНЫЕ ФИНАНСОВЫЕ И ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ПРОЕКТА Анализ капитальных затрат на реконструкцию Анализ эксплуатационных затрат для проектируемых. 24 котельных Сравнительный анализ. 29 затрат на производство теплоэнергии до и после реконструкции Расчет экономического эффекта Оценка финансовой эффективности Анализ экономической эффективности для двух вариантов комплектации котельной Анализ экономической эффективности. Два способа финансирования проекта Учет прогнозируемого изменения тарифов на энергоносители ОЦЕНКА ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ОКРУЖАЮЩУЮ СРЕДУ Снижение вредных выбросов в воздушный бассейн Сокращение воздействия на грунт и флору Повышение уровня безопасности эксплуатационного персонала. 42 Выводы ЧАСТЬ II. БИЗНЕС-ПЛАН ЗАКЛЮЧЕНИЕ

4 Аннотация Реализация проекта предполагает осуществление следующих мероприятий: — ликвидация угольной котельной 3 МР «Южный» с последующей установкой двух модульных котельных, работающих на природном газе; — реконструкция котельной 9 МР «Южный» с переводом установленных котлов с мазута на газ; — перекладка тепловых сетей. При ликвидации котельной 3 рассматривается 2 варианта комплектации модульных котельных: на отечественном оборудовании; на импортном оборудовании (котлы, горелки, насосы). Реализация проекта позволит достичь следующих результатов: 1. Установка модульных котельных позволит снизить себестоимость производства тепла не менее чем в три раза (с 507,73 до 149,7 руб/гкал), что позволит получить экономию денежных средств в размере тыс. руб/год. 2. Перевод котельной 9 на газовое топливо позволит снизить долю топливной составляющей себестоимости производства теплоэнергии с 347,75 руб/гкал до 68,15 руб/гкал, что позволит получить экономию денежных средств в размере тыс. руб/год. 3. Экономия за счет снижения тепловых потерь при перекладке тепловых сетей составит 730 тыс. руб/год. Данные показатели рассчитаны на основании цен на энергоносители, представленные заказчиком. Проведенная с учетом планируемого повышения цен на энергоносители оценка изменения экономических показателей проекта показала, что данный фактор приведет к увеличению планируемой себестоимости и, соответственно, снижению ежегодного экономического эффекта примерно на 17%. Планируемая себестоимость производства теплоэнергии на модульных котельных в этом случае составит 175,2 руб/гкал. Годовой экономический эффект тыс.руб. Срок окупаемости 4 года. Проект обладает следующими характеристиками: Суммарная нагрузка реконструируемых модульных котельных 10,237 МВт. Средняя себестоимость производства тепла до реконструкции составляет: на котельной 3 507,73 руб/гкал, на котельной 9 499,34 руб/гкал. Суммарная выработка теплоэнергии до реконструкции составляет на котельной Гкал в год, на котельной Гкал в год. После реконструкции средняя себестоимость производства теплоэнергии на модульных котельных составит 149,7 руб/гкал (с учетом повышения тарифа 175,2руб/Гкал), топливная составляющая себестоимости на котельной 9 68,15 руб/гкал. 4

5 Общая стоимость проекта составляет тыс. руб., в том числе на оборудование тыс. руб. Разработано технико-экономическое обоснование и составлены бизнеспланы для двух способов финансирования данного проекта: 1. С использованием кредита Нижегородских коммерческих банков (кредит сроком на 3 года; процентная ставка по кредитам 25% годовых). 2. С использованием собственных средств. Показатели эффективности проекта: (при финансировании за счет собственных средств) Годовой экономический эффект тыс. руб. Дисконтированный период окупаемости — 39 мес. Чистый приведенный доход за 15 лет руб. Внутренняя норма рентабельности 67,05 %. Индекс доходности 2,42. Данные показатели получены на основе проведения комплексного анализа всех основных факторов эффективности данного инвестиционного решения. В настоящем документе, являющемся первым этапом работы, рассмотрены технические требования и основные технические решения предлагаемых мероприятий, рассчитаны технические, экономические и экологические показатели проекта. На втором этапе работ будут уточнены вопросы перекладки сетей, приложена соответствующая техническая документация. 5

6 ЧАСТЬ I. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ 1. ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС АЛЕКСАНДРОВСКОГО РАЙОНА 1.1 Общие сведения Александровский район с численностью населения 60 тыс. жителей входит в состав Нижегородской области. Районный центр г. Александровск с населением 33,7 тыс. человек расположен в 55 км северо-западнее г. Нижнего Новгорода вверх по течению р. Волги в лесной климатической зоне. Город занимает территорию примерно 17 кв. км. Основные виды производственной деятельности в г. Александровске связаны с судостроением и судоремонтом, деревообработкой, машиностроением, художественными промыслами, легкой и пищевой промышленностью. Александровский район характеризуется следующими климатическими данными: Среднегодовая температура: 4,1 о С. Средняя температура отопительного периода: — 4,2 о С. Расчетная температура наиболее холодной пятидневки: -32 о С. Продолжительность отопительного периода: 214 дней. 1.2 Сведения об исполнительном агентстве-субзаемщике Администрация Нижегородской области в качестве исполнительного агентства по займу одного из Нижегородских коммерческих банков назначило Администрацию Александровского района Нижегородской области. Заемщик является юридическим лицом, имеет гербовую печать, расчетный и иные счета в банках, штампы и бланки со своим наименованием. 6

