Сводные показатели экономической эффективности модульных котельных,

Энергия-СПБ

Сводные показатели экономической эффективности модульных котельных,

Оценка эффективности проекта, сопоставление вариантов технических решений, принятых в проекте, сравнение проектов, а также оценка степени совершенства эксплуатации производится на основании ряда технико — экономических показателей котельной. К ним относятся прежде всего КПД котельного агрегата и котельной брутто ȵбр и нетто ȵн, характеризующие степень использования теплоты, содержащейся в топливе.

Для удобства сопоставления разных типов котельных, работающих с разными производительностями при различающихся параметрах и на различных топливах, принято в качестве общего показателя использовать удельный расход условного топлива на единицу выработанной или отпущенной теплоты:

где Вгод — годовой расход топлива, кг или т у. топлива; ∑Qв — количество выработанной или ∑Qот — отпущенной котельной теплоты, Гкал/год.

Разница между выработанным и отпущенным количеством теплоты расходуется на собственные нужды и потери в котельной, т. е. характеризует рациональность тепловой схемы, правильность выбора вспомогательного оборудования, а также степень совершенства эксплуатации оборудования котельной и утилизации тепловых отходов, т. е.

степень использования оборудования, расхода пара или горячей воды на собственные нужды (на подогрев топлива, воды, воздуха, обдувку и обмывку поверхностей нагрева), состояние конденсатного хозяйства, глубину утилизации теплоты продувочной воды, конденсата, а при наличии котлов — утилизаторов степень использования вторичных энергетических ресурсов (ВЭР), называемых также побочными (ПЭР).

В формулы удельного расхода топлива (11.1) и (11.2) входят данные о его годовом расходе (включая потери) и о годовых выработке или отпуске теплоты.

Годовой расход условного топлива для котельных можно найти из выражения:

где knт ≥ 1 — коэффициент, учитывающий потери топлива при транспортировке, разгрузке, хранении, внутреннем перемещении и обработке, а также расход топлива на растопки и другие потери; ȵку/бр — КПД брутто котельной установки в долях, найденный в тепловом расчете при проектировании или принятый по данным завода — изготовителя.

Потери топлива имеют место при его транспорте с места добычи или склада поставщика до потребителя. При расчетах за твердое топливо франко — склад или шахта поставщика потери топлива зависят от вида транспорта (железная дорога, автотранспорт и т. д.

), вида топлива (торф, бурый, каменный уголь), его крупности, наличия защитных мер при перевозке против сдувания топлива ветром, числа перегрузок и от расстояния между поставщиком и потребителем.

Эти потери при транспорте для бурых и каменных углей не должны превышать 0,6 — 10,8 % количества перевезенного топлива и только для фрезерного торфа допускаются до 1,5 %. Потери топлива у потребителя связаны с разгрузкой, перемещениями топлива по складу и в системе топливоподачи.

Эти потери для каменного и бурого углей не должны превышать 0,8 %, для фрезерного торфа — 1,3% количества топлива. Следует учитывать, что каждая перевалка углей увеличивает потери примерно на 0,2 %, перегрузка — на 0,45 % количества перемещенного топлива.

Для торфа эти потери составляют соответственно по 0,4 %. Для предупреждения потерь топлива необходимо соблюдение ряда требований к перевозкам, территории, оборудованию склада и условиям хранения твердого топлива (см. гл. 7).

Получение у поставщика жидкого топлива, транспорт, слив и хранение его у потребителя также связаны с потерями. Так, при транспорте жидкого топлива в железнодорожных цистернах его потеря не должна превышать 0,7 кг/т.

В пути от поставщика до потребителя независимо от расстояния и времени года потери составляют 0,03 % перевозимого количества топлива.

При хранении жидкого топлива у потребителя в резервуарах (наземных и заглубленных) потери возникают из-за испарения с поверхности наиболее высококалорийных частей составляющих топлива. Эти потери из 1 т хранимого топлива за месяц не должны превышать 0,75 — 1,05 кг топлива.

Чем выше теплота сгорания жидкого топлива, чем больше в нем углеводородных соединений, ниже температура вспышки в открытом тигле и выше температура в резервуаре для хранения, тем больше потери.

Поэтому необходимо осуществление ряда мероприятий, позволяющих уменьшить потери жидкого топлива: уплотнение всех соединений в приемных, транспортных и сливных устройствах, защитная от солнца окраска и контроль за температурой в резервуарах и расходных баках жидкого топлива.

