doc_act

РД 153-34.1-09.321-2002 Методика экспресс-оценки экономической эффективности энергосберегающих мероприятий на ТЭС

Реклама

  Скачать документ



РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО ЭНЕРГЕТИКИ
И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ «ЕЭС РОССИИ»

ДЕПАРТАМЕНТ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ПОЛИТИКИ И РАЗВИТИЯ

РД 153-34.1-09.321-2002 Методика экспресс-оценки экономической эффективности энергосберегающих мероприятий на ТЭС

МЕТОДИКА
ЭКСПРЕСС-ОЦЕНКИ
ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ
ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИХ
МЕРОПРИЯТИЙ НА ТЭС



Реклама

РД 153-34.1-09.321-2002

РД 153-34.1-09.321-2002 Методика экспресс-оценки экономической эффективности энергосберегающих мероприятий на ТЭС



Реклама

Разработано Открытым акционерным обществом «Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей ОРГРЭС»

Исполнители А.Я. САМОЙЛОВ, М.В. ПОТАПОВ, М.А. БЕКИЧ

Согласовано с Центром энергосбережения РАО «ЕЭС России» 03.06.02

Директор Б.Б. КОБЕЦ

Утверждено Департаментом научно-технической политики и развития РАО «ЕЭС России» 11.06.02



Реклама

Начальник Ю.Н. КУЧЕРОВ

РД издан по лицензионному договору с РАО «ЕЭС России».

Срок первой проверки настоящего РД - 2006 г.,

периодичность проверки - один раз в 5 лет.



Реклама

Ключевые слова: экспресс-оценка, экономическая эффективность, алгоритм расчета, критерий эффективности, энергосберегающие мероприятия.

МЕТОДИКА ЭКСПРЕСС-ОЦЕНКИ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИХ МЕРОПРИЯТИЙ НА ТЭС

РД 153-34.1-09.321-2002

Введено впервые

Дата введения 2003-03-01

год - месяц - число



Реклама

Введение

Резко возросшие цены на топливо, электрическую и тепловую энергию обусловили значительный рост стоимости энергии в себестоимости продукции промышленных предприятий, что привело к необходимости кардинального решения на государственном уровне проблемы энергосбережения. Начиная с 1996 г. - года издания Федерального Закона «Об энергосбережении» - был выпущен ряд законодательных актов в области энергосбережения, направленных на повышение эффективности процесса производства, передачи, распределения и потребления энергии. С этой целью РАО «ЕЭС России» совместно с АО-энерго и АО-электростанциями разработана «Программа энергосбережения на 1999 - 2000 гг. и на перспективу до 2005 и 2010 гг.».

Основным принципом формирования эффективной Программы энергосбережения является максимизация отношения объемов экономии топлива и энергии к затратам на реализацию энергосберегающих мероприятий. Этот принцип осуществляется путем отбора наиболее эффективных энергосберегающих мероприятий.

Объективный отбор эффективных вариантов затрудняется большим количеством намечаемых независимых и альтернативных мероприятий и, соответственно, большим объемом технико-экономических расчетов, требующих значительных затрат времени и денежных средств.

В зависимости от масштабности энергосберегающих мероприятий их можно разделить на малозатратные и капиталоемкие. В любом случае целесообразно с точки зрения экономии времени и средств на выполнение технико-экономических расчетов проводить экспресс-оценку (упрощенную оценку) эффективности намечаемых мероприятий.



Реклама

Для малозатратных мероприятий результаты экспресс-оценочного расчета достаточны для принятия решения о целесообразности проведения мероприятий.

Для крупномасштабных мероприятий экспресс-оценка является инструментом отбора экономически эффективных мероприятий, по которым следует разрабатывать технико-экономическое обоснование (ТЭО) и на его основе - проект бизнес-плана.

Экспресс-оценка эффективности мероприятий позволяет без проведения детализированных расчетов с достаточной степенью точности (учитывая большие лаги в определении стоимостных показателей) определять из всего состава намечаемых (предлагаемых) мероприятий наиболее эффективные.

Целью настоящей Методики является экономия топливно-энергетических ресурсов на основе отбора наиболее эффективных мероприятий путем экспресс-оценочных расчетов.

Методика предназначена для использования ее работниками АО-энерго и АО-электростанций, а также проектных и технологических организаций в расчетах оценки экономической эффективности энергосберегающих мероприятий.



Реклама

Методика устанавливает единые принципы и порядок проведения экспресс-оценочных (упрощенных) расчетов по определению эффективности энергосберегающих мероприятий, проводимых на тепловых электростанциях (ТЭС) в условиях рыночной экономики.

Под энергосберегающими мероприятиями на ТЭС в Методике понимаются мероприятия, осуществление которых приводит к экономии топливно-энергетических ресурсов прямо (непосредственно на электростанции) или косвенно (в энергосистеме). При этом объем экономии определяется по разности технико-экономических результатов до и после проведения энергосберегающих мероприятий.

1 КРИТЕРИИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИХ МЕРОПРИЯТИЙ НА ТЭС

1.1 Классификация критериев эффективности

Эффективность энергосберегающих мероприятий определяется системой критериев, отражающих соотношение затрат на проведение мероприятий и результатов, получаемых на ТЭС или в АО-энерго от их осуществления.

В зависимости от масштабности и значимости мероприятий (реконструкция, техническое перевооружение, модернизация, организационно-технические мероприятия) используются простые (без учета фактора времени) или интегральные (дисконтированные) критерии их экономической эффективности.

Простые критерии целесообразно применять при оценке эффективности малозатратных мероприятий, характеризующихся следующим:



Реклама

- единовременные затраты на проведение мероприятия осуществляются в сроки менее 1 года;

- достигнутые вследствие проведения мероприятия технико-экономические результаты и дополнительные годовые эксплуатационные издержки, вызванные внедрением мероприятия, остаются неизменными в течение последующих лет эксплуатации.

В качестве простых критериев используются:

- годовой прирост чистой прибыли1;

- срок окупаемости инвестиций.

1Показатель «годовой прирост чистой прибыли» правомерно использовать для АО-электростанций. Для ТЭС, входящих в АО-энерго, этот показатель носит условный характер: под ним следует понимать экономию издержек производства. Это сделано с целью удобства и адекватности изложения.

Первый показатель характеризует абсолютное значение прибыли, остающейся в распоряжении ТЭС, а второй - скорость возврата вложенных в мероприятие капитальных вложений.

При разработке крупномасштабных мероприятий следует применять интегральные критерии, рассчитываемые с применением дисконтирования.

Дисконтирование (приведение) - это учет неоднозначности стоимостей в течение расчетного периода. Дисконтирование затрат и результатов осуществляется путем приведения будущих затрат и результатов к нынешнему периоду. Современная стоимость будущей суммы определяется с помощью дисконтирующего множителя.

В качестве интегральных критериев используются:

- чистый дисконтированный доход (ЧДД);

- дисконтированный срок окупаемости инвестиций.

Перечисленные выше критерии - это главные (определяющие) критерии, которые необходимы и, как правило, достаточны для определения эффективности мероприятия. Вместе с тем на практике встречаются случаи, когда требуется учитывать дополнительные факторы, которые могут быть вызваны условиями финансирования, конкуренцией, конъюнктурой и др. Тогда следует использовать дополнительные критерии, приведенные в [1] и [2].

1.2 Простые критерии эффективности

1.2.1 Годовой прирост чистой прибыли

Годовой прирост чистой прибыли от внедрения мероприятия (DПч) равен годовому приросту балансовой прибыли за вычетом платежей и налогов:

ч = ДПб - DН, (1.1)

где DПб - годовой прирост балансовой прибыли, руб.;

DН - увеличение суммы установленных налогов и других платежей, руб/год.

Годовой прирост балансовой прибыли DПб в общем виде определяется по выражению

б = DР - DUсум, (1.2)

где DР - стоимостная оценка технико-экономических результатов осуществления мероприятия, руб/год:

DР = DВ Цт

(здесь DВ - экономия топливно-энергетических ресурсов, т у. т.;

Цт - средняя цена 1 т топлива в условном исчислении, руб.);

DU - суммарный прирост годовых эксплуатационных издержек, вызванный осуществлением мероприятия, руб/год:

DUсум = DUам + DUэ

(в данном выражении

DUам - прирост амортизационных отчислений, руб/год;

DUэ - дополнительные годовые эксплуатационные издержки, вызванные осуществлением мероприятия, без амортизационных отчислений, руб/год).

Годовой прирост чистой прибыли DПч с учетом формулы (1.2) составляет

ч = DР - DUсум - DН. (1.3)

Критерием эффективности мероприятия является условие

ч > 0. (1.4)

1.2.2 Срок окупаемости инвестиций

Срок окупаемости инвестицийок) - наименьший отрезок времени, в течение которого единовременные затраты на проведение мероприятия возмещаются за счет приростов чистой прибыли и амортизационных отчислений:

(1.5)

где Kм - капитальные вложения (единовременные затраты) на проведение мероприятия, руб.

Критерием эффективности мероприятия является неравенство

Ток ? Тпр (1.6)

где Тпр - срок окупаемости, приемлемый для участвующих в финансировании мероприятия.

1.2.3 Выбор наиболее эффективных из нескольких намечаемых мероприятий

Такой выбор производится по максимальным значениям чистой прибыли при приемлемом сроке окупаемости, т.е. ранжирование эффективных мероприятий производится по критерию

ч > max при Ток ? Тпр. (1.7)

1.3 Интегральные критерии эффективности

1.3.1 Чистый дисконтированный доход (интегральный доход)

Чистый дисконтированный доход (ЧАД) определяется как разность за расчетный период между стоимостной оценкой технико-экономических результатов и затратами (единовременными и текущими) с учетом налогов и других платежей:

ЧДД = (DРt - DUэt - Kмt - DHt + Лt) (1 + e)1-t, (1.8)

где Т - расчетный период, рекомендуемый в расчетах эффективности энергосберегающих мероприятий, в пределах 10-15 лет;

t - стоимостная оценка технико-экономических результатов в году t, руб/год;

DUэt - дополнительные годовые эксплуатационные издержки в году t, вызванные проведением мероприятия, без амортизационных отчислений на реновацию, руб/год;

Kмt - капитальные вложения в году t на проведение мероприятия, руб/год;

DHt - увеличение налогов и платежей в году t, руб/год;

Лt - ликвидационная стоимость основных фондов в году t, руб/год;

(1 + e)1-t - коэффициент дисконтирования (коэффициент приведения, дисконтирующий множитель);

е - норма дисконта, принимаемая с учетом банковских процентов на вклады, инфляции и риска.

Критерием эффективности мероприятия является условие

ЧДД > 0. (1.9)

1.3.2 Дисконтированный срок окупаемости инвестиций

Дисконтированный срок окупаемости инвестиций - минимальный временной интервал (от начала осуществления мероприятия), по истечении которого чистый дисконтированный доход становится и в дальнейшем остается положительным.

Срок окупаемости с учетом дисконтирования результатов и затрат определяется на основании уравнений

(DРt - DUэt - Kмt - DHt + Лt) (1 + e)1-t = 0, (1.10)

или

(DПчt - DUамt - Kмt + Лt) (1 + e)1-t = 0, (1.11)

решение которых в табличной или графической форме дает срок окупаемости в годах.

Критерием эффективности мероприятия является неравенство (1.6), т.е.

Ток ? Тпр

2 АЛГОРИТМ РАСЧЕТА ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ РЕЗУЛЬТАТОВ ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИХ МЕРОПРИЯТИЙ НА ТЭС

Алгоритм устанавливает единый порядок расчета основных технико-экономических результатов осуществления на ТЭС энергосберегающих мероприятий.

Технико-экономические результаты энергосберегающих мероприятий, проводимых на ТЭС, могут приводить или к экономии топливно-энергетических ресурсов непосредственно на электростанции, или их положительный топливный эффект может проявиться только в энергосистеме (АО-энерго).

К технико-экономическим результатам, приводящим к снижению удельных расходов (экономии) топлива непосредственно на ТЭС, относятся:

- повышение КПД нетто котла;

- снижение удельного расхода тепла брутто на турбину;

- снижение расхода электроэнергии на собственные нужды ТЭС;

- снижение потерь топлива на пуски котла.