7 1.3 Описание существующей системы теплоснабжения В настоящее время теплоснабжение микрорайона «Южный» обеспечивается от двух котельных: 3, мощностью 12 МВт и годовой выработкой теплоэнергии 15,03 тыс. Гкал/год; 9, мощностью 22,2 МВт, годовой выработкой 27,7 тыс. Гкал/год, которые совместно обслуживают основную группу жилых и общественных зданий микрорайона. Тепловые сети этих котельных работают изолировано, однако зоны их обслуживания неупорядочены и имеют многочисленные пересечения, что увеличивает затраты электроэнергии на транспорт теплоносителя и существенно усложняет работу эксплуатационного персонала. Все указанные котельные и тепловые сети в настоящее время являются муниципальной собственностью в хозяйственном ведении МУП ТС. Котельная 3 В настоящее время котельная является муниципальной собственностью в хозяйственном ведении МУП ТС, введена в эксплуатацию в 1951 году, топливо каменный уголь, котлы паровозные Ланкаширские 4 ед., общей мощностью 12 МВт. Потребители тепловой энергии: жилой сектор (80 жилых домов); объекта соцкультбыта (12 объектов). Система теплоснабжения двухтрубная. Котлы морально и физически устарели, находятся в эксплуатации с 1951 года. Неоднократно проводился капитальный ремонт котлов. Максимально возможный температурный график С. Расчетные тепловые потери в сетях составляют 24 %. Суммарная тепловая нагрузка с учетом потерь составляет 10,5 МВт. Фактический КПД котельной составляет около 43 %. Общий износ здания и оборудования составляет 76 %. Практически тепловой режим не выдерживается из-за плохого состояния оборудования котельной. Перспективы реконструкции котельной практически отсутствуют, и существует необходимость в ее ликвидации. Мощность, МВт Технические характеристики котельной 3 Нагрузка, МВт Выработка, тыс. Гкал/год Таблица 1 Расход топлива, тыс.тут 12 10,5 15,03 5,46; каменный уголь 7

8 Котельная 9 В настоящее время котельная является муниципальной собственностью в хозяйственном ведении МУП ТС. Котельная введена в эксплуатацию в 1980 году, используемое топливо топочный мазут. Существующее оборудование: три котла ДКВР-6,5/13 и один котел КЕ-10/14. Общая мощность котельной 22,2 МВт. Потребители тепловой энергии: жилой сектор (49 жилых домов), объекты соцкультбыта (5 объектов). Система теплоснабжения четырехтрубная. Котлы в удовлетворительном состоянии, находятся в эксплуатации с 1989 года. Максимально возможный температурный график С. Расчетные тепловые потери в сетях и собственные нужды составляют 10%. Суммарная тепловая нагрузка с учетом потерь составляет 15,29 МВт. Котельная имеет КПД, равный 70%. Общий износ оборудования составляет 15%. Есть перспектива реконструкции котельной с подключением дополнительных нагрузок. Технические характеристики котельной 9 Мощность, МВт Нагрузка, МВт Выработка, тыс. Гкал/год Таблица 2 Расход топлива, тыс. тут 22,2 15,29 27,75 7,4 Выводы: Данной системе теплоснабжения свойственны следующие признаки: 1) существенный износ котельного оборудования; 2) температурный график отпуска тепла для отопительных систем с недоотпуском тепла в наиболее холодные периоды года (недотоп помещений на 5-6 о С) и перегревом помещений в переходные периоды года; 3) предельный износ тепловых сетей, завышенные потери тепла и воды в тепловых сетях; 4) отсутствие средств автоматизации, учета тепла и воды на абонентских вводах. 8

9 1.4 Анализ фактических эксплуатационных затрат Котельная 3: Годовые эксплуатационные фактические затраты на производство тепловой энергии по котельным принимаются согласно калькуляции, представленной заказчиком, и составляют тыс. руб. в год, в том числе на топливо тыс. руб. Затраты на электроэнергию, необходимую для производства теплоты, составляют 549,7 тыс. руб. в год. Прочие расходы тыс. руб. в год. Себестоимость тепловой энергии составляет 507,73 руб/гкал. Более подробно составляющие себестоимости тепловой энергии на котельной 3 представлены в таблице 3. Эксплуатационные расходы для существующего положения котельной 3: Таблица 3 Наименование Затраты Ед. Цена, Объем изм. руб./ед. Всего, На 1 Гкал, тыс. руб. руб. Топливо (уголь) т 5760, ,61 253,58 Эл/энергия квт ч ,95 549,72 36,57 Вода м ,9 6,1 383,39 25,54 Фонд оплаты труда чел 847,19 56,34 Отчисления на соц. нужды % 296,15 19,70 Амортизационные отчисления % 28,01 1,86 Прочие расходы, всего % 1715,69 114,14 общепроизводственные 382,73 25,46 общехозяйственные 671,12 44,65 ремонтный фонд 661,83 44,03 Итого 7631,76 507,73 Объем выработки теплоэнергии 15,031 тыс. Гкал. Наибольший вес в себестоимости имеют статьи затрат: o на топливо (253,58 руб/гкал.) 50%; o прочие расходы (114,11 руб/гкал) 22,5% обосновываются большой величиной ремонтных работ и общехозяйственных расходов. Более детально структура затрат на производство теплоэнергии на котельной 3 представлена на рис. 1. 9

10 Структура затрат на производство теплоэнергии на котельной 3 22,5% 0,4% 15,0% 5,0% 7,2% 49,9% Топливо Эл. энергия Вода Зарплата Амортизац. отчисления Прочие расходы Рис. 1 Котельная 9: Годовые эксплуатационные фактические затраты на производство тепловой энергии по котельным принимаются согласно калькуляции, представленной заказчиком, и составляют тыс. руб. в год, в том числе на топливо тыс. руб. Затраты на электроэнергию, необходимую для производства теплоты, составляют тыс. руб. в год. Прочие расходы тыс. руб. в год. Себестоимость тепловой энергии составляет 499,3 руб/гкал. Более подробно составляющие себестоимости тепловой энергии на котельной 9 представлены в таблице 4. Эксплуатационные расходы для существующего положения котельной 9: Таблица 4 Наименование Затраты Ед. Цена, Объем Всего, На 1 Гкал, изм. руб./ед. тыс. руб. руб. Топливо, всего т 9648,66 347,71 мазут т 5382,4 1785, ,75 ПБТ т ,98 40,91 Эл/энергия квт ч , ,38 50,07 Вода м ,7 5,94 954,92 34,41 Фонд оплаты труда чел 536,02 19,32 Отчисления на соц. нужды % 190,57 6,87 Амортизационные отчисления % 58,22 2,09 Прочие расходы, всего % 1076,68 38,80 общепроизводственные 536,23 общехозяйственные 202,72 ремонтный фонд 337,73 Итого 13854,46 499,3 Объем выработки теплоэнергии 27,8 тыс. Гкал. 10