Эти мероприятия необходимы потому, что все потери топлива принято относить к расходу последнего на отпущенную котельной теплоту. В первом приближении коэффициент, учитывающий потери топлива, можно принимать kn = 1,006 (для мазута и газа) и kпт = 1,015 (для твердого топлива).

Суммарное количество теплоты, вырабатываемой котельной и определяемой из расчета тепловой схемы (см. формулы (5.4) и (5.34) гл. 5), ∑Qв, Гкал/год. Если определена среднегодовая нагрузка котельной Qcр, Гкал/ч, то количество выработанной теплоты, Гкал/год:

где τ — число часов работы установки со средней нагрузкой в течение календарного года.

В случае отпуска из котельной пара целесообразно пересчитать его количество (т/год) в теплоту (Гкал/год), так как от источника теплоснабжения — производственной и производственно — отопительной котельной обычно отпускается несколько тепло — носителей с различными параметрами, меняющимися во времени.

Поскольку в стоимость теплоты, кроме затрат на топливо и другие нужды котельной, входит и электроэнергия, представляет интерес выяснить ее расход в зависимости от производительности и типа котельной. Так как эксплуатационные материалы не всегда обладают должной достоверностью, ниже приведены данные об установленной удельной мощности электрооборудования для различных типов котельных.

На рис. 11.1 изображены кривые изменения установленной мощности электродвигателей и других потребителей электроэнергии ∑Nэл, кВт, отнесенной к установленной тепловой производительности котельной ∑Qуст, Гкал/ч, для производственных, производственно — отопительных и чисто отопительных котельных с закрытой системой теплоснабжения, запроектированных для сжигания газа и мазута;

Из рис. 11.1 видно, что величина Эуд растет с уменьшением тепловой производительности котельной и мало изменяется, начиная с ∑Qyст ≥ 50 Гкал/ч.

Рис. 11.1. Удельная установленная электрическая мощность в зависимости от теплопроизводительности котельной для топлива газ — мазут. (система теплоснабжения закрытая).

Рис. 11.2. Удельная установленная электрическая мощность в зависимости от теплопроизводительности котельной для твердого топлива.

Сжигание: 1 — слоевое; 2 — камерное. Система теплоснабжения закрытая.

Далее из рис. 11.1 видно, что назначение котельной (производственная и т. д.) не резко сказывается на удельной установленной электрической мощности: последняя для всех типов котельной лежит в пределах 15 — 20 кВт/(Гкал/ч).

Теплопроизводительность котельной ниже 25 — 30 Гкал/ч влечет резкое увеличение удельной установленной электрической мощности. Более высокие значения для производственно — отопительных котельных вызваны наличием в них, кроме сетевых и рециркуляционных насосов, питательных насосов паровых котлов.

При открытой системе теплоснабжения удельная установленная мощность из — за повышенных расходов воды должна увеличиться ориентировочно на 25 %.

Для твердого топлива соответствующие кривые изображены на рис. 11.2 для тех же трех типов котельных. Характерным на рис. 11.2 является увеличение в 1,5 — 2 раза установленной мощности при камерном сжигании твердого топлива (см. кривые для производственных и отопительных котельных на рис. 11.2).

По абсолютным значениям установленная электрическая мощность котельных при слоевом сжигании топлива лежит на более низком уровне по сравнению с котельными для газа и мазута.

Попутно отметим, что применение пневмозолоудаления увеличивает установленную электрическую мощность примерно в два раза, а отказ от химической очистки воды и переход к магнитной обработке снижает почти во столько же раз Эуд. Следует иметь в виду, что для большинства котельных установленная электрическая мощность получается выше 100 кВ.

При этом применяется двух ставочный тариф, при котором оплачиваются как присоединенная к районным (городским) сетям установленная мощность, кВт, или заявленный максимум нагрузки, кВт, в часы максимума энергосистемы, так и фактически полученная из сетей электроэнергия.

Основная плата за присоединенную мощность или за 1 кВт максимума нагрузки в разных энергосистемах различна и может изменяться почти в четыре раза. Плата за полученную из энергосистемы электроэнергию меняется еще больше (до 20 раз) и исчисляется со скидками и надбавками, определяемыми с помощью единых Правил пользования электрической и тепловой энергией.

Эти обстоятельства указывают на обязательность сокращения общей установленной электрической мощности, тщательного подбора электродвигателей (в первую очередь к крупным машинам) и потребления электроэнергии из сетей в часы ее минимальной стоимости, что позволяет уменьшить стоимость единицы тепловой энергии.