К технико-экономическим результатам, приводящим к сбережению топлива и другим положительным эффектам в энергосистеме или на данной электростанции при наличии на ней нескольких групп основного оборудования, относятся:

- увеличение (изменение) мощности и отпуска энергии;

- повышение надежности;

- увеличение продолжительности межремонтного периода;

- сокращение продолжительности ремонта.

В этих случаях топливный эффект (экономия топлива) достигается в энергосистеме или на данной электростанции за счет большей нагрузки высокоэкономичного оборудования ТЭС с низким удельным расходом топлива и, соответственно, разгрузки малоэкономичных агрегатов.

Ниже представлен алгоритм расчета годового прироста балансовой прибыли, являющейся основной составляющей в критериях экономической эффективности, при достижении указанных выше технико-экономических результатов осуществления на ТЭС энергосберегающих мероприятий.

В общем виде годовой прирост балансовой прибыли ДПб [см. формулу (1.2)] от мероприятия, дающего эффект непосредственно на электростанции, определяется по выражению

б = DВ Цт - DUсум. (2.1)

Годовой прирост балансовой прибыли DПб [см. формулы (1.1) и (2.1)] от мероприятия, дающего, как правило, эффект в энергосистеме, определяется по выражению

б = DD + DВ Цт - DUсум, (2.2)

где DD - прирост выручки (дохода), руб.

2.1 Годовой прирост балансовой прибыли ТЭС от повышения КПД нетто котла

Годовой прирост балансовой прибыли DПб [см. формулы (1.2) и (2.1)] ТЭС от повышения КПД нетто котла происходит вследствие получаемой при этом экономии топлива и определяется по формуле

б = Цт - DUсум, (2.3)

где В - годовой расход топлива (в условном исчислении) котлом до проведения энергосберегающего мероприятия, т у. т.;

?1 и ?2 - среднегодовые КПД котла нетто до и после проведения энергосберегающего мероприятия, %.

2.2 Годовой прирост балансовой прибыли ТЭС от снижения удельного расхода тепла брутто на турбину

Годовой прирост балансовой прибыли DПб [см. формулы (1.2) и (2.1)] на ТЭС от снижения удельного расхода тепла брутто на турбину определяется по формуле

б = В DUсум, (2.4)

где q1 и q2 - удельный расход тепла брутто на турбину соответственно до и после проведения энергосберегающего мероприятия, ккал/(кВт·ч).

2.3 Годовой прирост балансовой прибыли ТЭС от снижения расхода электроэнергии на собственные нужды

Годовой прирост балансовой прибыли DПб [см. формулы (1.2) и (2.1)] ТЭС от снижения расхода электроэнергии на собственные нужды при заданных электростанции графиках отпуска электроэнергии и тепла определяется по формуле

б = bэл (wсн1 - wсн2) Цт - DUсум, (2.5)

гдеbэл - среднегодовой удельный расход топлива на выработанную электроэнергию до проведения энергосберегающего мероприятия, г/(кВт·ч);

wсн1 и wсн2 - годовой расход электроэнергии на собственные нужды электростанции соответственно до и после проведения энергосберегающего мероприятия, кВт·ч.

2.4 Годовой прирост балансовой прибыли от снижения потерь топлива на пуски энергоблока (агрегата) и предотвращения отказов оборудования

2.4.1 Годовой прирост балансовой прибыли от снижения потерь топлива при пуске энергоблока (агрегата)

Годовой прирост балансовой прибыли DПб [см. формулы (1.2) и 2.1)] от снижения потерь топлива при пуске энергоблока (агрегата) определяется по формуле

б = (вн - вф) nп z - DUсум, (2.6)

где вн - норма пусковых потерь топлива в условном исчислении, т у. т.;

вф - фактические или расчетные пусковые потери топлива в условном исчислении, определяемые по этапам (для энергоблока: простой котла, подготовка к пуску, растопка котла, толчок турбины, нагружение до номинальной нагрузки, стабилизация режима работы), т у. т.;

nп - число пусков в году t,

z - число однотипных энергоблоков (агрегатов), на которых осуществляется мероприятие.

2.4.2 Годовой прирост балансовой прибыли от предотвращения отказов (предотвращения внеплановых пусков) оборудования

На электростанциях с поперечными связями годовой прирост балансовой прибыли DПб [см. формулы (1.2) и (2.1)] от предотвращения отказов оборудования определяется по формуле

б = (внкi mкi zкi + внтi mтj zтj) Цт - DUсум, (2.7)

где внкi и внтi - нормы пусковых потерь топлива в условном исчислении при пуске соответственно котлов i-го и турбин j-го типа, т у. т.;

mкi и mтj - предотвращенное число отказов (внеплановых пусков) соответственно котлов i-го и турбин j-го типа;

zкi и zтj - количество соответственно котлов i-го и турбин j-го типа.

На блочных электростанциях годовой прирост балансовой прибыли DПб [см. формулы (1.2) и (2.1)] от предотвращения отказов оборудования определяется по формуле

б = (? внбi mбi) zбiЦт - DUсум, (2.8)

где внбi - норма пусковых потерь топлива в условном исчислении при пуске энергоблоков i-го типа, т у. т.;

mбi - предотвращенное число отказов (внеплановых пусков) энергоблоков i-го типа;

zбi -количество энергоблоков i-го типа.

2.5. Годовой прирост балансовой прибыли вследствие увеличения (изменения) электрической и тепловой мощности (энергии)

Для технико-экономических результатов, эффект которых отражается в энергосистеме, годовой прирост балансовой прибыли определяется в двух случаях:

а) при наличии резерва мощности (энергии) в энергосистеме. При этом понимается, что резерв мощности (энергии) не меньше оптимального;

б) при дефиците мощности в энергосистеме.

Конденсационные электростанции

2.5.1 Годовой прирост балансовой прибыли вследствие увеличения мощности и отпуска электроэнергии

а) При наличии в энергосистеме резерва электрической мощности и энергии годовой прирост балансовой прибыли DПб [см. формулы (1.2) и (2.1)] определяется экономией топлива, достигаемой в результате перераспределения нагрузок между агрегатами электростанций:

б = (вмэл - вэл) DWoтп Цт - DUсум, (2.9)

где вмэл - удельный расход топлива на малоэкономичном агрегате энергосистемы, г/(кВт·ч);

вэл- удельный расход топлива на отпуск электроэнергии с шин электростанции, на которой внедряется мероприятие, г/(кВт·ч);

DWoтп - количество дополнительно отпущенной электроэнергии в результате внедрения мероприятия, кВт·ч.

б) При дефиците электрической мощности и энергии годовой прирост балансовой прибыли DПб [см. формулы (1.2) и (2.1)] в энергосистеме складывается из прироста выручки от реализации дополнительного количества электроэнергии за вычетом стоимости израсходованного на нее топлива:

б = Тэл DWoтп (1 - bэл) - вэл DWoтп Цт - DUсум, (2.10)

где Тэл - средний тариф на электроэнергию в энергосистеме, руб/(кВт·ч);

bэл - коэффициент потерь энергии в электрических сетях.

Теплоэлектроцентрали

2.5.2 Годовой прирост балансовой прибыли вследствие увеличения тепловой мощности и энергии с уменьшением электрической

а) При наличии в энергосистеме резерва электрической и тепловой мощности и энергии годовой прирост балансовой прибыли DПб [см. формулы (1.2) и (2.1)] выражается в экономии топлива вследствие увеличения отпуска электроэнергии, выработанной по теплофикационному циклу, перераспределения нагрузок между источниками тепла, а также увеличения расхода топлива, связанного с необходимостью загрузки резервного источника электроэнергии на величину (DWкн - AWтф) для обеспечения диспетчерского графика нагрузки:

б = [(вкн DWкн - втф DWтф) + (врез.т - вт) DQoтп -

-рез.эл - вэл) (DWкн - DWтф)] Цт - DUсум, (2.11)

где вкн и втф - удельный расход топлива на отпуск электроэнергии, выработанной соответственно по конденсационному и теплофикационному циклам, г/(кВт·ч);

DWкн и DWтф - изменение годового отпуска электроэнергии от ТЭЦ, выработанной соответственно по конденсационному и теплофикационному циклам, кВт·ч;

врез.т и вт - удельный расход топлива на отпуск тепла соответственно резервными источниками и ТЭЦ, на которой внедряется мероприятие, кг/Гкал;

DQoтп - увеличение отпуска тепла ТЭЦ вследствие внедрения мероприятия, Гкал;

врез.эл - удельный расход топлива на отпуск электроэнергии резервными источниками, г/(кВт·ч).

б) При дефиците в энергосистеме электрической и тепловой мощности и энергии годовой прирост балансовой прибыли DПб [см. формулы (1.2) и (2.1)] определяется дополнительной выручкой от реализации тепла за вычетом стоимости израсходованного на него топлива, покупкой электроэнергии у избыточной энергосистемы или на оптовом рынке, а также экономией топлива вследствие увеличения отпуска электроэнергии по теплофикационному циклу:

б = Тт DQoтп (1 - bт) - вт DQoтп Цт - Тэл (DWкн - DWтф) +

+ (вкн DWкн - втф DWтф) Цт - DUсум, (2.11)

где Тт - тариф на тепло, руб/Гкал;

bт - коэффициент потерь энергии в тепловых сетях.

2.5.3 Годовой прирост балансовой прибыли вследствие увеличения тепловой мощности и энергии без изменения электрической

а) При наличии в энергосистеме резерва тепловой мощности и энергии годовой прирост балансовой прибыли DПб [см. формулы (1.2) и (2.1)] выражается в экономии топлива вследствие перераспределения тепловых нагрузок между источниками тепловой энергии (агрегатами энергосистемы):

б = (врез.т - вт) DQoтп Цт - DUсум. (2.13)

б) При дефиците в энергосистеме тепловой мощности и энергии

прирост балансовой прибыли DПб [см. формулы (1.2) и (2.1)] определяется по выражению

б = Тт DQoтп (1 - bт) - вт DQoтп Цт - DUсум. (2.14)

2.5.4 Годовой прирост балансовой прибыли вследствие увеличения тепловой мощности и энергии с увеличением электрической

а) При наличии в энергосистеме резерва электрической и тепловой мощности и энергии годовой прирост балансовой прибыли DПб [см. формулы (1.2) и (2.1)] выражается в экономии топлива вследствие перераспределения электрических и тепловых нагрузок между агрегатами энергосистемы:

б = [(вмэл - вэл) DWотп + (врез.т - вт) DQoтп] Цт - DUсум, (2.15)

б) При дефиците в энергосистеме электрической и тепловой мощности и энергии годовой прирост балансовой прибыли DПб [см. формулы (1.2) и (2.1)] выражается в увеличении выручки от реализации дополнительного количества электрической и тепловой энергии за вычетом связанных с этим дополнительных затрат на топливо:

б = Тэ DWотп (1 - bэл) - (DWкн вкн + DWтф втф) Цт +

+ Тт DQoтп (1 - bт) - вт DQoтп Цт - DUсум. (2.16)

2.5.5 Годовой прирост балансовой прибыли вследствие увеличения электрической мощности и энергии без изменения тепловой

Годовой прирост балансовой прибыли DПб [см. формулы (1.2) и (2.1)] в этом случае определяется аналогично разделу 2.5.1 настоящей Методики.

2.6 Предотвращение снижения балансовой прибыли вследствие повышения надежности оборудования ТЭС

Повышение надежности оборудования ТЭС (снижение количества технологических нарушений с полным или частичным сбросом нагрузки) в зависимости от ситуации может повлечь за собой следующие частные экономические результаты:

- предотвращение убытков (снижение прибыли) ТЭС, вызываемых недоотпуском ТЭС электрической и тепловой энергии;

- предотвращение убытков ТЭС, вызываемых расходом топлива на внеплановые пуски основного оборудования в случае его аварийного отключения;

- предотвращение убытков ТЭС, вызываемых проведением восстановительных (аварийных) ремонтов.