11 Наибольший вес в себестоимости имеют статьи затрат: o на топливо (347,71 руб/гкал.) 70%. Более детально структура затрат на производство теплоэнергии на котельной 9 представлена на рис. 2. Структура затрат на производство теплоэнергии на котельной 9 6,9% 10,0% 0,4% 5,2% 7,8% Рис. 2 69,6% Топливо Эл. энергия Вода Зарплата Амортизац. отчисления Прочие расходы 11

12 2 КОНЦЕПЦИЯ МОДЕРНИЗАЦИИ Введение Настоящим проектом предусматривается: 1. Ликвидация угольной котельной 3 МР «Южный» с последующей установкой двух модульных котельных. 2. Реконструкция котельной 9 МР «Южный» с переводом установленных котлов с мазута на газ. 3. Перекладка тепловых сетей. Данные по тепловым сетям по результатам предварительной оценки (капитальные вложения и протяженность тепловых сетей) приведены в приложении. Уточненные данные, согласно договору, будут приведены в отчете на втором этапе выполнения работ. Недостатками существующей системы теплоснабжения являются: изношенное состояние котельного оборудования, нерациональная прокладка, т.е. множественное дублирование, тепловых сетей по территории города. 1. Ликвидация угольной котельной 3 Ликвидация угольной котельной 3 МР «Южный» мощностью 12 МВт с последующей установкой двух модульных котельных: мощностью 5 МВт и 7 МВт на ул. Гастелло (далее по тексту газовая котельная 3 МР «Южный» с подключенной нагрузкой 4,277 МВт и годовой выработкой 10,0 тыс. Гкал и котельная по ул. Гастелло ЖЭУ-2 с подключенной нагрузкой 5,96 МВт и годовой выработкой 13,9 тыс. Гкал). Нагрузки котельных принимаются по данным, представленным заказчиком, согласно топливному режиму. Топливный режим данной котельной, а также котельной 9 приведены в приложении. Принимаются к рассмотрению 2 варианта комплектации модульных котельных: отечественным оборудованием котлы производства завода «Ротор»; импортным оборудованием котлы производства завода «Дорогобумкотломаш». 2.1 Технические условия на проектируемые котельные Условия применения Поставке подлежат модульные котельные номинальной мощностью 5 и 7 МВт для МР «Южный» г.александровска Нижегородской области. Покупатель предполагает получить блок-модульные контейнерные котельные заводской готовности, предназначенные для отопления и горячего водоснабжения жилых и общественных зданий. Подача тепла потребителям осуществляется по 4-х трубной системе теплоснабжения. Два теплопровода (подающий и обратный) для системы отопления и два трубопровода (подающий и циркуляции) для системы горячего водоснабжения. 12

13 К котельным подведен природный газ среднего давления, электропитание и холодная вода. Котельные оборудованы системой водоотведения. Трубы отопительной системы выполнены из неоцинкованной стали. Трубы горячего водоснабжения выполнены из оцинкованной стали. Климат Нижегородской области характеризуются следующими данными: — расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления и вентиляции минус 32 С; — средняя температура наиболее холодного месяца минус 16 С; — продолжительность отопительного периода 5136 часов (214 суток); — средняя температура отопительного периода минус 4,2 С. Продолжительность непрерывной работы оборудования в режиме отопления должна составлять не менее 214 суток и 350 суток в режиме горячего водоснабжения. Топливо природный газ давлением на границе поставки 0,3-0,6 МПа и низшей теплотворной способностью (без учета тепла конденсации водяных паров) 35,590 МДж/нм 3 (при нормальных условиях). Температура газа от 5 до 30 С. Исходная вода подается к котельным из городского водопровода. Данные о качестве воды на входе в котельную приведены в таблице 5. Характеристики воды на входе в котельную Таблица 5 Показатель Величина Запах 1 затх Цветность 15 Мутность 4,0 мг/дм 3 Жесткость 1,5 ммоль/дм 3 Остаточный алюминий 14 ной, измеренная на выходе из котельной после разделительных теплообменников, должна быть не менее 5 и 7,37 МВт. 2. Котельные и установленное в ней оборудование должны соответствовать требованиям следующих нормативных документов: — «Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых котлов с давлением пара не более 0,07 МПа (0,7 кгс/см 2 ), водогрейных котлов и водоподогревателей с температурой нагрева воды не выше 388 К (115 С)»; — «Правил безопасности в газовом хозяйстве»; — СНиП II «Котельные установки» (с Изм. БСТ 11-77, Изм. 1 БСТ 1-98); — СНиП Строительные нормы и правила «Газоснабжение»; — «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ); — СНиП Строительные нормы и правила «Тепловые сети»; — СП Свод правил по проектированию и строительству «Проектирование тепловых пунктов». 3. Основные характеристики контейнерной котельной должны соответствовать данным: — нагрузка на отопление 5,39 МВт; — максимальная нагрузка на горячее водоснабжение 1,98 МВт; — суммарная присоединенная нагрузка с учетом потерь 7,37 МВт; — количество котлов и их единичная теплопроизводительность (ориентировочно, см. примечание) 3 2,2 МВт, 1 1 МВт; — система теплоснабжения 4-х трубная. Примечание: количество котлов и их единичная теплопроизводительность уточняется поставщиком оборудования с учетом ограничений настоящих технических требований. 4. Типоразмеры и количество котлов подлежат уточнению поставщиком в соответствии со следующими требованиями и ограничениями: — в соответствии с условиями обслуживания в котельной должно быть установлено не более двух различных типоразмеров котлов; — общее количество котлов не должно превышать 4 штук. 5. Технологическое оборудование котельных должно обеспечивать устойчивое покрытие нагрузки горячего водоснабжения в зимний и летний периоды. 6. При выходе из строя котла максимальной производительности оставшиеся котлы должны обеспечить не менее 70% максимальной нагрузки на отопление. 7. В материалах предложения должны быть приведены технологические схемы котельных и описание предлагаемых технологических схем устойчивого покрытия нагрузки горячего водоснабжения. 8. Температура котловой воды на выходе из котла не должна превышать 115 С. Котлы не должны попадать под действие «Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов» Госгортехнадзора России. 9. Котлы, устанавливаемые в котельных, по экологическим показателям и требованиям безопасности должны соответствовать ГОСТ В состав оборудования котельных должны входить водоподготовительные установки, обеспечивающие подготовку исходной воды для системы го- 14