Особенно важно выполнение этих требований в районах со слаборазвитыми электрическими сетями и невысокой мощностью электростанций.

Для определения затрат электроэнергии, кроме удельной установленной мощности электрооборудования котельных, необходимо знать коэффициент использования установленной мощности. В первом приближении расход электроэнергий в котельной, кВт/год, может быть найден из выражения:

где ∑Nycт/∑Qycт принимается по данным рис. 11.1 или 11.2; ∑Qycт — установленная тепловая производительность котельной, Гкал/ч; т — число часов работы котельной в течение года; kэл — коэффициент использования установленной мощности, для котельных с ∑Qycт ≥ 10 Гкал/ч kэл = 0,5÷0,7; с ∑Qуст ≤ 10 ÷ 200 Гкал/ч kэл = 0,6 ÷ 0,8, а на более крупных составляет около 0,8.

Изложенное позволяет найти годовой расход электроэнергии, пользуясь тепловым эквивалентом 1 кВт-ч, равным 860 ккал, пересчитать этот расход в теплоту.

Следующей величиной, показывающей степень совершенства эксплуатации котельной, является удельный расход воды из внешнего источника.

Выбор тепловой схемы котельной со значительными потерями конденсата и сетевой воды, потерями пара и пр.

, требующей значительных добавок воды из внешних источников, свидетельствует об упрощении технических решений и обязательности их подтверждения технико — экономическими обоснованиями.

Экономия воды из любого источника водоснабжения, а также запреты загрязнения водоемов и рек промышленными сбросами требуют применения замкнутой системы водоснабжения и доведения расхода воды до рационального минимума.

Последний может быть получен в производственных котельных при максимальном возврате конденсата с предприятия, а в отопительно — производственных и отопительных котельных — при закрытой системе теплоснабжения и минимальных потерях конденсата пара и воды в тепловых сетях.

Это важно для маловодных мест, районов с высокоразвитой промышленностью и для всей европейской части страны.

Для первоначальной ориентировки в определении расхода воды дан рис. 11.3, где приведены данные об удельном расходе воды из внешнего источника в зависимости от производительности котельной при закрытой и открытой системах теплоснабжения.

Рис. 11.3. Удельный расход добавляемой из внешнего источника воды в зависимости от теплопроизводительности котельной.

При работе на твердом топливе потребление воды увеличивается в 1,5 — 2,0 раза по сравнению с жидким и газообразным топливом из-за ее расхода на гашение и смыв шлака и золы, а иногда и на транспорт их на золоотвалы.

При открытой системе теплоснабжения расход воды возрастает почти в 8 раз, как это видно из рис. 11.3. Уменьшение производительности котельной также приводит к повышению удельного расхода воды из внешнего источника водоснабжения.

Детальные расчеты расхода воды производятся при проектировании устройств для подготовки воды, направляемой в котельные агрегаты, на подпитку тепловых сетей и другие нужды котельной.

Во всех случаях необходимо рассмотреть возможность повторного использования воды в химводоочистки (вода от промывки фильтров, от взрыхления), от охлаждения подшипников и приборов, от продувки паровых котлов и т. д. Даже сильно загрязненная вода может быть использована для гашения и транспорта шлаков и золы из котельной.

Особенно важен сбор конденсата у потребителей и его возвращение в котельную. В тех случаях, когда конденсат у потребителя загрязняется, необходимо экономически обосновать выгодность потребления и очистки воды от внешнего источника по сравнению с очисткой конденсата.

Дополнительные потребности котельной в воде из водопровода или другого источника водоснабжения могут быть оценены в 3 — 5 % потребляемого химводоочисткой количества воды, так что суммарный расход воды из внешнего источника:

∑Gк = (1,03 ÷ 1,05)Gxво = gуд ∑Q (11.6)

где gуд — удельный расход воды на 1 Гкал/ч теплопроизводительности котельной.

Источник: https://xn----dtbwbdr2a7e.xn--p1ai/common-indicators.html

Экономическая эффективность модернизации котельной

Сводные показатели экономической эффективности модульных котельных,

Стоимость энергии составляет значительную часть эксплуатационных расходов для любого коммерческого здания. Модернизация инженерных систем позволяет сократить эти расходы. Капитальные вложения в модернизацию котельного оборудования во многих случаях имеют короткий срок окупаемости.