2.6.1Предотвращение убытков (снижение балансовой прибыли) ТЭС, вызванных недоотпуском ТЭС электрической и тепловой энергии

Предотвращение снижения балансовой прибыли DП'б в данном случае определяется аналогично выражениям (2.15 и 2.16) настоящего РД:

а) При наличии в энергосистеме резерва электрической и тепловой мощности и энергии

DП'б = [(вмэл - вэл) DWнед + (врез.т - вт) DQнед] Цт - DUсум, (2.17)

где DWнед и DQнед - предотвращенные недоотпуски ТЭС электрической и тепловой энергии вследствие проведения мероприятия, направленного на повышение надежности оборудования (кВт·ч, Гкал), определяемые на основе статистических данных об отказах оборудования за ряд предшествующих лет и оценки воздействия мероприятия на сокращение отказов оборудования.

б) При дефиците в энергосистеме электрической и тепловой мощности и энергии

DП'б = тэл DWнед (1 - bэл) - вэл DWнед Цтт DQнед (1 - bт) - вт DQнед Цт - DUсум, (2.18)

2.6.2Предотвращение убытков (снижения балансовой прибыли) ТЭС, связанных с расходом топлива на внеплановые пуски

Предотвращение снижения балансовой прибыли DП'б в данном случае определяется аналогично выражениям (2.7) и (2.8) настоящего РД.

2.7 Годовой прирост балансовой прибыли вследствие увеличения продолжительности межремонтного периода

Конденсационные электростанции

а) При наличии в энергосистеме резерва электрической мощности и энергии годовой прирост балансовой прибыли DПб [см. формулы (1.2) и (2.1)] определяется по выражению

б = Dnреммэл - вэл) DWpeм Цт - DUсум, (2.19)

где Dnрем - сокращение числа ремонтов в расчете на один год в результате увеличения продолжительности межремонтного периода:

Dnрем = (2.20)

(здесь tмрп1 и tмрп2 - продолжительность межремонтного периода до и после проведения мероприятия, лет);

DWрем - количество электроэнергии, которое могло быть отпущено от КЭС, если бы не был выведен в году t агрегат (энергоблок) в капитальный ремонт, кВт·ч:

DWрем = DNрасп tрем.н (1 - bсн.эл) (2.21)

(в данной формуле DNрасп - снижение располагаемой электрической мощности ТЭС при выводе основного оборудования в капитальный ремонт, кВт;

tрем.н - нормативная продолжительность ремонта, ч;

bсн.эл - коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды.)

б) При дефиците электрической мощности и энергии годовой прирост балансовой прибыли DПб [см. формулы (1.2) и (2.1)], получаемой от увеличения продолжительности межремонтного периода на КЭС, складывается из увеличения реализации дополнительного отпуска электроэнергии за счет сокращения числа ремонтов в расчете на один год за вычетом возрастания затрат на топливо, связанного с дополнительным отпуском электроэнергии:

б = Dnремэл DWpeм)1 - bэл) - вэлDWpeм Цт] - DUсум. (2.22)

Теплоэлектроцентрали

а) При наличии резерва электрической и тепловой мощности и энергии годовой прирост балансовой прибыли DПб [см. формулы (1.2) и (2.1)] определяется по выражению

б = Dnрем [(вмэл - вэл) DWpeм + (врез.т - вт) DQрем] Цт - DUсум, (2.23)

где DQрем - количество тепла, которое могло быть отпущено от ТЭЦ, если бы не был выведен в году t агрегат (энергоблок) е капитальный ремонт, Гкал:

DQрем = Qном tрем.н (1 - bсн.т) (2.24)

(здесь Qном - номинальная тепловая мощность ТЭС, Гкал/ч;

bсн.т - коэффициент расхода тепла на собственные нужды).

б) При дефиците электрической и тепловой мощности и энергии годовой прирост балансовой прибыли DПб [см. формулы (1.2) и (2.1)] от увеличения продолжительности межремонтного периода на ТЭС выражается в увеличении выручки от реализации дополнительного количества энергии за вычетом связанных с этим дополнительных затрат на топливо:

б = Dnрем [Tт DWpeм (1 - bэл) - вэл DWpeм Цт +

+ Tт DQрем (1 - bт) - вт DQнед Цт] - DUсум (2.25)

2.8 Годовой прирост балансовой прибыли от сокращения продолжительности простоя оборудования в ремонте

Конденсационные электростанции

а) При наличии резерва электрической мощности и энергии годовой прирост балансовой прибыли DПб [см. формулы (1.2) и (2.1)] определяется по выражению

б = Dnреммэл - вэл) DWpeм1 Цт - DUсум, (2.26)

где прем - число ремонтов в расчете на один год:

прем = (2.27)

(здесь tмpп - средняя продолжительность межремонтного периода за ряд лет между двумя любого вида смежными ремонтами, год);

DWpeм1 - увеличение отпуска электроэнергии от КЭС в результате уменьшения по сравнению с нормативной продолжительности ремонта, кВт·ч:

DWpeм1 = DNрасп Dtpeм (1 - bсн.эл) (2.28)

(в этом выражении Dtpeм - сокращение продолжительности простоя оборудования в ремонте по сравнению с установленным нормативом, ч).

б) При дефиците электрической мощности и энергии годовой прирост балансовой прибыли DПб [см. формулы (1.2) и (2.1)], получаемый за счет сокращения продолжительности простоя оборудования КЭС в ремонте, определяется аналогично формуле (2.22):

б = nрем [Tэл DWpeм1 (1 - bэл) - вэл DWpeм1 Цт - DUсум. (2.29)

Теплоэлектроцентрали

а) При наличии резерва электрической и тепловой мощности и энергии годовой прирост балансовой прибыли DПб [см. формулы (1.2) и (2.1)], получаемый за счет сокращения продолжительности ремонта, определяется аналогично формуле (2.23):

б = nреммэл - вэл) DWpeм1 + (врез.т - вт) DQрем1] Цт - DUсум, (2.30)

где DQрем1 - увеличение отпуска тепла от ТЭЦ при сокращении продолжительности ремонтных работ, Гкал:

DQрем1 = DQном Dtрем (1 - bсн.т). (2.31)

б) При дефиците электрической и тепловой мощности и энергии

годовой прирост балансовой прибыли DПб [см. формулы (1.2) и (2.1)] вследствие сокращения продолжительности ремонта определяется аналогично формуле (2.25):

б = nрем [Tэл DWpeм1 (1 - bэл) - вэл DWpeм1 Цт +

+ Tт DQрем1 (1 - bт) - вт DQрем1 Цт] - DUсум. (2.32)

3 УЧЕТ СОСТАВЛЯЮЩИХ ЗАТРАТ НА ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИХ МЕРОПРИЯТИЙ

Затраты на осуществление энергосберегающих мероприятий состоят из капитальных вложений (единовременных затрат) и годовых эксплуатационных издержек, вызванных внедрением мероприятия.

а) Капитальные вложения на осуществление мероприятия Км (руб.) складываются из двух составляющих:

Км = Км1 + Км2, (3.1)

где Км1 - затраты на проведение научно-исследовательских, проектных и конструкторских работ, руб.;

Км2 - стоимость строительно-монтажных и наладочных работ, оборудования, материалов, запасных частей и т.п., а также затраты на эксплуатацию в период проведения мероприятия, руб.

Если мероприятие внедряется на нескольких однотипных агрегатах (объектах), то капитальные вложения определяются по выражению

Км = Км1 - nаг Км2, (3.2)

где nаг - количество агрегатов (объектов), на которых внедряется мероприятие.

Если годовой экономический эффект определяется применительно к одному агрегату (объекту), то

(3.3)

б) В суммарные годовые эксплуатационные издержки, вызванные с внедрением мероприятия (DUсум), входят амортизационные отчисления (в случае увеличения стоимости основных фондов) и дополнительные затраты на эксплуатацию (без учета затрат в период внедрения мероприятия):

DUсум = DUам + DUэ, (3.4)

где DUам - амортизационные отчисления, руб/год:

(3.5)

aам - норма амортизационных отчислений, %;

DUэ - дополнительные эксплуатационные издержки (увеличение расхода электроэнергии и тепла, затрат на ремонт, заработной платы и др.), руб/год.

4 АЛГОРИТМ ЭКСПРЕСС-ОЦЕНОЧНОГО РАСЧЕТА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИХ МЕРОПРИЯТИЙ НА ТЭС

В ходе расчета экономической эффективности энергосберегающих мероприятий в указанной ниже последовательности определяются следующие показатели:

4.1 Капитальные вложения

Км = Км1 + Км2.

4.2 Годовые дополнительные эксплуатационные издержки

DUсум = DUам + DUэ.

4.3 Годовой прирост балансовой прибыли

Для мероприятия, дающего эффект непосредственно на ТЭС,

б = DВ Цт - DUсум.

Для мероприятия, дающего эффект в энергосистеме или на данной ТЭС при наличии нескольких групп оборудования,

б = DD + DВ Цт - DUсум.

Если внедрение мероприятия приводит к нескольким технико-экономическим результатам, то годовой прирост балансовой прибыли определяется по сумме эффектов, получаемых от реализации этих результатов в обоих перечисленных выше случаях:

б = ?DВi Цт - DUсум

и

б = ?DDi + ?DВi Цт - DUсум,

где ?DDi - суммарная дополнительная выручка в энергосистеме или на данной ТЭС с различными группами оборудования, руб.;

?DВi Цт - суммарный энергосберегающий эффект на ТЭС или в энергосистеме в стоимостном выражении, руб.

4.4 Сумма приростов налогов и отчислений

DН = g DПб (здесь g - процент налогов и отчислений).

4.5 Годовой прирост чистой прибыли

ч = DПб - DН.

4.6 Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия

Расчет интегральных критериев эффективности

4.7 Поток чистых реальных денег в году t

Р =чt + DUамt - Кмt - Ht.

4.8 Коэффициент приведения (дисконтирования)

аt = (1 + е)1-t.

4.9 Чистый экономический эффект в году t

Ээк = (DПчt DUамt Кмt - Ht + Лt) (1 + е)1-t.

4.10 Интегральный эффект (ЧАД) нарастающим итогом

Эинт = (DПчt DUамtКмt - Ht + Лt) (1 + е)1-t.

4.11 Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия Ток

Рассчитывается графическим или табличным способом по уравнению

(DПчt DUамt Кмt - Ht + Лt) (1 + е)1-t = 0.

5 ПОРЯДОК РАСЧЕТА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩЕГО МЕРОПРИЯТИЯ

Рекомендуется следующий порядок расчета экономической эффективности энергосберегающего мероприятия:

а) На стадии разработки мероприятия рассчитываются:

- ожидаемые технико-экономические результаты проведения мероприятия (повышение КПД нетто котла, снижение расхода электроэнергии на собственные нужды и др.);

- ожидаемые приросты дохода (ожидаемая годовая экономия) от проведения мероприятия;

- ожидаемые затраты на проведение мероприятия;

- ожидаемая экономическая эффективность мероприятия по установленным показателям и критериям.

б) На стадии внедрения мероприятия рассчитываются:

- достигнутые технико-экономические результаты внедрения мероприятия;

- фактические приросты дохода (фактическая годовая экономия) от внедрения мероприятия;

- фактические затраты на внедрение мероприятия;

- фактическая экономическая эффективность мероприятия на базе достигнутых показателей.

Основными составляющими затрат на проведение энергосберегающего мероприятия являются единовременные затраты на разработку проекта, приобретение, доставку и установку оборудования, аппаратуры и приборов, а также годовые текущие расходы, связанные с их эксплуатацией (амортизационные отчисления, расходы на ремонт и техническое обслуживание и др.).

6 РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ НОРМЫ ДИСКОНТИРОВАНИЯ

При оценке эффективности энергосберегающих мероприятий численные значения нормы дисконтирования должны приниматься в зависимости от источника финансирования собственных средств, кредитов и акционерного капитала. При этом нормы дисконтирования могут быть ориентированы на величины, превышающие уровни:

- банковских процентов по вкладам для инвестиций из собственных источников;

- банковских процентов за кредиты для инвестиций, полученных за счет заемных средств;

- ожидаемых доходов по привилегированным акциям для инвестиций, полученных за счет акционерного капитала.