15 рячего водоснабжения и подпитки контуров котлов и системы отопления. Качество подпиточной воды должно соответствовать требованиям СНиП * и СП «Проектирование тепловых пунктов». При обработке воды для подпитки контуров отопления и горячего водоснабжения должны использоваться материалы и вещества, допущенные органами Минздрава России для контакта с пищевой водой. Применение токсичных веществ не допускается. 11. Котельные должны поставляться в контейнерном исполнении. Если поставка включает в себя два или более контейнеров, в комплект поставки должны входить соединительные трубопроводы и другие элементы, применяемые при монтаже оборудования на месте эксплуатации. 12. Ограждающие конструкции контейнеров должны соответствовать требованиям СНиП II3-79 «Строительная теплофизика» и СНиП «Нормы пожарной безопасности для зданий». 13. Коэффициент полезного действия котлов (или котлов с экономайзерами) при номинальной теплопроизводительности должен быть не менее 92,0% (по низшей теплотворной способности газа, указанной ранее). Величина коэффициента полезного действия подтверждается протоколом сертификационных испытаний и подлежит проверке расчетным путем по обратному балансу в соответствии с «Нормативным методом теплового расчета котельных агрегатов». (Издание Министерства Энергетики СССР 1973 г. выпуска). Поставщиком в составе конкурсного предложения должны быть приведены значения температуры уходящих газов и коэффициента избытка воздуха на выходе из котла при номинальной теплопроизводительности. При поставке котлов, имеющих коэффициент полезного действия более 92%, цена предложения при оценке будет условно скорректирована в соответствии со следующей зависимостью: Р = Р1 3* Р, где Р1 цена предложения; Р стоимость сэкономленного природного газа 3100 Q η 92 P = ( ) f, н Q р где Q номинальная теплопроизводительность котельной (ккал/ч); 3100 число часов использования расчётной нагрузки; Q н р низшая теплотворная способность природного газа (ккал/нм 3 ); η- коэффициент полезного действия котлов (%); f цена природного газа 0,0464 USD/нм Диапазон автоматического регулирования каждого котла должен быть не менее % от номинальной теплопроизводительности. 15. При использовании оборудования с глубоким охлаждением уходящих газов конструкция элементов тракта уходящих газов, на которых возможна конденсация влаги, должна обеспечить их защиту от коррозии, а также удаление конденсата из газового тракта и его нейтрализацию. 16. Максимальная температура воды в подающем трубопроводе системы отопления должна быть 95 С и может регулироваться до 40 С, температура воды в обратном трубопроводе должна быть 70 С и минимальная С в соответ- 15

16 ствии с температурным графиком. Расход воды в контуре отопления должен быть постоянным. Температура воды в системе горячего водоснабжения на выходе из котельной должна быть 60 С, с возможностью регулировки в пределах С. 17. Должна быть предусмотрена установка сетевых теплообменников, отделяющих котловую воду от контуров систем отопления и горячего водоснабжения. Конструкция теплообменников должна обеспечивать возможность механической очистки их поверхности при проведении регламентных работ. 18. Фильтры для очистки воды от механических загрязнений должны быть установлены в обратных линиях отопления и горячего водоснабжения. 19. В котельных должна быть исключена возможность контакта подпиточной воды с атмосферным воздухом. 20. В котельных не должны применяться сосуды, работающие под давлением, подведомственные Госгортехнадзору России. 21. Давление воды после теплообменника в контуре отопления подающей линии должно быть не менее 0,45 МПа. 22. Давление воды в контуре отопления в обратном трубопроводе системы отопления должно быть в динамическом режиме 0,2 МПа и в статическом режиме (при отсутствии циркуляции) 0,3-0,4 МПа. 23. Давление воды после теплообменника в системе горячего водоснабжения должно быть не менее 0,25 МПа. 24. Оборудование котельных и средства автоматизации должны допускать возможность их работы без постоянного присутствия обслуживающего персонала в соответствии с действующими в Российской Федерации нормами. 25. Присоединяемая к тепловым сетям система отопления не автоматизирована, расход воды в ней не должен снижаться ниже 0,8 от номинального значения. 26. Трубопроводы систем отопления и горячего водоснабжения, подачи холодной воды и газа должны быть выведены за пределы котельной не менее чем на 300 мм и снабжены ответными фланцами. 27. Дымовые трубы котельных должны поставляться в виде, готовом для монтажа и дальнейшей эксплуатации. Материал дымовой трубы должен обеспечить срок ее службы не менее 20 лет. Высота дымовой трубы должна быть метров, поставка должна производиться секциями длиной не более 10 метров. 28. Котельные должны быть оснащены: — коммерческими «интеллектуальными» приборами учета расхода воды, газа, тепловой энергии и электроэнергии со стандартным интерфейсом типа RS- 232; — сигнализаторами загазованности помещения котельной, защитой от несанкционированного проникновения в помещение котельной, системами пожарной безопасности и аварийного освещения; — автономным источником электропитания, обеспечивающим при отключении сетевого электроснабжения не менее 12 часов работы всех вышеуказанных систем контроля и учета, освещения и безопасности котельной. 29. Приборы учета воды, тепловой энергии и газа, схемы их включения должны соответствовать «Правилам учета тепловой энергии и теплоносителя» и 16