Одним из лучших путей, гарантирующим эффективную эксплуатацию котельной, является высокоэффективное регулирование, которое возможно применить и для паровых, и для водогрейных котельных. Высокоэффективное регулирование позволяет сэкономить в среднем от 4 до 5 % используемой тепловой энергии и окупается в течение года.

Как можно добиться повышения эффективности работы котла? Известно, что при определенном соотношении расходов воздуха и топлива происходит наиболее полное сгорание внутри котла.

При этом следует добиваться ведения топочного процесса с минимальным количеством избыточного воздуха, однако при обязательном условии обеспечения полного сгорания топлива.

Если в топку подается избыточный воздух в большем количестве, чем требуется для нормального ведения топочного процесса, то излишний воздух не сгорает и лишь бесполезно охлаждает топку, что может в свою очередь повести к потерям вследствие химической неполноты сгорания топлива.

Необходимо также контролировать температуру уходящих газов. При завышенной температуре дымовых газов на выходе из котла значительно снижается КПД агрегата за счет выброса в атмосферу лишней теплоты, которую можно было бы использовать по назначению.

В тоже время при работе на жидких видах топлива нельзя допускать снижения температуры дымовых газов на выходе из котла ниже 140 °С при содержании в топливе серы не более 1 % и ниже 160 °С при содержании в топливе серы не более 2–3 %.

Значения данных температур обусловлены точкой росы для дымовых газов. При этих температурах начинается процесс выпадения конденсата в дымогарных трубах и дымосборной камере.

При контакте содержащейся в топливе серы с конденсатом вследствие химической реакции образуется сначала сернистая, а затем серная кислота. Результатом чего является интенсивная коррозия поверхностей нагрева.

Для достижения большей эффективности высокоточной регулировки необходимо предварительно произвести базисную очистку топки и дымоходов. Для уменьшения избыточного воздуха и уменьшения температуры уходящих газов необходимо:

– устранить негерметичность камеры сгорания;

– произвести контроль тяги дымохода, при необходимости установить в дымовой трубе шибер;

– повысить или понизить номинальную подводимую мощность котла;

– вести контроль соответствия количества воздуха для горения;

– оптимизировать модуляции горелки (если горелка снабжена этой функцией).

Для газовых котлов с помощью газового счетчика и секундомера можно выяснить, подается ли к горелке необходимое количество топлива. Если котел работает на мазуте, то проверяется, соответствует ли расход, измеренный расходомерным соплом, и давление, создаваемое мазутным насосом, подходящими для эффективной работы котла.

Для оценки эффективности сгорания используется анализатор уходящих газов. Измерения производятся до и после регулировки.

Наиболее подходящими для высокоэффективной регулировки являются котлы с надувными газовыми топками и мазутными топками. Менее подходящими являются котлы с комбинированными горелками для двух видов топлива, а также газовые котлы с атмосферными горелками.

Для комбинированных горелок режим для одного вида топлива часто является компромиссом для сохранения работоспособности на другом виде топлива. А регулировка газовых котлов с атмосферной горелкой ограничено техрегламентом и физическими характеристиками оборудования.

Рисунок 1.Общий вид котельной
Рисунок 2.Автоматика на входе газа в горелку

Регулирование пропусками

Для чугунных котлов в отопительных системах при регулировании теплоподачи в систему отопления по температуре внутреннего воздуха в контрольном помещении здания (регулирование «по отклонению») оно может осуществляться за счет периодического отключения системы (регулирование «пропусками») с помощью температурного датчика. Это позволит экономить от 10 до 15 % потребляемой тепловой энергии и окупится в течение двух лет.

Для стальных котлов такой способ регулирования температуры воды нежелателен. С точки зрения прочностных характеристик для стального котла большой температурный перепад нестрашен, но эксплуатировать котел с температурой воды в обратном трубопроводе (на входе в котел) ниже 55 °С не следует.

Дело в том, что при такой температуре котловой воды температура дымовых газов в местах соприкосновения со стенкой дымогарной трубы может оказаться ниже температуры точки росы, что вызовет выпадение конденсата на стенках дымогарных труб и приведет к их преждевременной коррозии.

Поэтому чаще применяют регулировку температуры воды с помощью трехходового клапана с температурным датчиком, минус этого способа – долгий срок окупаемости, от 5 лет и выше. Как альтернативу можно применить регулирование пропусками в сочетании с термостатическим датчиком температуры обратной воды.

Такой способ менее экономичен и окупится в течение 4–5 лет.