7 ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА

Приведенные ниже восемь примеров расчета выполнены по одной из очередей условной электростанции, оборудованной теплофикационными турбинами Т-100-130 и котлами ТГМП-90, в соответствии с разработанными в настоящей Методике алгоритмами расчета технико-экономических показателей энергосберегающих мероприятий и их эффективности в такой последовательности:

7.1 Повышение КПД нетто котла.

7.2 Снижение удельного расхода тепла брутто на турбину.

7.3 Снижение расхода электроэнергии на собственные нужды (с.н.).

7.4 Снижение потерь топлива на пуски котла.

7.5 Увеличение электрической и тепловой мощности ТЭЦ.

7.6 Повышение надежности оборудования ТЭС.

7.7 Увеличение продолжительности межремонтного периода.

7.8 Сокращение продолжительности ремонта.

В примерах расчета принято, что все мероприятия, приводящие к перечисленным выше технико-экономическим результатам, проводятся на одной из турбин Т-100-130 и одном из котлов ТГМП-90.

В пятом примере расчет экономической эффективности мероприятия выполнен без учета и с учетом фактора времени (дисконтирования). 1

В остальных примерах расчеты (как наиболее часто применяемые на практике) выполнены без дисконтирования.

Кроме того, в примерах 5 - 8 расчеты проводятся для случаев, когда рассматриваемая ТЭЦ работает в условиях избыточной (при наличии резерва электрической и тепловой энергии) и дефицитной, АО-энерго. В первом случае в результате проведения мероприятия происходит дополнительная экономия топлива в АО-энерго, в другом - прирост выручки (дохода).

7.1 Основные исходные данные, используемые в примерах расчета

Таблица 1

Показатель

Единица измерения

Условное обозначение

Значение показателя

1. Номинальная мощность:

электрическая

МВт

Nном

100

тепловая

Гкал/ч

Qном

180

2. Годовой отпуск энергии:

электрической

млн. кВт·ч

Wотп

596,0

тепловой

тыс. Гкал

Qотп

725,3

3. Расход на собственные нужды энергии:

электрической

млн. кВт·ч

wсн

34,7

тепловой

тыс. Гкал

Qсн

43,5

4. Годовой расход топлива

тыс. т у. т.

В

288,1

5. Удельный расход топлива на отпуск энергии:

электрической

г/(кВт·ч)

вэл

305,6

тепловой

кг/Гкал

вт

131,5

6. Удельный расход топлива от резервных источников на отпуск энергии:

электрической

г/(кВт·ч)

врез.эл

412,6

тепловой

кг/Гкал

врез.эл

180,2

7. Коэффициент использования установленной мощности:

электрической

%

kэл

72,0

тепловой

%

kт

46,0

8. Коэффициент расхода на собственные нужды энергии:

электрической

%

bсн.эл

5,50

тепловой

%

bсн.т

6,00

9. Коэффициент потерь энергии в сетях:

электрических

bэл

12

тепловых

bт

10

10. Цена 1 т топлива в условном исчислении:

тыс. руб/т у. т.

Цт

0,556

11. Средний тариф на отпуск энергии:

электрической

руб/(кВтч)

Тэл

0,68

тепловой

руб/Гкал

тт

250

12. Процент налогов и отчислений

%

g

25

13. Норма дисконта

-

е

0,1

Пример 1 Повышение КПД нетто котла

Мероприятие: установка стационарного обдувочного устройства на пароперегревателе котла.

Результат: повышение КПД нетто котла за счет уменьшения потерь тепла с уходящими газами (приложение А).

1 Исходные данные

Показатель

Единица измерения

Условное обозначение

Значение показателя

1. КПД нетто котла:

до проведения мероприятия

%

?1

92,1

после проведения мероприятия

%

?2

93,5

2. Единовременные затраты на проведение мероприятия

тыс. руб.

км

1200

3. Суммарные эксплуатационные расходы, вызванные проведением мероприятия

тыс. руб.

DUсум

30

В том числе амортизационные отчисления

тыс. руб.

DUам

30

2 Расчет годового прироста балансовой прибыли

Показатель

Единица измерения

Расчетная формула

Расчет показателя

1. Экономия топлива в условном исчислении

т у. т.

DВ = В (1 - ?1/?2)

288,1 ? 1000 ? (1 - 92,1/93,5) = 4313,8

2. Стоимость сэкономленного топлива

тыс. руб.

т = DВЦт

4313,8 ? 0,556 = 2398,47

3. Годовой прирост балансовой прибыли

тыс. руб.

б = DСт - DUсум

2398,47 - 30 = 2368,47

3 Расчет экономической эффективности

1 Годовой прирост чистой прибыли

ч = DПб (1 - g/100) = 2368,47 (1 - 0,25) = 1776,35 тыс. руб.

2 Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия

Ток = Км/(DПч + DUам) = 1200/(1776,35 + 30) = 0,66 года.

Пример 2 Снижение удельного расхода тепла брутто на турбину

Мероприятие: восстановление уплотнений в проточной части и доведение зазоров до заводских значений.

Результат: снижение удельного расхода тепла брутто на турбину за счет уменьшения утечек пара (см. приложение А).

1 Исходные данные

Показатель

Единица измерения

Условное обозначение

Значение показателя

1. Удельный расход тепла брутто на турбину:

до проведения мероприятия

ккал/(кВт·ч)

q1

1628,00

после проведения мероприятия

ккал/(кВт·ч)

q2

1614,00

2. Единовременные затраты на проведение мероприятия

тыс. руб.

км

800,00

3. Норма амортизации

%

aам

2,50

4. Суммарные эксплуатационные расходы, вызванные проведением мероприятия

тыс. руб.

DUсум

20,00

В том числе амортизационные отчисления

тыс. руб.

DUам

20,00

2 Расчет годового прироста балансовой прибыли

Показатель

Единица измерения

Расчетная формула

Расчет показателя

1. Экономия топлива в условном исчислении

т у. т.

DВ = В (1 - q2/q1)

288,1 ? 1000 ? (1 - 1614/1628) = 2477,52

2. Стоимость сэкономленного топлива

тыс. руб.

т = DВЦт

2477,52 ? 0,556 = 1377,5

3. Годовой прирост балансовой прибыли

тыс. руб.

б = DСт - DUсум

1377,5 - 20 = 1357,5

3 Расчет экономической эффективности

1 Годовой прирост чистой прибыли

ч - DПб (1 - g/100) = 1357,5 (1 - 0,25) = 1018,13 тыс. руб.

2 Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия

Ток = Км/(DПч + DUам) = 800/(1018,13 + 20) = 0,77 года.

Пример 3 Снижение расхода электроэнергии на собственные нужды (с.н.)

Мероприятие: Модернизация дымососа с установкой дополнительных лопаток.

Результат: снижение расхода электроэнергии на тягу и дутье вследствие снижения потребляемой мощности дымососа (см. приложение А)

1 Исходные данные

Показатель

Единица измерения

Условное обозначение

Значение показателя

1. Снижение расхода электроэнергии на с.н.:

до проведения мероприятия

млн. кВт·ч

Wch1

31,8

после проведения мероприятия

млн. кВт·ч

Wch2

26,2

2. Единовременные затраты на проведение мероприятия

тыс. руб.

км

480

3. Суммарные эксплуатационные расходы, вызванные проведением мероприятия

тыс. руб.

DUсум

12

В том числе амортизационные отчисления

тыс. руб.

DUам

12

2 Расчет годового прироста балансовой прибыли

Показатель

Единица измерения

Расчетная формула

Расчет показателя

1. Экономия топлива в условном исчислении

т у. т.

DВ = вэл (Wсн1 - Wсн2)

305,6 ? (31,8 - 26,2) = 1711,36

2. Стоимость сэкономленного топлива

тыс. руб.

т = DВЦт

1711,36 ? 0,556 = 951,52

3. Годовой прирост балансовой прибыли

тыс. руб.

б = DСт - DUcyм

951,52 - 12 = 939,52

3 Расчет экономической эффективности

1 Годовой прирост чистой прибыли

ч = DПб (1 - g/100) = 939,52 (1 - 0,25) = 704,64 тыс. руб.

2 Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия

Ток = Км/(DПч - DUам) = 480/(704,64 + 12) = 0,67 года.

Пример 4 Снижение потерь топлива на пуски котла

Мероприятие: проведение режимной наладки котла.

Результат: сокращение потерь топлива при пуске котла (см. приложение А).

1 Исходные данные

Показатель

Единица измерения

Условное обозначение

Значение показателя

1. Потери топлива в условном исчислении при пуске котла из холодного состояния:

норма

т у. т.

вн

25

факт.

т у. т.

вф

19

2. Число пусков в году

-

nп

48

3. Число однотипных энергоблоков (агрегатов)

-

z

1

4. Единовременные затраты на проведение мероприятия

тыс. руб.

км

100

5. Суммарные эксплуатационные расходы, вызванные проведением мероприятия

тыс. руб.

DUсум

0

В том числе амортизационные отчисления

тыс. руб.

DUам

0

2 Расчет годового прироста балансовой прибыли

Показатель

Единица измерения

Расчетная формула

Расчет показателя

1. Экономия топлива в условном исчислении

т у. т.

DВ = (вн - вф) nп z

(25 - 19) ? 48 ? 1 = 288

2. Стоимость сэкономленного топлива

тыс. руб.

т = DВЦт

288 ? 0,556 = 160,13

3. Годовой прирост балансовой прибыли

тыс. руб.

б = DСт - DUсум

160,13 - 0 = 160,13

3 Расчет экономической эффективности

1 Годовой прирост чистой прибыли

ч = DПб (1 - g/100) = 160,13(1 - 0,25) = 120,1 тыс. руб.

2 Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия

Ток = Км/(DПч + DUам) = 100/120,1 = 0,83 года.

Пример 5 Изменение электрической и тепловой мощности ТЭЦ

Мероприятие: модернизация проточных частей ЦСД турбины Т-100-130.

Результат: увеличение отпуска электрической и тепловой энергии (варианты № 1 и 2); увеличение тепловой мощности с уменьшением электрической (вариант № 3) - см. приложение А.

1. ВАРИАНТ № 1

1.1 Исходные данные без учета фактора времени (дисконтирования)

Показатель

Единица измерения

Условное обозначение

Значение показателя

1. Номинальная мощность турбины:

электрическая

МВт

Nном

100,00

увеличение электрической мощности

МВт

DNном

2,00

тепловая

Гкал/ч

Qном

180,00

увеличение тепловой мощности

Гкал/ч

DQном

4,00

2. Изменение отпуска электроэнергии, выработанной:

по конденсационному циклу

млн. кВт·ч

DWкн

7,00

по теплофикационному циклу

млн. кВт·ч

DWтф

4,92

3. Коэффициент использования мощности ТЭЦ:

электрической

%

kэл

72,00

тепловой

%

kт

46,00

4. Удельный расход топлива на отпуск энергии:

электрической

г/(кВт·ч)

вэл

305,60

тепловой

кг/Гкал

вт

131,50

5. Удельный расход топлива от резервных источников на отпуск энергии:

электрической

г/(кВт·ч)

врез.эл

412,60

тепловой

кг/Гкал

врез.т

180,20

6. То же по конденсационному циклу

г/(кВт·ч)

вкн

365,00

по теплофикационному циклу

г/(кВт·ч)

втф

170,00

7. Коэффициент расхода на с.н. энергии:

электрической

-

bсн.эл

0,055

тепловой

-

bсн.т

0,060

8. Коэффициент потерь энергии в сетях:

электрических

-

bэл

0,12

тепловых

-

bт

0,10

9. Средний тариф на отпуск энергии:

электрической

руб/(кВт·ч)

тэл

0,68

тепловой

руб/Гкал

тт

250,00

10. Единовременные затраты на проведение мероприятия

тыс. руб.

км

3200,00

11. Норма амортизации

%

aам

2,50

12. Суммарные эксплуатационные расходы, вызванные проведением мероприятия

тыс. руб.

DUсум

192,00

в том числе амортизационные отчисления

тыс. руб

DUам

80,00

13. Цена 1 т топлива в условном исчислении

тыс. руб/т у. т.