17 «Правилам учета газа», иметь необходимые российские сертификаты, протоколы о признании заводской поверки в качестве первичной и поверительное клеймо для средств измерений, поставляемых в Российскую Федерацию. 30. Котельные должны быть оборудованы отопительно-вентиляционной установкой, обеспечивающей внутреннюю температуру в котельных в соответствии с соответствующими Российскими нормами. Использование электрической энергии для нагрева воздуха неприемлемо. 31. Поставщик обязан произвести шеф-монтаж оборудования на месте эксплуатации и выполнить пусконаладочные работы. 32. Работы по устройству фундаментов и прокладке необходимых наружных коммуникаций осуществляет покупатель по техническим условиям поставщика. 33. Оформление в установленном порядке ввода оборудования в эксплуатацию осуществляется поставщиком совместно с покупателем. 34. На момент заключения контракта поставщик должен иметь Российские лицензии на проведение проектных, монтажных и пуско-наладочных работ. Котлы, а также вспомогательное оборудование котельной должны быть сертифицированы в соответствии с действующими в Российской Федерации правилами. 35. Техническая документация на русском языке должна включать в себя: — задание на проектирование фундаментов под контейнеры, дымовую трубу и другое оборудование, размещаемое вне контейнеров; — задания на входы и выходы инженерных коммуникаций с указанием их диаметров и расположения относительно осей контейнеров; — тепловую схему и схему газового оборудования котельной с указанием всего оборудования, запорной и регулирующей арматуры, приборов контроля и автоматизации, к схемам должны быть приложены спецификация на оборудование, арматуру и приборы с их техническими данными; — компоновочные чертежи с указанием основных размеров оборудования и проходов; — схемы электрических подключений внешних кабелей электропитания котельной, а также схему подключения сигнализации для передачи на щит диспетчера сигналов об аварийном останове котлов, о срабатывании пожарной сигнализации, о загазованности помещения котельной, о несанкционированном проникновении в помещение котельной посторонних лиц; — схемы электропитания приборов контроля, электроприводов, систем управления и безопасности котлов и котельной в целом; — общие виды каждого щита управления с изображением внутренних плоскостей щитов и расположения приборов, клеммников и других элементов; — паспорта фирм-изготовителей на оборудование, приборы, средства автоматизации, электроаппаратуру и другие изделия, входящие в состав котельной; — данные о номинальных параметрах работы оборудования, а также о предельных параметрах, при которых происходит срабатывание сигнализации; — расчеты взрывных и предохранительных клапанов и их чертежи; — состав и количество продуктов сгорания по ингредиентам; — количество и состав производственных стоков; — требования к сетевой и подпиточной воде; 17

18 — максимальный и минимальный расход и давление воды в контурах котельной. В составе документации должна поставляться пояснительная записка, включающая следующие разделы: — общая характеристика котельной; — тепломеханическая часть; — газовое оборудование; — автоматика и электрооборудование; — водопровод и канализация; — отопление и вентиляция; — пожарная и охранная сигнализация; — эксплуатация и техническое обслуживание; — техника безопасности. Перечень представляемых документов может быть уточнен при заключении контракта. 36. Габаритные размеры и масса котельной или единичного блока должны допускать возможность транспортировки железной дорогой и автотранспортом в соответствии с действующими в Российской Федерации нормами. Масса в транспортном положении не должна превышать 20 тонн. 37. Срок службы котельных не менее 20 лет. 38. Гарантийный срок работы котельной не менее 2 лет со дня ввода в эксплуатацию. 2.2 Основные технические решения Сметная стоимость модульной котельной мощностью 5,0 МВт с котлами завода «Ротор» Таблица 6 Наименование оборудования Ед. изм. Кол-во Сумма с НДС 1 Котлы з-д «Ротор» ВК-21, ВК-22 шт. 3 2 Горелки ГГС-Б-2,2, ГГС-БМ-1,4 шт Насосы шт Химводоподготовка шт Теплообменники шт КИП Автоматика Модуль (контейнер) шт Дымовая труба 30 м (изолированная) шт Монтаж Вспомогательное оборудование Пусконаладка ВСЕГО:

19 Сметная стоимость модульной котельной мощностью 5,0 МВт с котлами завода «Дорогобужкотломаш» Таблица 7 Наименование оборудования Ед. изм. Кол-во Сумма с НДС 1 Котлы завод «Дорогобужкотломаш» КВшт. 3 ГМ-1,0-115Н, КВ-ГМ-2,32-115Н Горелки WBG-140H, WBG-300H шт. 3 3 Насосы шт Химводоподготовка шт Теплообменники шт КИП Автоматика Модуль (контейнер) шт Дымовая труба 30 м (изолированная) шт Монтаж Вспомогательное оборудование Пусконаладка ВСЕГО: Сметная стоимость модульной котельной мощностью 7,0 МВт с котлами завода «Ротор» Таблица 8 Наименование оборудования Ед. изм. Кол-во Сумма с НДС 1 Котлы з-д «Ротор» ВК-21, ВК-22 шт. 4 2 Горелки ГГС-Б-2,2, ГГС-БМ-1,4 шт Насосы шт Химводоподготовка шт Теплообменники шт КИП Автоматика Модуль (контейнер) шт Дымовая труба 30 м (изолированная) шт Монтаж Вспомогательное оборудование Пусконаладка ВСЕГО:

20 Сметная стоимость модульной котельной мощностью 7,0 МВт с котлами завода «Дорогобужкотломаш» Таблица 9 4 Химводоподготовка шт Теплообменники шт КИП Автоматика Модуль (контейнер) шт Дымовая труба 30 м (изолированная) шт Монтаж Вспомогательное оборудование Пусконаладка ВСЕГО: Газовая котельная 3 Котельная по ул. Гастелло Наименование оборудования Ед. изм. Кол-во Сумма с НДС 1 Котлы завод «Дорогобужкотломаш» КВшт. 4 ГМ-1,0-115Н, КВ-ГМ-2,32-115Н Горелки WBG-140H, WBG-300H шт. 4 3 Насосы шт Наименование Мощность, МВт Нагрузка, МВт Характеристики модульных котельных Выработка, Гкал/год Расход топлива, тыс. тут Вариант 1 Вариант 2 В том числе ГВС максим. Таблица 10 ГВС средн. 5,0 4,277 10, , ,0 5,96 13, ,594 1,258 0,525 — Отопление Технология 2. Реконструкция котельной 9. Здание и оборудование котельной 9 МР «Южный» мощностью 22,2 МВт находится в удовлетворительном состоянии, что позволяет провести ее реконструкцию с переводом установленных котлов с мазута на газ при увеличении нагрузки за счет ее перераспределения между котельными при реконструкции теплосетей на 1,764 МВт (5,9 тыс. Гкал/год). Тепловая нагрузка реконструируемой котельной составит 14,3 МВт, а годовая выработка теплоэнергии 30,1 тыс. Гкал/год. 20