Регулирование выключением

В повсеместной практике осенью с наступлением отопительного периода служба эксплуатации запускает систему отопления и выключает только весной. Это приводит к тому, что даже в теплые дни котел не отключается и продолжает работать.

Автоматическое регулирование выключением при достижении наружной температуры +8 °С может сохранить от 3 до 5 % потребляемой тепловой энергии и окупится за 2–3 года.

Регулирование циклов котла

Если работа котла регулируется «пропусками» в зависимости от температуры наружного воздуха, часто возникает следующая проблема: в переходные периоды, когда наружная температура в течение суток резко изменяется, цикл включения/выключения котла обычно короткий, трубы и отопительные приборы не успевают как следует прогреться и это приводит к недогреву здания; зимой же, когда холодная температура держится постоянно, цикл включения/выключения котла чрезмерно долгий, что приводит к излишнему перегреву здания. Для устранения этой проблемы рекомендуется установить контроллер, регулирующий минимальное и максимальное время включения котла. Это экономит от от 3 до 5% потребляемой тепловой энергии и окупится примерно за 3 года.

Статья подготовлена Н. А. Шониной, старшим преподавателем МАрхИ

Источник: https://www.abok.ru/for_spec/articles.php?nid=4591

Расчет показателей экономической эффективности работы котельной

Сводные показатели экономической эффективности модульных котельных,

< Предыдущая СОДЕРЖАНИЕ Следующая >

Перейти к загрузке файла

Экономическая эффективность- это результативность использования ресурсов. Она определяется путем сопоставления результатов и затрат расходованных на достижение этих результатов.Для определения эффективности производства на уровне предприятий принимается система показателей, включающая обобщение и дифференцированные показатели.К дифференцированным показателям относят показатели, применяемые для анализа эффективного использования отдельных видов ресурсов.Обобщающие показатели характеризуют экономическую эффективность использования совокупности ресурсов.Фондоотдача характеризует уровень использования основных производственных фондов участка. Основные производственные фонды включают балансовую стоимость всех видов групп производственных фондов. Расчет фондоотдачи производится по формуле:,Где — средний тариф за 1ГДж теплоты, руб.Средний тариф за 1ГДж отпущенной теплоты на 28% превышает себестоимость 1ГДЖ отпущенной теплоты и определяется по формуле:ТогдаФондоемкость показывает количество основных фондов, вложенных в получение 1руб. продукции.Фондовооруженность определяется по формуле, тыс.руб./челПроизводительность труда оценивается по коэффициенту обслуживания и определяется по формуле,, МВт/чел

Где Ч-численность эксплуатационного персонала, чел.

Среднемесячная заработная плата работников определяется по формуле:

Среднемесячная заработная плата рабочих определяется по формуле:

Где -численность рабочих (основных и вспомогательных). чел.

Прибыль полученная от годового отпуска теплоты котельной определяется по формуле:

Не вся прибыль полученная предприятием остается в его распоряжении. Предприятию необходимо произвести уплату налога на недвижимость и налога на прибыль, если есть штрафные санкции. Оставшаяся часть прибыли поступает в распоряжение предприятия.

,

Где — сумма налога на прибыль, руб.

Где — ставка налога на прибыль, по действующему законодательству, %.

Рентабельность- относительная величина, выраженная в процентах и характеризующая эффективность применения в производстве ресурсов овеществленного труда или текущих издержек производства.

Определяют следующие показатели рентабельности: уровень рентабельности отпущенной теплоты, уровень рентабельности собственного капитала, уровень рентабельности капиталовложений.

Уровень рентабельности отпущенной теплоты определяется по формуле, ,

,

Уровень рентабельности собственного капитала определяется по формуле, ,

Все полученные результаты по разделам 1 и 2 сводим в таблицу 6.