Цт

0,556

14. Процент налогов и отчислений

%

g

25,00

1.2 Расчет годового прироста балансовой прибыли без учета фактора времени (дисконтирования)

Показатель

Единица измерения

Расчетная формула

Расчет показателя

Увеличение отпуска энергии:

электрической

млн. кВт·ч

DWотп = DNном kэл Тк ? (1 - bсн.эл)

2 ? 103 ? 0,72 ? 8760 (1 - 0,055) ? 10-6 = 11,92

тепловой

тыс. Гкал

DQотп = DQотп kт Тк ? (1 - bсн.т)

4 ? 0,46 ? 8760 (1 - 0,06) ? 10-3 = 15,15

а) При наличии резерва электрической и тепловой энергии

1. Стоимость сэкономленного топлива

тыс. руб.

т = [(вмэл - вэл) ? Wотп +рез.т - вт) ? DQотп] Цт

[(412,6 - 305,6) ? 11,92 + (180,2 - 131,5) ? 15,15] ? 0,556 = 1119,44

2. Годовой прирост балансовой прибыли

тыс. руб.

б = DСт - DUсум

1119,44 - 192 = 927,44

б) При дефиците электрической и тепловой энергии

1. Прирост дохода

тыс. руб.

DD = Tэл DWотп (1 - bэл) - (DWкн вкн + DWтф втф) Цт + Тт DQотп (1 - bт) - вт DQотп Цт

0,68 ? 11,92 ? 103 (1 - 0,12) - (7 ? 365 + 4,92 ? 170) ? 0,556 + 250 ? 15,15 ? (1 - 0,1) - 131,5 ? 15,15 ? 0,556 = 7548,94

2. Годовой прирост балансовой прибыли

тыс. руб.

б = DD - DUсум

7548,94 - 192 = 7356,94

1.3 Расчет экономической эффективности без учета фактора времени (дисконтирования)

а) При наличии резерва электрической и тепловой энергии

1 Годовой прирост чистой прибыли

ч = DПб (1 - g/100) = 927,44 (1 - 0,25) = 695,58 тыс. руб.

2 Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия

года.

б) При дефиците электрической и тепловой энергии

1 Годовой прирост чистой прибыли

ч = 7356,94(1 - 0,25) = 5517,71 тыс. руб.

2 Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия

года.

Как отмечалось, критериями эффективности проекта служат выполнения неравенств:

ч > 0;

ток < тпр,

где тпр- приемлемый для всех участников проекта срок, в течение которого должны быть полностью возвращены единовременные затраты за счет дополнительной чистой прибыли полученной от внедрения мероприятия.


2. ВАРИАНТ № 2

2.1 Исходные данные с учетом фактора времени (дисконтирования)

Показатель

Единица измерения

Условное обозначение

Значение показателя по годам расчетного периода

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1. Номинальная мощность турбины:

электрическая

МВт

Nном

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

увеличение электрической мощности

МВт

DNном

2,0

2,0

2,0

2,0

2,0

2,0

2,0

2,0

2,0

2,0

тепловая

Гкал/ч

Qном

180,0

180,0

180,0

180,0

180,0

180,0

180,0

180,0

180,0

180,0

увеличение тепловой мощности

Гкал/ч

DQном

4,0

4,0

4,0

4,0

4,0

4,0

4,0

4,0

4,0

4,0

2. Коэффициент использования установленной мощности ТЭЦ:

электрической

%

kэл

72

70

68

67

66

67

69

70

72

74

тепловой

%

kт

46

45

44

45

42

44

45

47

48

50

3. Коэффициент расхода на с.н. энергии:

электрической

-

bсн.эл

0,055

0,055

0,055

0,055

0,055

0,055

0,055

0,055

0,055

0,055

тепловой

-

bсн.т

0,06

0,06

0,06

0,06

0,06

0,06

0,06

0,06

0,06

0,06

4. Коэффициент потерь энергии в сетях:

электрических

-

bэл

0,12

0,12

0,12

0,12

0,12

0,12

0,12

0,12

0,12

0,12

тепловых

-

bт

0,10

0,10

0,10

0,10

0,10

0,10

0,10

0,10

0,10

0,10

5. Удельный расход топлива на отпуск энергии:

электрической

г/(кВт·ч)

вэл

305,6

306,2

306,7

306,9

307,0

306,8

306,5

306,0

305,5

305,4

тепловой

кг/Гкал

вт

131,5

131,6

131,8

131,9

132,1

131,4

131,6

131,3

131,1

130,0

6. Удельный расход топлива от резервных источников на отпуск энергии:

электрической

г/(кВт·ч)

врез.эл

412,6

412,6

412,6

412,6

412,6

412,6

412,6

412,6

412,6

412,6

тепловой

кг/Гкал

врез.т

180,2

180,2

180,2

180,2

180,2

180,2

180,2

180,2

180,2

180,2

7. Средний тариф на отпуск энергии:

электрической

руб/(кВт·ч)

Тэл

0,68

0,68

0,68

0,68

0,68

0,68

0,68

0,68

0,68

0,68

тепловой

руб/Гкал

Тт

250,0

250,0

250,0

250,0

250,0

250,0

250,0

250,0

250,0

250,0

8. Цена 1 т топлива в условном исчислении

тыс. руб/т у. т.

Цт

0,556

0,556

0,556

0,556

0,556

0,556

0,556

0,556

0,556

0,556

9. Единовременные затраты на проведение мероприятия

тыс. руб.

км

3200,0

-

-

-

-

-

-

-

-

-

10. Суммарные эксплуатационные расходы, вызванные проведением мероприятия

тыс. руб/год

DUсум

192,0

92,0

192,0

192,0

192,0

192,0

192,0

192,0

192,0

192,0

В том числе амортизационные отчисления

тыс. руб/год

DUам

80,0

80,0

80,0

80,0

80,0

80,0

80,0

80,0

80,0

80,0

11. Норма амортизации

%

aам

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5

Примечание - В этом варианте значения удельного расхода топлива, а также отпуска энергии не остаются постоянными в течение расчетного периода.

2.2 Расчет стоимости сэкономленного топлива и прироста дохода вследствие увеличения отпуска электрической и тепловой энергии ТЭЦ с учетом фактора времени (дисконтирования)

Показатель

Единица измерения

Расчетная формула

Значение показателя по годам расчетного периода

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Увеличение отпуска энергии:

электрической

млн. кВт·ч

DWотпt = DNн kэлt Тк ? (1 - bсн.эл)

11,92

11,59

11,26

11,09

10,93

11,09

11,42

11,59

11,92

12,25

тепловой

тыс. Гкал

DQотпt = DQн kэлt Тк ? (1 - bсн.т)

15,15

14,82

14,49

14,82

13,83

14,49

14,82

15,48

15,81

16,47

а) При наличии резерва электрической и тепловой энергии

Стоимость сэкономленного топлива

тыс. руб.

тt = [(врез.эл - вэлt) ? DWотпt + (врез.т - втt) ? DQотпt] Цт

1119,44

1086,13

1052,90

1049,95

1011,54

1045,75

1074,43

1107,80

1141,45

1189,91

б) При дефиците электрической и тепловой энергии

Прирост дохода

тыс. руб.

DD = Tэл DWотпt (1 - bэл) - (DWкнt вкн - (DWтфt втф) Цт + Tт DQотпt (1 - bт) - вт DQотпt Цт

7548,94

7299,94

7050,18

7000,25

6749,78

6954,33

7200,87

7402,55

7652,51

7960,94

Примечание - Здесь и далее индекс t = 1, 2, 3 ..., 10 - годы расчетного периода.

2.3 Расчет экономического эффекта от увеличения мощности и отпуска электрической и тепловой энергии

а) При наличии резерва электрической и тепловой энергии

Показатель

Значение показателя по годам расчетного периода

Итого за 10 лет

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1. Единовременные затраты на проведение мероприятия, Км тыс. руб.

3200,00

-

-

-

-

-

-

-

-

-

3200,00

2. То же с приведением, тыс. руб.

3200,00

-

-

-

-

-

-

-

-

-

3200,00

3. Годовой прирост балансовой прибыли DПбt = DСт - DUсум тыс. руб.

927,44

894,13

860,90

857,95

819,54

853,75

882,43

915,80

949,45

997,91

4. Годовой прирост чистой прибыли DПчt = DПбt (1 - g/100), тыс. руб.

695,58

670,60

645,67

643,47

614,66

640,32

661,82

686,85

712,09

748,43

6719,47

5. Амортизационные отчисления DUам, тыс. руб.

80,00

80,00

80,00

80,00

80,00

80,00

80,00

80,00

80,00

80,00

800,0

6. Поток чистых реальных денег Р = (DПчt + DUам - Км), тыс. руб.

-2424,42

750,60

725,67

723,47

694,66

720,32

741,82

766,85

792,09

828,43

4319,47

7. Коэффициент приведения at = (1 + 0,1)1-t.

1,00

0,91

0,83

0,75

0,68

0,62

0,56

0,51

0,47

0,42

-

8. Экономический эффект Ээк = (DПчt + DUам - Км) ? (1 + 0,1)1-t, тыс. руб.

-2424,42

682,36

599,73

543,55

474,46

447,26

418,74

393,51

369,52

351,34

1856,04

9. Интегральный эффект Эинт = ? (DПчt + DUам - Км) ? (1 + 0,1)1-t, тыс. руб

-2424,42

-1742,06

-1142,33

-598,78

-124,32

322,93

741,67

1135,19

1504,70

1856,04

1856,04

10. Срок окупаемости Ток ? (DПчt + DUам - Км) ? (1 + 0,1)1-t = 0, лет

-

-

-

-

-

5,28

-

-

-

-

б) При дефиците электрической и тепловой энергии

Показатель

Значение показателя по годам расчетного периода

Итого за 10 лет

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1. Единовременные затраты на проведение мероприятия Км, тыс. руб.

3200,00

-

-

-

-

-

-

-

-

-

3200,00

2. То же с приведением, тыс. руб.

3200,00

-

-

-

-

-

-

-

-

-

3200,00

3. Годовой прирост балансовой прибыли DПбt = DСтt - DUсум, тыс. руб.

7356,94

7107,94

6858,18

6808,25

6557,78

6762,33

7008,87

7210,55

7460,51

7768,94

70900,29

4. Годовой прирост чистой прибыли DПчt = DПбt (1 - g/100), тыс. руб.

5517,71

5330,96

5143,63

5106,19

4918,33

5071,74

5256,65

5407,91

5595,39

5826,70

53175,21

5. Амортизационные отчисления DUам, тыс. руб.

80,00

80,00

80,00

80,00

80,00

80,00

80,00

80,00

80,00

80,00

800,0

6. Поток чистых реальных денег Р = (DПчt + DUам - Км), тыс. руб.

2397,71

5410,96

5223,63

5186,19

4998,33

5151,74

5336,65

5487,91

5675,39

5906,70

50775,21

7. Коэффициент приведения at = (1 + 0,1)1-t.

1,00

0,91

0,83

0,75

0,68

0,62

0,56

0,51

0,47

0,42

-

8. Экономический эффект Ээк = (DПчt + DUам - Км) ? (1 + 0,1)1-t,

2397,71

4919,05

4317,05

3896,46

3413,93

3198,83

3012,40

2816,17

2647,61

2505,02

33124,22

9. Интегральный эффект Эинт = ? (DПчt + DUам - Км) ? (1 + 0,1)1-t, тыс. руб

2397,71

7316,76

11633,81

15530,27

18944,20

22143,03

25155,43

27971,60

30619,21

33124,22

33124,22

10. Срок окупаемости Ток ? (DПчt + DUам - Км) ? (1 + 0,1)1-t = 0, лет

0,57

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Примечание - Как отмечалось, при учете фактора времени критериями эффективности мероприятия служат неравенства: ЧДД > 0 и Ток < Тпр.