21 Технические характеристики котельной 9 после реконструкции Таблица 11 Мощность, МВт Нагрузка, МВт Выработка, тыс. Гкал/год Расход топлива, тыс. тут 22,2 14,3 30,1 4,762 газ 3. Перекладка тепловых сетей. В связи с предельной изношенностью тепловых сетей и нерациональностью распределения тепла от котельных к потребителю предлагается реконструировать следующие участки тепловых сетей (табл. 12). Параметры тепловых сетей Таблица 12 п/п Диаметр труб, мм Протяженность теплотрассы, п.м. Котельная 3 МР «Южный» Котельная по ул. Гастелло ЖЭУ Котельная 9 МР «Южный» Общая протяженность сетей м. 21

22 3.ОСНОВНЫЕ ФИНАНСОВЫЕ И ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ПРОЕКТА 3.1 Анализ капитальных затрат на реконструкцию Капитальными затратами являются средства, необходимые для осуществления проекта. Оценка капитальных вложений происходит по специальному документу смете. Смета включает в себя затраты на строительные работы, оборудование, монтажные работы и пр. Исходными данными для составления сметы служат: 1.Данные проекта по составу оборудования, объему строительных и монтажных работ; 2.Прейскуранты цен на оборудование и материалы; 3.Нормы и расценки на строительные и монтажные работы; 4.Тарифы на перевозку грузов; 5.Нормы накладных расходов и пр. Калькуляция капитальных затрат на реконструкцию котельных составлена по результатам предварительного расчета, произведенного проектной организацией «Сирин-НН» (табл. 13). Подробный сметный расчет стоимости строительства приведен в приложении 1. Капитальные затраты на реконструкцию котельных и тепловых сетей Таблица 13 Затраты на реконструкцию, тыс. руб. Стоимость котельного оборудования: В том числе: Котельная 5 МВт Котельная 7 МВт Котельная 9 Проектные работы, всего: В том числе: Котельная 5 МВт Котельная 7 МВт Вариант 1 Вариант , ,2 171,6 195,6 171,6 195,6 Экспертиза проекта 21,84 21,84 СМР, всего: 3495, ,96 В том числе: Котельная 5 МВт 1697, ,48 Котельная 7 МВт 1798, ,48 ОБЩИЕ ЗАТРАТЫ НА РЕКОНСТРУК- ЦИЮ КОТЕЛЬНЫХ В том числе: Котельная 5 МВт Котельная 7 МВт Котельная ПЕРЕКЛАДКА ТРУБОПРОВОДОВ ИТОГО

23 Примечания: 1. Общие затраты включают затраты на оборудование, проектные, СМР работы, экспертизу проекта. 2. В расчете использовалась следующая стоимость прокладки 1 км двухтрубной сети: Ду 80 мм 1321,2 тыс.руб. Ду 100 мм 1645,9 тыс.руб. Ду 125 мм 1878,9 тыс.руб. Ду 150 мм 2149,7 тыс.руб. Ду 200 мм 2670,7 тыс.руб. 23

24 3.2 Анализ эксплуатационных затрат для проектируемых котельных В эксплуатационные расходы входят оплата труда, материалов и топлива, арендная плата, оплата коммунальных, общих и административных услуг, налоги, а также платежи за иные товары или услуги, необходимые для выпуска продукции проекта. Эксплуатационные расходы имеют место каждый год, начиная с первого дня ввода проекта в эксплуатацию. Эксплуатационные расходы оплачиваются из общих доходов проекта. Эксплуатационные затраты при производстве тепловой энергии рассчитываются следующим образом: З = З м + З т + З всп.м + З Wл + З зпл + З с.о + З ам.от + З проч (1) где З м — затраты на сырье и материалы З т затраты на топливо; З всп.м затраты на вспомогательные материалы; З Wл затраты на электроэнергию; З зпл — расходы на заработанную плату; З с.о — отчисления на соц.нужды; З ам.от — амортизационные отчисления; З проч — прочие расходы (общехозяйственные, общепроизводственные, ремонтный фонд). Себестоимость 1 Гкал на котельной находят как отношение суммарных затрат к объему отпуска теплоэнергии за тот же период времени (квартал, год): где Q отпуск теплоэнергии за рассматриваемый период; З суммарные затраты за тот же период; С т = Q З, (2) Расчет объемов потребления топлива, воды и электроэнергии: топливо: В год годовой расход топлива, тыс. м 3, принимается по топливному расчету вода: — расход воды на наполнение: V сист = Q p * V уд, (3) где V сист объем внутренних систем теплопотребления, м 3, Q p расчетная тепловая нагрузка систем теплопотребления, МВт, V уд удельный объем воды, определяемый в зависимости от характеристики системы и расчетного графика температур, принимается 43,1 м 3 /МВт; — расход воды на подпитку: G ПОДП = 0,0025*V СИСТ *τ, (4) где G подп — расход воды на подпитку, τ число часов работы в планируемом периоде, принимается 5112 ч; С в е теплоемкость горячей воды, принимается равной 4187 кдж/(м 3 * 0 С) электроэнергия: — на отопление: Э от = Э уд от * Q p * τ от, (5) 24

25 где Э от, расход электроэнергии на выработку тепла для отопления, Q p расчетная тепловая нагрузка систем теплопотребления, МВт, Э уд от, удельная норма расхода электроэнергии, квт*ч/мвт, τ от, число часов работы. Расчет составляющих себестоимости 1) Расчет топливной составляющей себестоимости Годовые затраты на топливо: З т = В Ц, (6) где В годовой расход натурального топлива. Для проектируемого положения расход топлива берется из расчета топливного режима котельной. Цена на топливо природный газ составляет 486,76 руб/тыс.м 3. 2) Расчет затрат на сырье и материалы: а) вода: Годовые затраты на воду: З в = Ц в V, (7) где Ц в стоимость воды, руб/м 3. В данном случае принимается 5,94 руб/м 3 V суммарный расход воды, м 3. б) электроэнергия З W = Ц W W, (8) где Ц W стоимость 1 квт ч электроэнергии. Принимается 1,12 руб. W объем электроэнергии, квт. 3) Расчет затрат на заработную плату Для котельных данного типа необходимое количество персонала составляет 3-5 человек. Среднегодовой фонд заработной платы, приходящийся на 1 человека 18 тыс.руб. Начисления на зарплату составляют 36,4%. 4) Расчет амортизационных отчислений Годовые амортизационные отчисления З ам определяются произведением: З ам =α амр К б 10-2, (9) где α амр норма амортизационных отчислений на реновацию, %. К б балансовая стоимость оборудования. Для котельных установок общая норма амортизации α ам = 4,8%. Рассчитав ежегодные эксплуатационные затраты, рассчитываем себестоимость производства тепловой энергии. Расчет себестоимости производства тепловой энергии приведен в таблицах