Таблица 6- Основные технико-экономические показатели котельной

НаименованиеОбоснованиеПоказатели
Установленная мощность котельной, МВтQуст17
Годовая выработка теплоты, ГДж/годQвыргод307285,9
Годовой отпуск теплоты, ГДж/годQотпгод294994,5
Число часов использования установленной мощности, ч/годhуст5021
Удельный расход топлива на 1 отпущенный ГДж теплоты:
  • — условного, тут/ГДж
  • — натурального, тнт/ГДж
Годовой расход топлива в котельной:
  • — условного, тут/год
  • — натурального, тнт/год
BотпуBотпн
Удельный расход электрической мощности на собственные нужды, кВт/МВтNсн33
Установленная мощность токоприемников, кВтNуст561
Удельный расход воды, т/ГДжGс.в0,29
Годовой расход воды, т/годGгодсв85824
Амортизационные отчисления, тыс. руб.Sам5225572,3
Численность персонала, челЧ44
Фонд оплаты труда работникам, тыс. руб.Фо.т
Среднемесячная заработная плата, тыс. руб./мес.:ЗсрЗср.р
Годовые эксплуатационные расходы, тыс. руб./годSкот2632345,1
Себестоимость 1ГДж отпускаемой теплоты, руб./ГДжSg8923,4
ФондоотдачаФо0,028
ФондоемкостьФе3,5
Фондовооруженность, тыс. руб./чел.Фвоор270061,6
Прибыль, тыс. руб.Пр737073257,7
Чистая прибыль, тыс. руб.Пч560175676,2
Рентабельность отпущенной теплоты, %Рпр28
Рентабельность собственного капитала, %Рк62

Источник: https://vuzlit.ru/1140339/raschet_pokazateley_ekonomicheskoy_effektivnosti_raboty_kotelnoy

8.4 Расчет простых показателей экономической эффективности инвестиций

Сводные показатели экономической эффективности модульных котельных,

Годовая прибыль, р.:

П=С·Qгодотп= 1417∙3988,7 = 5652 тыс. р.;

где С – себестоимость теплоты дляпроектируемой блочно-модульной котельной.

Срок окупаемости:

Ток = К/П=14440,0 / 5652 = 2,55 года.

Таблица8.2 Сводная таблица экономическихпоказателей блочно-модульной котельной

Показатель

Годовая выработка тепла, ГДж (Гкал)

16700

(3988,7)

Капитальные вложения, тыс.р.

14440

Текущие затраты котельной, тыс.р., в т.ч.

5651,65

— на топливо

272,84

— на электроэнергию

214,203

— на воду

581,816

— на заработную плату с отчислениями

2678,05

— на содержание и эксплуатацию оборудования

974,7

— прочие

930,04

Себестоимость отпуска теплоты, р./ГДж (р./Гкал)

338,4

(1417)

Годовая прибыль, тыс.р.

5652

Срок окупаемости, лет

2,55

8.5 Расчет дисконтированных показателей экономической эффективности проекта при внедрении блочно-модульной котельной

Дисконтированные показатели экономическойэффективности инвестиций – этопоказатели, которые учитывают снижениеценности денежных ресурсов по мереотдаления операций, связанных с ихполучением или расходованием, т.е. сучетом фактора времени.

Различают следующие дисконтированныепоказатели экономической эффективностиинвестиций:

а) чистый дисконтированный доход (ЧДД)– это сумма всех дисконтируемыхпоступлений и выплат, возникающих врезультате реализации инвестиционногопроекта;

б) индекс доходности (ИД) – показатель,позволяющий определить отдачу инвесторус каждого вложенного рубля от инвестиции;

в) дисконтированный срок окупаемости(ДОК) – характеризует период, втечение которого дисконтированныекапитальные вложения полностьювозмещаются за счет чистого дохода,получаемого при эксплуатации объекта;

г) внутренняя норма доходности (ВНД) — характеризует ставку дисконтирования,при которой ЧДД обращается в ноль.Экономический смысл ВНД – максимальнаяставка платы за инвестиции, при которомони остаются безубыточными.

Результаты расчетов дисконтированныхпоказателей экономической эффективностипри внедрении блочно-модульной котельнойприведены в таблице 8.3 соответственно.

ЧДД=19116,97 тыс.р.

ИД=19116,97 / 14440,0+1=2,32

Дисконтированный срок окупаемостипроекта может быть определен исходя изусловия, что дисконтированный потокреальных денег нарастающим итогом равеннулю. Дисконтированный срок окупаемостипроекта найдем с помощью линейнойинтерполяцией:

ВНД — это такое значение нормы дисконтаЕ, при котором ЧДД = 0. При Е = 30 %, ЧДД =2209,3 тыс.р. При Е = 35%, ЧДД = -129,1 тыс.р. НайдемВНД с помощью линейной интерполяцией:

Внедрение проектируемой блочно-модульнойкотельной экономически целесообразно,поскольку:

а) ЧДД>0 (ЧДД=19116,97 тыс.р.);

б) ИД>1 (ИД=2,32);

в) дисконтированный срок окупаемостисоставит 3,94 года;

г) запас финансовой прочности составляет(ВНД-Е)=20,72 %.