3. ВАРИАНТ № 3

3.1 Исходные данные без учета фактора времени (дисконтирования)

Показатель

Единица измерения

Условное обозначение

Значение показателя

1. Номинальная мощность турбины:

электрическая

МВт

Nном

100,0

уменьшение электрической мощности

МВт

DNном

2,0

тепловая

Гкал/ч

Qном

180,0

увеличение тепловой мощности

Гкал/ч

DQном

4,0

2. Изменение отпуска электроэнергии, выработанной:

по конденсационному циклу

млн. кВт·ч

DWкн

7,00

по теплофикационному циклу

млн. кВт·ч

DWтф

4,92

3. Коэффициент использования мощности ТЭЦ:

электрической

%

kэл

72,0

тепловой

%

kт

46,00

4. Удельный расход топлива на отпуск энергии:

электрической

г/(кВт·ч)

вэл

305,6

тепловой

кг/Гкал

вт

131,5

5. Удельный расход топлива от резервных источников на отпуск энергии:

электрической

г/(кВт·ч)

врез.эл

412,6

тепловой

кг/Гкал

врез.т

180,2

6. То же по конденсационному циклу

г/(кВт·ч)

вкн

365,0

по теплофикационному циклу

г/(кВт·ч)

втф

170,0

7. Коэффициент расхода на с.н. энергии:

электрической

-

bсн.эл

0,055

тепловой

-

bсн.т

0,06

8. Коэффициент потерь в сетях:

электрических

-

bэл

0,12

тепловых

-

bт

0,10

9. Средний тариф на отпуск энергии:

электрической

руб/(кВт·ч)

Тэл

0,68

тепловой

руб/Гкал

Тт

250,0

10. Единовременные затраты на проведение мероприятия

тыс. руб.

км

3200,0

11. Норма амортизации

%

aам

2,5

12. Суммарные эксплуатационные расходы, вызванные проведением мероприятия

тыс. руб.

DUсум

192,0

В том числе амортизационные отчисления

тыс. руб.

DUам

80,0

13. Цена 1 т топлива в условном исчислении

тыс. руб/т у. т.

Цт

0,556

14. Процент налогов и отчислений

%

g

25,0

3.2 Расчет стоимости сэкономленного топлива и прироста дохода вследствие увеличения отпуска электрической и тепловой энергии без учета фактора времени (дисконтирования)

Показатель

Единица измерения

Расчетная формула

Расчет показателя

а) При наличии резерва электрической и тепловой энергии

1. Увеличение отпуска тепловой энергии

тыс. Гкал

DQотп = DQном kт/100 · 8760 ? (1 - bсн.т) / 1000

4 · 46/100 · 8760 (1 - 0,06)/1000 = 15,15

2. Экономия топлива в условном исчислении

т у. т.

DВ = вкн DWкн - втф DWтф + (врез.т - вт) DQотп - (врез.эл - вэл) (DWкн - DWтф)

365 · 7 - 170 · 4,92 + (180,2 - 131,5) ? 15,15 - (412,6 - 305,6) · (7 - 4,92) = 2233,91

3. Стоимость сэкономленного топлива

тыс. руб.

т = Dв цт

2233,91 · 556 · 10-3 = 1242,05

4. Годовой прирост балансовой прибыли

тыс. руб.

б = DСт - DUсум

1242,05 - 192 = 1050,05

б) При дефиците электрической и тепловой энергии

1. Прирост дохода

тыс. руб.

DD = Тт DQотп (1 - bт) - вт ? DQотп Цт - Тэл (DWкн -- DWтф) 1000 + (вкн DWкн - втф DWтф) Цт

250 · 15,15 · (1 - 0,1) - 131,5 · 15,15 ? 0,556 - 0,68 · (7 - 4,92) · 1000 + (365 · 7 - 170 · 4,92) · 0,556 = 1842,41

2. Годовой прирост балансовой прибыли

тыс. руб.

б = DD - DUсум

1842,41 - 192 = 1650,41

3.3 Расчет экономической эффективности без учета фактора времени (дисконтирования)

а) При наличии резерва электрической и тепловой энергии

1. Годовой прирост чистой прибыли

ч = DПб (1 - g/100) = 1050,05(1 - 0,25) = 787,54 тыс. руб.

2. Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия;

Ток = Км/(DПч + DUам) = 3200/(787,54 + 80) = 3,69 года.

б) При дефиците электрической и тепловой энергии

1. Годовой прирост чистой прибыли

ч = DПб (1 - g/100) = 1650,41 (1 - 0,25) = 1237,81 тыс. руб.

2. Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия

Ток = Км/(DПч + DUам) = 3200/(1237,81 + 80) = 2,43 года.

Пример 6 Повышение надежности оборудования ТЭС

Мероприятие: замена ионного возбудителя тиристорным.

Результат: предотвращение недоотпуска энергии (см. приложение A)

1 Исходные данные

Показатель

Единица измерения

Условное обозначение

Значение показателя

1. Предотвращенный недоотпуск энергии:

электрической

млн. кВт·ч

DWнед

6,00

тепловой

тыс. Гкал

DQнед

7,20

2. Норма пусковых расходов: котлов

т у. т.

внк

25,00

турбин

т у. т.

внт

7,00

энергоблоков

т у. т.

внб

35,0 1

3. Предотвращенное число отказов:

котлов

-

z1

32,00

турбин

-

z2

12,00

энергоблоков

-

z3

26,00

4. Число однотипных:

котлов

-

m1

4,00

турбин

-

т2

2,00

энергоблоков

-

т3

2,00

5. Удельный расход топлива на отпуск энергии:

электрической

г/(кВт·ч)

вэл

305,60

тепловой

кг/Гкал

вт

131,50

6. Удельный расход топлива от резервных источников на отпуск энергии:

электрической

г/(кВт·ч)

врез.эл

412,60

тепловой

кг/Гкал

врез.т

180,20

7. Коэффициент потерь в сетях:

электрических

-

bэл

0,12

тепловых

-

bт

0,10

8. Средний тариф на отпуск энергии:

электрической

руб/(кВт·ч)

Тэл

0,68

тепловой

руб/Гкал

Тт

250,00

9. Единовременные затраты на проведение мероприятия

тыс. руб.

км

620,00

10. Норма амортизации

%

aам

2,50

11. Суммарные эксплуатационные расходы, вызванные проведением мероприятия

тыс. руб.

DUсум

15,50

В том числе амортизационные отчисления

тыс. руб.

DUfv

15,50

12. Цена 1 т топлива в условном исчислении

тыс. руб/т у. т.

Цт

0,556

13. Процент налогов и отчислений

%

g

25,00

2 Расчет годового прироста балансовой прибыли

Показатель

Единица измерения

Расчетная формула

Расчет показателя

а) При наличии резерва электрической и тепловой энергии

1. Экономия топлива в условном исчислении

т у. т.

DВ = (врез.эл - вэл) DWнед + (врез.т - вт) DQнед

(412,6 - 305,6) ? 10-6 ? 6 ? 106 + (180,2 -- 131,5) ? 10-3 ? 7,2 ? 103 = 992,64

2. Стоимость сэкономленного топлива

тыс. руб.

т = DВ Цт

992,64 ? 556 ? 10-3 = 551,91

3. Годовой прирост балансовой прибыли

тыс. руб.

б = DСт - DUсум

551,91 - 15,5 = 536,41

б) При дефиците электрической и тепловой энергии

1. Прирост дохода

тыс. руб.

DD = Тэл DWнед (1 - bэл) - вэл DWнед Цт + Тт Qнед ? (1 - bт) - вт DQнед Цт

0,68 ? 6 ? 10-3 (1 - 0,12) - 305,6 ? 6 ? 0,556 + 250 ? 7,2 ? (1 - 0,1) - 131,5 ? 7,2 ? 0,556 = 3664,5

2. Годовой прирост балансовой прибыли

тыс. руб.

б = DD - DUсум

3664,5 - 15,5 = 3649

в) Предотвращение отказов (внеплановых пусков) оборудования

1. Экономия топлива в условном исчислении:

на котлах и турбинах

т у. т.

DВкт = внк z1 m1 + внт z2 m2

25 · 32 · 4 + 7 · 12 · 2 = 3368

на энергоблоках

т y.т.

DВб = внб z3 m3

35 · 26 · 2 = 1820

2. Стоимость сэкономленного топлива:

на котлах и турбинах

тыс. руб.

DСткт = DВкт Цт

3368 · 0,556 = 1872,61

на энергоблоках

тыс. руб.

DСтб = DВб Цт

1820 · 0,556 = 1011,92

3. Годовой прирост балансовой прибыли:

на котлах и турбинах

тыс. руб.

б.кт = DСткт - DUсум

1872,61 - 15,50 = 1857,11

на энергоблоках

тыс. руб.

б.б = DСтб - DUсум

1011,92 - 15,50 = 996,42

3 Расчет экономической эффективности

а) При наличии резерва электрической и тепловой энергии

1. Годовой прирост чистой прибыли

ч = DПб (1 - g/100) = 536,41 (1 - 0,25) = 402,31 тыс. руб.

2. Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия

Ток = Км/(DПч + DUам) = 620/(402,31 + 15,5) = 1,48 года.

б) При дефиците электрической и тепловой энергии

1. Годовой прирост чистой прибыли

ч = DПб (1 - g/100) = 3649(1 - 0,25) = 2736,75 тыс. руб.

2. Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия

Ток = Км/(DПч + DUам) = 620/(2736,75 + 15,5) = 0,23 года.

в) Предотвращение отказов (внеплановых пусков) оборудования

1. Годовой прирост чистой прибыли:

- на котлах и турбинах

чкт = DПбкт (1 - g/100) = 1857,11 (1 - 0,25) = 1392,83 тыс. руб.;

- на энергоблоках

чб = DПбб (1 - g/100) = 996,42 (1 - 0,25) = 747,32 тыс. руб.

2. Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия:

- на котлах и турбинах

ток = км/(DПчкт + DUам) = 620/(1392,83 + 15,5) = 0,44 года;

- на энергоблоках

ток = Км/(DПчб + DUам) = 620/(747,32 + 15,5) = 0,81 года.

Пример 7 Увеличение продолжительности межремонтного периода

Мероприятие: применение антикоррозионных покрытий узлов и деталей: труб поверхностей нагрева котла, лопаток турбины и труб паропроводов.

Результат: увеличение продолжительности межремонтного периода (МРП) вследствие повышения надежности металла и соответственно сокращения объема его контроля (см. приложение А).

1 Исходные данные

Показатель

Единица измерения

Условное обозначение

Значение показателя

1. Продолжительность МРП:

до проведения мероприятия

после проведения мероприятия

год

год

tмрп1

tмрп2

4,00

5,00

2. Располагаемая мощность, выводимая в ремонт:

электрическая

МВт

DNpacп

100,0

тепловая

Гкал/ч

DQpacп

180,0

3. Нормативная продолжительность ремонта энергоблока

ч

tрем.н

1300,00

4. Удельный расход топлива на отпуск энергии:

электрической

г/(кВт·ч)

вэл

305,60

тепловой

кг/Гкал

вт

131,50

5. Удельный расход топлива от резервных источников на отпуск энергии:

электрической

г/(кВт·ч)

врез.эл

412,60

тепловой

кг/Гкал

врез.т

180,20

6. Коэффициент расхода на с.н. энергии:

электрической

bсн.эл

0,055

тепловой

bсн.т

0,06

7. Коэффициент потерь в сетях:

электрических

bэл

0,12

тепловых

bт

0,10

8. Средний тариф на отпуск энергии:

электрической

руб/(кВт·ч)

Тэл

0,68

тепловой

руб/Гкал

тт

250,00

9. Единовременные затраты на проведение мероприятия

тыс. руб.

км

860,0

10. Норма амортизации

%

aам

2,50

11. Суммарные эксплуатационные расходы, вызванные проведением мероприятия

тыс. руб.

DUcyм

70,0

В том числе амортизационные отчисления

тыс. руб.

DUам

21,50

12. Цена 1 т топлива в условном исчислении

тыс. руб/т у. т.

Цт

0,556

13. Процент налогов и отчислений

%

g

25,00

2 Расчет годового прироста балансовой прибыли

Показатель

Единица измерения

Расчетная формула

Расчет показателей

а) При наличии резерва электрической и тепловой энергии

1. Экономия топлива в условном исчислении

т у. т.