26 Эксплуатационные расходы для проектируемого положения Расчет затрат на топливо производился по формуле (6) с учетом цены на природный газ Ц т = 486,76 руб/тыс.м 3 и годового объема потребления В = 1479 тыс.м 3. Затраты на электроэнергию вычислялись по формуле (8), стоимость электроэнергии Ц w = 1,12 руб/квт ч, годовое потребление электроэнергии на выработку теплоты W = квт ч рассчитано по формуле (5). Годовые затраты на воду вычисляются по формуле (7) с учетом годового объема потребления воды V = 2551 м 3 (рассчитано по формулам (3)-(4)), стоимость воды Ц В = 5,94 руб/м 3 по данным заказчика. Затраты на фонд оплаты труда вычисляются исходя из того, что для котельных данного типа необходимое количество персонала составляет 3-5 человек. Среднегодовой фонд заработной платы, приходящийся на 1 человека 18 тыс.руб. Начисления на зарплату составляют 36,4%. Годовые амортизационные отчисления З ам определялись по формуле (9), где норма амортизационных отчислений на реновацию α амр = 4,8%. С учетом разницы в стоимости отечественного и импортного оборудования для комплектации котельной, балансовая стоимость оборудования для котельной 5 МВт составляет: К б = 4800 тыс. руб. (вариант 1), К б = 5200 тыс. руб. (вариант 2), для котельной 7 МВт: К б = 6700 тыс. руб. (вариант 1), К б = 7350 тыс. руб. (вариант 2), принимаются по смете (приложение 1). Результаты расчета сведены в таблицы Эксплуатационные затраты по газовой котельной 3 5 МВт (Вариант 1) Таблица 14 Наименование Ед.изм. Объем Цена, руб/ед. Затраты Всего, тыс. руб. На Гкал, руб. Топливо т 1511, ,76 735,79 73,58 Эл/энергия квт ч ,416 1,12 381,34 38,13 Вода м ,25 5,94 15,15 1,52 Фонд оплаты труда чел ,00 9,00 Отчисления на соц.нужды % 36,4 32,76 3,28 Амортизационные отчисления % 4, ,40 23,04 Прочие расходы всего % ,82 22,28 Итого 1708,26 170,83 Объем выработки теплоэнергии: ГКал. Годовые эксплуатационные затраты на производство тепловой энергии составляют тыс. руб. в год, в том числе на топливо 735 тыс. руб. Затраты на электроэнергию, необходимую для производства теплоты, составляют 381 тыс. руб/год. Себестоимость тепловой энергии 170,83 руб/гкал. 26

27 Эксплуатационные затраты по газовой котельной 3 5 МВт (Вариант 2) Таблица 15 Наименование Ед.изм. Объем Цена, руб/ед. Затраты Всего, тыс. руб. На Гкал, руб. Топливо т 1463, ,76 712,55 71,26 Эл/энергия квт ч ,416 1,12 381,34 38,13 Вода м ,25 5,94 15,15 1,52 Фонд оплаты труда чел ,00 5,40 Отчисления на соц.нужды % 36,4 19,66 1,97 Амортизационные отчисления % 4, ,60 24,96 Прочие расходы всего % 3 42,97 4,30 Итого 1475,27 147,53 Объем выработки теплоэнергии: ГКал. Годовые эксплуатационные затраты на производство тепловой энергии составляют тыс. руб. в год, в том числе на топливо 712 тыс. руб. Затраты на электроэнергию, необходимую для производства теплоты, составляют 381 тыс. руб/год. Себестоимость тепловой энергии 147,53 руб/гкал. Эксплуатационные затраты по котельной по ул. Гастелло 7 МВт (Вариант 1) Таблица 16 Наименование Ед.изм. Объем Цена, руб/ед. Затраты Всего, тыс. руб. На Гкал, Руб. Топливо т 2101, , ,74 73,58 Эл/энергия квт ч ,848 1,12 590,96 42,52 Вода м ,20 5,94 33,43 2,40 Фонд оплаты труда чел ,00 6,47 Отчисления на соц.нужды % 36,4 32,76 2,36 Амортизационные отчисления % 4, ,60 23,14 Прочие расходы всего % ,72 22,57 Итого 2405,20 173,04 27

28 Объем выработки теплоэнергии: Гкал. Годовые эксплуатационные затраты на производство тепловой энергии составляют тыс. руб. в год, в том числе на топливо 1023 тыс. руб. Затраты на электроэнергию, необходимую для производства теплоты, составляют 591 тыс. руб/год. Себестоимость тепловой энергии 173,04 руб/гкал. Эксплуатационные затраты по котельной по ул. Гастелло 7 МВт (Вариант 2) Таблица 17 Наименование Ед.изм. Объем Цена, руб/ед. Затраты Всего, тыс. руб. На Гкал, Руб. Топливо т 2034, ,76 990,44 71,26 Эл/энергия квт ч ,848 1,12 590,96 42,52 Вода м ,20 5,94 33,43 2,40 Фонд оплаты труда чел ,00 3,88 Отчисления на соц.нужды % 36,4 19,66 1,41 Амортизационные отчисления % 4, ,80 25,38 Прочие расходы всего % 3 61,24 4,41 Итого 2102,52 151,26 Объем выработки теплоэнергии: Гкал. Годовые эксплуатационные затраты на производство тепловой энергии составляют тыс. руб. в год, в том числе на топливо 990 тыс. руб. Затраты на электроэнергию, необходимую для производства теплоты, составляют 591 тыс. руб/год. Себестоимость тепловой энергии 151,26 руб/гкал. Таким образом, суммарные годовые эксплуатационные затраты на производство тепловой энергии по двум проектируемым котельным составляют: Вариант 1: тыс. руб. в год, в том числе на топливо тыс. руб. Затраты на электроэнергию, необходимую для производства теплоты 972 тыс. руб/год. Себестоимость тепловой энергии 172,11 руб/гкал, что на 66% меньше себестоимости для существующего положения. Вариант 2: тыс. руб. в год, в том числе на топливо тыс. руб. Затраты на электроэнергию, необходимую для производства теплоты, 972 тыс. руб/год. Себестоимость тепловой энергии 149,7 руб/гкал, что на 70% меньше себестоимости для существующего положения. 28