Таблица 8.3 – Результатырасчетов дисконтированных показателейэкономической эффективности проектапри внедрении блочно-модульной котельной

Показатели

Шаги

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

Прирост прибыли (прибыль до налогооблажения),

тыс. р.

5652,00

5652,00

5652,00

5652,00

5652,00

5652,00

5652,00

5652,00

5652,00

5652,00

2

Капитальные вложения,

тыс. р.

14440,00

3

Амортизационные отчисления,

тыс. р.

722,00

722,00

722,00

722,00

722,00

722,00

722,00

722,00

722,00

722,00

4

Остаточная стоимость имущества в начало года,

тыс. р.

14440,00

13718,00

12996,00

12274,00

11552,00

10830,00

10108,00

9386,00

8664,00

7942,00

5

Остаточная стоимость на конец года,

тыс. р.

13718,00

12996,00

12274,00

11552,00

10830,00

10108,00

9386,00

8664,00

7942,00

7220,00

6

Налог на имущество,

тыс. р.

309,74

293,85

277,97

262,09

246,20

230,32

214,43

198,55

182,67

166,78

7

Налогооблагаемая прибыль,

тыс. р.

5342,26

5358,15

5374,03

5389,91

5405,80

5421,68

5437,57

5453,45

5469,33

5485,22

8

Налог на прибыль,

тыс. р.

1068,45

1071,63

1074,81

1077,98

1081,16

1084,34

1087,51

1090,69

1093,87

1097,04

9

Чистая прибыль,

тыс. р.

4273,81

4286,52

4299,22

4311,93

4324,64

4337,35

4350,05

4362,76

4375,47

4388,17

10

Поток реальных денег,

тыс. р.

-14440,00

4995,81

5008,52

5021,22

5033,93

5046,64

5059,35

5072,05

5084,76

5097,47

5110,17

11

Коэффициент дисконтирования,

%

1,140

1,300

1,482

1,689

1,925

2,195

2,502

2,853

3,252

3,707

12

Дисконтированный поток реальных денег,

тыс. р.

-14440,00

4382,29

3853,89

3389,18

2980,49

2621,07

2304,97

2026,98

1782,51

1567,51

1378,44

13

Дисконтированный поток реальных денег нарастающим итогом,

тыс. р.

-14440,00

-10057,71

-6203,82

-2814,64

165,85

2786,92

5091,89

7118,87

8901,38

10468,89

11847,33

Продолжение таблицы 8.3

Показатели

Шаги

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

1

Прирост прибыли (прибыль до налогооблажения),

тыс. р.

5652,00

5652,00

5652,00

5652,00

5652,00

5652,00

5652,00

5652,00

5652,00

5652,00

2

Капитальные вложения,

тыс. р.

3

Амортизационные отчисления,

тыс. р.

722,00

722,00

722,00

722,00

722,00

722,00

722,00

722,00

722,00

722,00

4

Остаточная стоимость имущества в начало года,

тыс. р.

7220,00

6498,00

5776,00

5054,00

4332,00

3610,00

2888,00

2166,00

1444,00

722,00

5

Остаточная стоимость на конец года,

тыс. р.

6498,00

5776,00

5054,00

4332,00

3610,00

2888,00

2166,00

1444,00

722,00

0,00

6

Налог на имущество,

тыс. р.

150,90

135,01

119,13

103,25

87,36

71,48

55,59

39,71

23,83

7,94

7

Налогооблагаемая прибыль,

тыс. р.

5501,10

5516,99

5532,87

5548,75

5564,64

5580,52

5596,41

5612,29

5628,17

5644,06

8

Налог на прибыль,

тыс. р.

1100,22

1103,40

1106,57

1109,75

1112,93

1116,10

1119,28

1122,46

1125,63

1128,81

9

Чистая прибыль,

тыс. р.

4400,88

4413,59

4426,30

4439,00

4451,71

4464,42

4477,12

4489,83

4502,54

4515,25

10

Поток реальных денег,

тыс. р.

5122,88

5135,59

5148,30

5161,00

5173,71

5186,42

5199,12

5211,83

5224,54

5237,25

11

Коэффициент дисконтирования,

4,226

4,818

5,492

6,261

7,138

8,137

9,276

10,575

12,056

13,743

12

Дисконтированный поток реальных денег,

тыс. р.