DВ = (1/tмрп1 - 1/tмрп2) [(врез.эл - вэл) ? Wрасп tрем.н (1 - bсн.эл) + (врез.т - вт) ? Qрасп tрем.н (1 - bсн.т)]

(1/4 - 1/5) [(412,6 - 305,6) ? 10-6 ? 100 ? 103 ? 1300 ? (1 - 0,055) + (180,2 - 131,5) ? 10-3 ? 180 ? 1300 ? (1 - 0,06)] = 1192,85

2. Стоимость сэкономленного топлива

тыс. руб.

т = DВ Цт

1192,85 ? 0,556 = 663,22

3. Годовой прирост балансовой прибыли

тыс. руб.

б = DСт - DUсум

663,22 - 70 = 593,22

б) При дефиците электрической и тепловой энергии

1. Прирост дохода

тыс. руб.

DD = (1/tмрп1 - 1/tмрп2) [Тэл Npacп tрем.н ? (1 - bсн.эл) (1 - bэл) - вэл Npacп tрем.к ? (1 - bсн.эл) Цт + Тт Qрасп (1 - bсн.т) ? (1 - bт) - вт Qрасп tрем (1 - bсн.т) Цт]

(1/4 - 1/5) [0,68 ? 10-3 ? 100 ? 103 ? 1300 ? (1 - 0,055) ? (1 - 0,12) - 305,6 ? 10-6 ? 100 ? 103 ? 1300 ? (1 - 0,055) ? 0,556 + 250 ? 10-3 180 ? 1300 ? (1 - 0,06) ? (1 - 0,1) - 131,5 ? 10-3 ? 180 ? 1300 ? (1 - 0,06) ? 0,556] = 4302,42

2. Годовой прирост балансовой прибыли

тыс. руб.

б = DD - DUсум

4302,42 - 70 = 4232,42

3 Расчет экономической эффективности

а) При наличии резерва электрической и тепловой энергии

1. Годовой прирост чистой прибыли

ч = DПб (1 - g/100) = 593,22(1 - 0,25) = 444,92 тыс. руб.

2. Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия

Ток = Км/(DПч + DUам) = 860/(444,92 + 21,5) = 1,84 года.

б) При дефиците электрической и тепловой энергии

1. Годовой прирост чистой прибыли

ч = DПб(1 - g/100) = 4232,42(1 - 0,25) = 3174,31 тыс. руб.

2. Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия

Ток = Км/(DПч + DUам) = 860/(3174,31 + 21,5) = 0,27 года.

Пример 8 Сокращение продолжительности ремонта

Мероприятие: внедрение схемы ускоренного расхолаживания турбоагрегата.

Результат: сокращение простоя в ремонте турбоагрегата за счет ускоренного его охлаждения после останова по сравнению с режимом естественного охлаждения (см. приложение А).

1 Исходные данные

Показатель

Единица измерения

Условное обозначение

Значение показателя

1. Средняя продолжительность межремонтного периода за ряд лет между двумя видами ремонта

год

tмрп

0,50

2. Сокращение продолжительности простоя оборудования в ремонте по сравнению с нормой

tрем

20,00

3. Располагаемая мощность, выводимая в ремонт:

электрическая

МВт

DNрасп

100,0

тепловая

Гкал/ч

DQрасп

180,0

4. Удельный расход топлива на отпуск энергии:

электрической

г/(кВт·ч)

вэл

305,60

тепловой

кг/Гкал

вт

131,50

5. Удельный расход топлива от резервных источников на отпуск энергии:

электрической

г/(кВт·ч)

врез.эл

412,60

тепловой

кг/Гкал

врез.т

180,20

6. Коэффициент расхода на с.н. энергии:

электрической

bсн.эл

0,055

тепловой

bсн.т

0,06

7. Коэффициент потерь в сетях:

электрических

bэл

0,12

тепловых

bт

0,10

8. Средний тариф на отпуск энергии:

электрической

руб/(кВт·ч)

Тэл

0,68

тепловой

руб/Гкал

тт

250,00

9. Единовременные затраты на проведение мероприятия

тыс. руб.

км

120,0

10. Норма амортизации

%

aам

2,50

11. Суммарные эксплуатационные расходы, вызванные проведением мероприятия

тыс. руб.

DUcyм

3,00

В том числе амортизационные отчисления

тыс. руб.

DUам

3,00

12. Цена 1 т топлива в условном исчислении

тыс. руб/т у. т.

Цт

0,556

13. Процент налогов и отчислений

%

g

25,00

2 Расчет годового прироста балансовой прибыли

Показатель

Единица измерения

Расчетная формула

Расчет показателя

а) При наличии резерва электрической и тепловой энергии

1. Экономия топлива в условном исчислении

тыс. т у. т.

DВ = 1/tмрп1 [(врез.эл - вэл) Npacп Dtрем (1 - bсн.эл) + (врез.т - вт) Qрасп tрем.н (1 - bсн.т)]

1/0,5 [(412,6 - 305,6) ? 10-3 ? 100 ? 20 ? (1 - 0,055) + (180,2 - 131,5) ? 10-3 ? 180 ? 20 (1 - 0,06)] = 734,06

2. Стоимость сэкономленного топлива

тыс. руб.

т = DВ Цт

734,06 ? 0,556 = 408,14

3. Годовой прирост балансовой прибыли

тыс. руб.

б = DСт - DUсум

408,14 - 3 = 405,14

б) При дефиците электрической и тепловой энергии

1. Прирост дохода

тыс. руб.

DD = 1/tмрпэл Npacп Dtрем.н ? (1 - bсн.эл) (1 - bэл) - вэл Npacп Dtрем.к ? (1 - bсн.эл) Цт + Тт Qрасп Dtрем.к ? (1 - bсн.т) (1 - bт) - вт Qрасп Dtрем.к (1 - bсн.т) Цт]

1/0,5 [0,68 ? 10-3 ? 100 ? 103 ? 20 (1 - 0,055) ? (1 - 0,12) - 305,6 ? 10-6 ? 100 ? 103 ? 20 ? (1 - 0,055) ? 0,556 + 250 ? 10-3 ? 180 ? 20 ? (1 - 0,06) ? (1 - 0,1) - 131,5 ? 10-3 ? 180 ? 20 ? (1 - 0,6) ? 0,556] = 2647,64

2. Годовой прирост балансовой прибыли

тыс. руб.

б = DD - DUсум

2647,64 - 3 = 2644,64

3 Расчет экономической эффективности

а) При наличии резерва электрической и тепловой энергии

1. Годовой прирост чистой прибыли

ч = DПб (1 - g/100) = 405,14 (1 - 0,25) = 303,85 тыс. руб.

2. Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия

Ток = Км/(DПч + DUам) = 120/(303,8 + 3) = 0,39 года.

б) При дефиците электрической и тепловой энергии

1. Годовой прирост чистой прибыли

ч = DПб (1 - g/100) = 2644,64 (1 - 0,25) = 1983,48 тыс. руб.

2. Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия

Ток = Км/(DПч + DUам) = 120/(1983,48 + 3) = 0,06 года.

Приложение А

(справочное)

ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА, ВЫПОЛНЕННЫЕ В ФОРМАТЕ Excel 7.0

А

В

С

D

Е

F

1

Пример 1. Повышение КПД нетто котла

2

Исходные данные

3

1

КПД нетто котла:

4

до проведения мероприятия

%

?1

92,10

Задается

5

после проведения мероприятия

%

?2

93,50

Задается

6

2

Единовременные затраты на проведение мероприятия

тыс. руб.

Км

1200,00

Задается

7

3

Норма амортизации

%

aам

2,50

Задается

8

4

Суммарные эксплуатационные расходы, вызванные проведением мероприятия

тыс. руб.

DUсум

30,00

Задается

9

В том числе амортизационные отчисления

тыс. руб.

DUам

30,00

Задается

10

5

Годовой расход топлива в условном исчислении

тыс. т у. т.

В

288,10

Задается

11

6

Цена 1 т топлива в условном исчислении

тыс. руб/т у. т.

Цт

0,556

Задается

12

7

Процент налогов и отчислений

%

g

25,00

Задается

13

Расчет годового прироста балансовой прибыли

14

1

Экономия топлива в условном исчислении

т у. т.

DВ

4313,80

= Е10*1000*(1 - Е4/Е5)

15

2

Стоимость сэкономленного топлива

тыс. руб.

т

2398,47

= Е14*Е11

16

3

Годовой прирост балансовой прибыли

тыс. руб.

б

2368,47

= Е15 - Е8

17

Расчет экономической эффективности

18

1

Годовой прирост чистой прибыли

тыс. руб.

ч

1776,35

= Е16*(1 - Е12/100)

19

2

Срок окупаемости

лет

Ток

0,66

= Е6/(Е18 + Е9)

20

21

Пример 1 Снижение удельного расхода тепла брутто на турбину

22

Исходные данные

23

1

Удельный расход тепла брутто на турбину:

q1

24

до проведения мероприятия

ккал/(кВт·ч)

q2

1628,00

Задается

25

после проведения мероприятия

ккал/(кВт·ч)

1614,00

Задается

26

2

Единовременные затраты на проведение мероприятия

тыс. руб.

Kм

800,00

Задается

27

3

Норма амортизации

%

aам

2,50

Задается

28

4

Суммарные эксплуатационные расходы, вызванные проведением мероприятия

тыс. руб.

DUсум

20,00

Задается

29

В том числе амортизационные отчисления

тыс. руб.

DUам

20,00

Задается

30

5

Годовой расход топлива в условном исчислении

тыс. т у. т.

В

288,10

Задается

31

6

Цена 1 т топлива в условном исчислении

тыс. руб/т у. т.

Цт

0,556

Задается

32

7

Процент налогов и отчислений

%

g

25,00

Задается

33

Расчет годового прироста балансовой прибыли

34

1

Экономия топлива в условном исчислении

т у. т.

2477,52

= Е30*1000*(1 - Е25/Е24)

35

2

Стоимость сэкономленного топлива

тыс. руб.

DВ

1377,50

= Е34*Е31

36

3

Годовой прирост балансовой прибыли

тыс. руб.

т

1357,50

= Е35 - Е28

37

Расчет экономической эффективности

б

38

1

Годовой прирост чистой прибыли

тыс. руб.

ч

1018,13

= Е36*(1 - Е32/100)

39

2

Срок окупаемости

лет

Ток

0,77

= Е26/(Е38 + Е29)

40

41

Пример 3. Снижение расхода электроэнергии на собственные нужды (с.н.)

42

Исходные данные

43

1

Снижение расхода электроэнергии на с.н.:

44

до проведения мероприятия

млн. кВт·ч

Wсн1

31,80

Задается

45

после проведения мероприятия

млн. кВт·ч

Wсн1

26,20

Задается

46

2

Удельный расход условного топлива на электроэнергию

г/(кВт·ч)

вэл

305,60

Задается

47

3

Единовременные затраты на проведение мероприятия

тыс. руб.

Км

480,00

Задается

48

4

Норма амортизации

%

aам

2,50

Задается

49

5

Суммарные эксплуатационные расходы, вызванные проведением мероприятия

тыс. руб.

DUсум

12,00

Задается

50

В том числе амортизационные отчисления

тыс. руб.

DUам

12,00

Задается

51

6

Годовой расход топлива в условном исчислении

тыс. т у. т.

В

288,10

Задается

52

7

Цена 1 т топлива в условном исчислении

тыс. руб/т у. т.

Цт

0,556

Задается

53

8

Процент налогов и отчислений

%

g

25,00

Задается

54

Расчет годового прироста балансовой прибыли

55

1

Экономия топлива в условном исчислении

т у. т.

DВ

1711,36

= Е46*(Е44 - Е45)

56

2

Стоимость сэкономленного топлива

тыс. руб.

т

951,52

= Е55*Е52

57

3

Годовой прирост балансовой прибыли

тыс. руб.

б

939,52

= Е56 - Е49

58

Расчет экономической эффективности

59

1

Годовой прирост чистой прибыли

тыс. руб.