29 Выработка теплоэнергии, Гкал Суммарные затраты на выработку теплоэнергии, тыс. руб. Себестоимость 1 Гкал., руб. Сводная таблица эксплуатационных расходов по двум проектируемым котельным Таблица 18 Существующее реконструкции После Экономия положение Вариант 1 Вариант 2 Вариант 1 Вариант , ,9 507,73 172,11 149,7 335,62 358,03 Примечание: расчет экономии произведен по формуле: Э = (Ст Сн) Q, (10) где Ст себестоимость выработки теплоэнергии до реконструкции, Сн средняя по двум котельным себестоимость выработки теплоэнергии после реконструкции; Q суммарная по двум модульным котельным выработка теплоэнергии после реконструкции. 3.3 Сравнительный анализ затрат на производство теплоэнергии до и после реконструкции На основании данных по фактической себестоимости тепловой энергии на котельной 3 за 2001 год, представленных заказчиком, и нормативной себестоимости производства теплоэнергии на устанавливаемых модульных котельных, рассчитанной в п. 3.2, проводим сравнительный анализ затрат на производство теплоэнергии для существующего и проектируемого положения по следующим статьям: — затраты на топливо; — затраты на эл.энергию; — затраты на воду; — затраты на заработную плату; — затраты на прочие расходы; — суммарные затраты по котельной. Полученные результаты представлены в виде диаграмм (рис. 3-9). Так как проведенный экономический анализ эффективности рассматриваемых вариантов комплектации котельных (п.3.5) показал преимущества второго варианта, то в данном разделе представлена графическая обработка результатов, полученных при разработке варианта комплектации котельных импортным оборудованием. 29

30 Затраты на топливо, руб/гкал Существ. Проект. Рис. 3 Затраты на эл. энергию, руб/гкал Существ. Проект. Рис. 4 Затраты на воду, руб/гкал Существ. Проект. Рис. 5 30

31 Затраты на ФОТ, руб/гкал Существ. Проект. Рис. 6 Затраты на прочие расходы, руб/гкал. 120 Существ Проект. Рис. 7 Общие затраты, тыс.руб/год Существ Проект Рис. 8 31

32 Общие затраты, руб/гкал Существ Проект Рис. 9 На рис. 10 представлена сравнительная характеристика удельных затрат на топливо по котельной 9 для существующего и проектируемого положения Затраты на топливо, руб/гкал 400 Существ Проект. 0 Рис

33 3.4 Расчет экономического эффекта Существуют следующие статьи экономии: 1. Экономия затрат на выработку теплоэнергии в результате реконструкции угольной котельной 3 строительство автоматизированных газовых модульных котельных. Достигается снижение себестоимости выработки 1 Гкал теплоэнергии с 507,73 руб/гкал (существующая котельная 3) до 172,11 руб/гкал (Вариант 1), до 149,7 руб/гкал (Вариант 2). Экономический эффект тыс. руб/год. (Вариант 1), тыс. руб/год. (Вариант 2). 2. Экономия затрат на выработку теплоэнергии в результате модернизации мазутной котельной 9 с переводом ее на газовое топливо. Достигается снижение затрат на топливо с тыс. руб (существующая мазутная котельная 9) до тыс. руб. Экономический эффект тыс. руб/год. 3. Экономия затрат за счет снижения тепловых потерь при перекладке тепловых сетей. Экономический эффект 730,15 тыс. руб/год. Общий экономический эффект: Вариант тыс. руб/год; Вариант тыс. руб/год. Экономический эффект от проекта Таблица 19 Экономический эффект, Наименование мероприятия тыс. руб/год Вариант 1 Вариант 2 Экономия затрат на выработку теплоэнергии в результате реконструкции угольной котельной 3 строительство автоматизированных газовых модульных котельных Экономия затрат на выработку теплоэнергии в результате модернизации мазутной котельной с переводом ее на газовое топливо Экономия затрат за счет снижения тепловых потерь при перекладке тепловых сетей 730,15 730,15 ИТОГО Т.о. предполагаемый срок окупаемости составляет: Вариант 1 Т = Капиталовложения/Экономический эффект = 39640/17167=2,3 года Вариант 2 Т = Капиталовложения/Экономический эффект = 40690/17713=2,3 года 33

34 3.5 Оценка финансовой эффективности Анализ экономической эффективности для двух вариантов комплектации котельной Произведем упрощенный анализ экономической эффективности двух вариантов комплектации котельных. Исходные данные и результаты анализа представлены в таблице 20 Таблица 20 Вариант 1 (отечеств.) Вариант 2 (импортн.) Себестоимость теплоэнергии, руб/гкал 172,1 149,7 Ежегодный экономический эффект, тыс.руб , ,9 Капитальные затраты на модернизацию котельной, тыс.руб Индекс доходности 3,0 3,5 Примечание: расчет индекса доходности проводился по следующим формулам: NPV ИД =, I n Рt Зt NPV=, t + 1 ( 1 Eн) где: NPV — чистый дисконтированный доход, Р t — суммарные выгоды или затраты проекта в год, З t — затраты на проект в год t, Ен — ставка дисконта, n — срок жизни проекта. Как видно из приведенной таблицы, максимальным индексом доходности обладает Вариант 2. Т.о. вариант комплектации котельной с использованием импортного оборудования является более предпочтительным как обладающий наилучшими техническими и экономическими показателями. В связи с этим дальнейший, более детальный, расчет критериев экономической эффективности производим для Варианта Анализ экономической эффективности. Два способа финансирования проекта Для принятия решения об эффективности проекта необходимо произвести экономический расчет следующих финансовых показателей: 1. Чистый дисконтированный доход NPV Чистый дисконтированный доход — чистый дисконтированный показатель ценности проекта, определяется как сумма дисконтированных значений неттопоступлений (поступлений за вычетом затрат), получаемых в каждом году в течение срока жизни проекта. Любой проект, дающий положительное значение NPV при выбранной ставке дисконтирования, является приемлемым. Чем больше значение NPV, тем выгоднее проект. Чистый дисконтированный доход является наи- 34