1212,16

1065,94

937,35

824,26

724,82

637,37

560,46

492,84

433,37

381,07

13

Дисконтированный поток реальных денег нарастающим итогом,

тыс. р.

13059,49

14125,43

15062,78

15887,04

16611,86

17249,23

17809,69

18302,53

18735,90

19116,97

14

Чистый дисконтированный доход

тыс. р

19116,97

15

Индекс доходности,

б/р

2,32

16

Внутренняя норма дохода,

%

34,72

17

Дисконтированный срок окупаемости,

лет

3,94

Заключение

В данном дипломном проекте рассчитана производственно-отопительная

котельная установка в городе НовыйУренгой. Она предназначена для теплоснабжения производственногоздания с АБК и оборудована двумя

газовыми котлами КСВ-1,0 ,

с номинальной теплопроизводительностью котельной 2000кВт.

Тепловая нагрузка котельной составляет-1800 кВт, в т.ч.:

-отопление-420 кВт

-ГВС- 120 кВт

-вентиляция – 1260 кВт

Котельная работает на попутном нефтяномгазе.

В дипломном проекте рассчитана стоимость1 Гкал выработанного тепла, котораяопределяется путём деления годовыхобщеэксплуатационных затрат на годовойотпуск тепла, она равна 1417 руб.

Годовые общеэксплуатационные затратыскладываются из: затрат на топливо;затрат на использование электроэнергии,воды; из затрат на оплату труда; отчисленияот заработной платы на социальные нужды;затрат на амортизацию; затрат накапитальный и текущий ремонт; затратна административно-управленческийперсонал. Годовая прибыль составляет5652 тыс.руб. Чистый дисконтированныйдоход составляет 19116,97 тыс.руб.Дисконтированный срок окупаемостипроекта составил 3,94 года, индексдоходности 2,32, внутренняя нормадоходности составила 34,72%, запас финансовойпрочности составил 20,72 %.

Список использованных источников

1 Методика определения потребности втопливе, электрической энергии и водепри производстве и передаче тепловойэнергии и теплоносителей в системахкоммунального теплоснабжения (утв.12.08.2003). -М.: ЗАО «Роскоммунэнерго»,2005.-108 с.

2 СНиП 41-01-2003. Отопление, вентиляция икондиционирование . Нормы проектирования.-М.: ФГУП ЦНС. 2004.- 81 с.

3 СНиП 23-01-99 Строительная климатология.–М.: НЦИСФ. 2003.-79 с.

4 Правила технической эксплуатацииэлектрических станций и сетей РоссийскойФедерации. М., Энергосервис, 2003.-208 с.

5 СНиП 41-03-2003. Тепловая изоляцияоборудования и трубопроводов. -М.:ОАО «Теплопроект», 2004. — 28 с.

6 Рекомендации по расчёту и выборуосновного и вспомогательного оборудованиякотельных установок. ГосударственныйПроектный Институт САНТЕХПРОЕКТ.–М.:1994. -115 с.

7 Ривкин С.И., Александров А.А. Теплофизическиесвойства воды и водяного пара. – М.:Энергия, 1980.-43 с.

8 СНиП 12-03-99 Безопасность труд встроительстве. – М.: ФГУ ЦОТС, 1999.-71 с.

9 Правила технической эксплуатациитепловых энергоустановок.-Санкт-Петербург.:Барс, 2003.-206 с.

10 Руководящие указания по эксплуатации,ревизии, ремонту и отбраковкетехнологических трубопроводов(РУ-75).-М.: НПО ОБТ, 1991.-103 с.

11 Правила устройства и безопаснойэксплуатации трубопроводов пара игорячей воды.-М.: НТБ ПОТ, 1997.-122 с.

12 Правила устройства и безопаснойэксплуатации паровых и водогрейныхкотлов.- М.: НПО ОБТ, 1994.- 155 с.

13 Расчет и проектирование теплогенерирующихустановок систем теплоснабжения: Учеб.Пособие для вузов/ В.И. Лебедев,Б.А.Пермяков, П.А.Хаванов.-М.: Стройиздат,1992.-360 с.

14 Кузнецова В.В. Гидравлический расчети разработка гидравлического режиматепловых сетей: Методические указанияк курсовому и дипломному проектированию.-Уфа.:УГНТУ, 1996.-33 с.

15 СанПиН 2.2.4.548-96. Гигиенические требованияк микроклимату производственныхпомещений. М.,1996. – 48 с.

Источник: https://studfile.net/preview/5898238/page:23/

Scicenter1
Добавить комментарий