ч

704,64

= Е57*(1 - Е53/100)

60

2

Срок окупаемости

лет

Ток

0,67

= Е47/(Е59 + Е50)

61

Пример 4. Снижение потерь топлива на пуски котла

62

Исходные данные

63

1

Потери топлива в условном исчислении при пуске котла (агрегата) из холодного состояния:

вн

Задается

64

норма

т у. т.

вф

25,00

Задается

65

факт.

т у. т.

nп

19,00

Задается

66

2

Число пусков в году

-

г

48,00

Задается

67

3

Число однотипных энергоблоков (агрегатов)

-

Км

1,00

Задается

68

4

Единовременные затраты на проведение мероприятия

тыс. руб.

aам

100,00

Задается

69

5

Норма амортизации

%

DUсум

2,50

Задается

70

6

Суммарные эксплуатационные расходы, вызванные проведением мероприятия

тыс. руб.

DUам

0,00

Задается

71

В том числе амортизационные отчисления

тыс. руб.

В

0,00

Задается

72

7

Цена 1 топлива в условном исчислении

тыс. руб/т у. т.

Цт

0,556

Задается

73

8

Процент налогов и отчислений

%

g

25,00

Задается

74

Расчет годового прироста балансовой прибыли

75

1

Экономия топлива в условном исчислении

т у. т.

288,00

= (Е64 - Е65)*Е66*Е67

76

2

Стоимость сэкономленного топлива

тыс. руб.

DВ

160,13

= Е75*Е72

77

3

Годовой прирост балансовой прибыли

тыс. руб.

т

160,13

= Е76 - Е70

78

Расчет экономической эффективности

б

79

1

Годовой прирост чистой прибыли

тыс. руб.

ч

120,10

= Е77*(1 - Е73/100)

80

2

Срок окупаемости

лет

Ток

0,83

= Е68/(Е79 + Е71)

81

82

Пример 5. Изменение электрической и тепловой мощности ТЭЦ

Результат: Увеличение отпуска электрической и тепловой энергии (варианты № 1 и 2);

увеличение тепловой мощности с уменьшением электрической энергии (варианты № 3)

83

Вариант № 1 Исходные данные без учета Фактора времени (дисконтирования)

84

1

Номинальная мощность турбины:

85

электрическая

МВт

Nном

100,00

Задается

86

увеличение электрической мощности

МВт

DNном

2,00

Задается

87

тепловая

Гкал/ч

Qном

180,00

Задается

88

увеличение тепловой мощности

Гкал/ч

DQном

4,00

Задается

89

2

Изменение отпуска электроэнергии, выработанной:

90

по конденсационному циклу

млн. кВт·ч

DWкн

7,00

Задается

91

по теплофикационному циклу

млн. кВт·ч

DWтф

4,92

Задается

92

3

Коэффициент использования мощности ТЭЦ:

93

электрической

%

kэл

72,00

Задается

94

тепловой

%

kт

46,00

Задается

95

4

Удельный расход топлива на отпуск энергии:

96

электрической

г/(кВт·ч)

вэл

305,60

Задается

97

тепловой

кг/Гкал

вт

131,50

Задается

98

5

Удельный расход топлива от резервных источников на отпуск энергии:

99

электрической

г/(кВт·ч)

врез.эл

412,60

Задается

100

тепловой

кг/Гкал

врез.т

180,20

Задается

101

6

То же по конденсационному циклу

г/(кВт·ч)

вкн

365,00

Задается

102

по теплофикационному циклу

г/(кВт·ч)

втф

170,00

Задается

103

7

Коэффициент расхода на с.н. энергии:

-

104

электрической

-

bсн.эл

0,055

Задается

105

тепловой

-

bсн.т

0,060

Задается

106

8

Коэффициент потерь энергии в сетях:

107

электрических

-

bэл

0,12

Задается

108

тепловых

-

bт

0,10

Задается

109

9

Средний тариф на отпуск энергии:

110

электрической

руб/(кВт·ч)

Тэл

0,68

Задается

111

тепловой

руб/Гкал

тт

250,00

Задается

112

10

Единовременные затраты на проведение мероприятия

тыс. руб.

Км

3200,00

Задается

113

11

Норма амортизации

%

aам

2,50

Задается

114

12

Суммарные эксплуатационные расходы, вызванные проведением мероприятия

тыс. руб.

DUсум

192,00

Задается

115

В том числе амортизационные отчисления

тыс. руб.

DUам

80,00

Задается

116

13

Цена 1 т топлива в условном исчислении

тыс. руб/т у. т.

Цт

0,556

Задается

117

14

Процент налогов и отчислений

%

g

25,00

Задается

118

а) При наличии резерва электрической и тепловой энергии

119

Расчет годового прироста балансовой прибыли

120

1

Увеличение отпуска электроэнергии

млн. кВт ч

DWотп

11,92

= Е86*1000*Е93/100*8760*(1 - Е104)/1000000

121

2

Увеличение отпуска тепловой энергии

тыс. Гкал

DQотп

15,15

= Е88*Е94/100*8760*(1 - Е105)/1000

122

3

Экономия топлива в условном исчислении

т у. т.

DВ

2013,37

= (Е99 - Е96)*Е120 + (Е100 - Е97)*Е121

123

4

Стоимость сэкономленного топлива

тыс. руб.

т

1119,44

= Е122*Е116

124

5

Годовой прирост балансовой прибыли

тыс. руб.

б

927,44

= Е123 - Е114

125

Расчет экономической эффективности

126

1

Годовой прирост чистой прибыли

тыс. руб.

ч

695,58

= Е124*(1 - Е117/100)

127

2

Срок окупаемости

лет

Ток

4,13

= Е112/(Е126 + Е115)

128

129

б) При дефиците электрической и тепловой энергии

130

Расчет годового прироста балансовой прибыли

131

1

Прирост дохода

тыс. руб.

DD

7548,94

= Е110*Е120*1000*(1 - Е107) - (Е90*Е101 + Е91*Е102)*Е116 + Е111*Е121*(1 - Е108) - Е97*Е121*Е116

132

2

Годовой прирост балансовой прибыли

тыс. руб.

б

7356,94

= Е131 - Е114

133

Расчет экономической эффективности

134

1

Годовой прирост чистой прибыли

тыс. руб.

ч

5517,71

= Е132*(1 - Е117/100)

135

2

Срок окупаемости

лет

Ток

0,57

= Е112/(Е134 + Е115)

Вариант № 2 примера 5 см. в конце приложения А

136

Вариант № 3

137

Исходные данные без учета фактора времени

138

1

Номинальная мощность турбины:

139

электрическая

МВт

Nном

100,00

Задается

140

уменьшение электрической мощности

МВт

DNном

2,00

Задается

141

тепловая

Гкал/ч

Qном

180,00

Задается

142

увеличение тепловой мощности

Гкал/ч

DQном

4,00

Задается

143

2

Изменение отпуска электроэнергии, выработанной:

144

по конденсационному циклу

млн. кВт·ч

DWкн

7,00

Задается

145

по теплофикационному циклу

млн. кВт·ч

DWтф

4,92

Задается

146

3

Коэффициент использования мощности ТЭЦ:

147

электрической

%

kэл

72,00

Задается

148

тепловой

%

kт

46,00

Задается

149

4

Удельный расход топлива на отпуск энергии:

150

электрической

г/(кВт·ч)

вэл

305,60

Задается

151

тепловой

кг/Гкал

вт

131,50

Задается

152

5

Удельный расход топлива от резервных источников на отпуск энергии:

153

электрической

г/(кВт·ч)

врез.эл

412,60

Задается

154

тепловой

кг/Гкал

врез.т

180,20

Задается

155

6

То же по конденсационному циклу

г/(кВт·ч)

вкн

365,00

Задается

156

по теплофикационному циклу

г/(кВт·ч)

втф

170,00

Задается

157

7

Коэффициент расхода на с.н. энергии:

158

электрической

-

bсн.эл

0,055

Задается

159

тепловой

-

bсн.т

0,06

Задается

160

8

Коэффициент потерь в сетях:

161

электрических

-

bэл

0,12

Задается

162

тепловых

-

bт

0,10

Задается

163

9

Средний тариф на отпуск энергии:

164

электрической

руб/(кВт·ч)

Тэл

0,68

Задается

165

тепловой

руб/Гкал

тт

250,00

Задается

166

10

Единовременные затраты на проведение мероприятия

тыс. руб.

Км

3200,00

Задается

167

11

Норма амортизации

%

aам

2,50

Задается

168

12

Суммарные эксплуатационные расходы, вызванные проведением мероприятия

тыс. руб.

DUсум

192,00

Задается

169

В том числе амортизационные отчисления

тыс. руб.

DUам

80,00

Задается

170

13

Цена 1 т топлива в условном исчислении

тыс. руб/т у. т.

Цт

0,556

Задается

171

14

Процент налогов и отчислений

%

g

25,00

Задается

172

173

а) При наличии резерва электрической и тепловой энергии

174

Расчет годового прироста балансовой прибыли

175

1

Увеличение отпуска тепловой энергии

тыс. Гкал

DQотп

15,15

= Е142*Е148/100*8760*(1 - Е159)/1000

176

2

Экономия топлива в условном исчислении

т у. т.

DВ

2233,91

= Е155*Е144 - Е156*Е145 + (Е154 - Е151)*Е175 - (Е153 - Е150)*(Е144 - Е145)

177

3

Стоимость сэкономленного топлива

тыс. руб.

т

1242,05

= Е176*Е170

178

4

Годовой прирост балансовой прибыли

тыс. руб.

Dпб

1050,05

= Е177 - Е168

179

Расчет экономической эффективности

180

1

Годовой прирост чистой прибыли

тыс. руб.

Dпч

787,54

= Е178*(1 - Е171/100)

181

2

Срок окупаемости

лет

Ток

3,69

= Е166/(Е180 + Е169)

182

183

б) При дефиците электрической и тепловой энергии

184

Расчет годового прироста балансовой прибыли

185

1

Прирост дохода

тыс. руб.

DD

1842,41

= Е165*Е175*(1 - Е162) - Е151*Е175*Е170 - Е164*(Е144 - Е145)*1000 + (Е155*Е144 - Е156*Е145)*Е170

186

2

Годовой прирост балансовой прибыли

тыс. руб.

б

1650,41

= Е185 - Е168

187

Расчет экономической эффективности

188

1

Годовой прирост чистой прибыли

тыс. руб.

ч

1237,81

= Е186*(1 - Е171/100)

189

2

Срок окупаемости

лет

Ток

2,43

= Е166/(Е188 + Е169)

190

Пример 6. Повышение надежности оборудования ТЭС

191

Исходные данные

192

1

Предотвращенный недоотпуск энергии:

193

электрической

млн. кВт·ч

DWнед

6,00

Задается

194

тепловой

тыс. Гкал

DQнед

7,20

Задается

195

2

Норма пусковых расходов:

196

котлов

т у. т.

вкн

25,00

Задается

197

турбин

т у. т.

внт

7,00

Задается

198

энергоблоков

т у. т.

внб

35,00

Задается

199

3

Предотвращенное число отказов:

200

котлов

-

z1

32,00

Задается

201

турбин

-

z2

12,00

Задается

202

энергоблоков

-

z3

26,00

Задается

203

4

Число однотипных:

204

котлов

-

m1

4,00

Задается

205

турбин

-

m2

2,00

Задается

206

энергоблоков

-

m3

2,00

Задается

207

5

Удельный расход топлива на отпуск энергии:

208

электрической

г/(кВт·ч)

вэл

305,60

Задается

209

тепловой

кг/Гкал

вт

131,50

Задается

210

6

Удельный расход топлива от резервных источников на отпуск энергии

211

электрической

г/(кВт·ч)

врез.эл

412,60

Задается

212

тепловой

кг/Гкал

врез.т

180,20

Задается

213

7

Коэффициент потерь в сетях:

214

электрических

-

bэл

0,12

Задается

215

тепловых

-

bт

0,10

Задается

216

8

Средний тариф на отпуск энергии:

217

электрической

руб/(кВт·ч)

Тэл

0,68

Задается

218

тепловой

руб/Гкал

тт

250,00

Задается

219

9

Единовременные затраты на проведение мероприятия

тыс. руб.

Км

620,00

Задается

220

10

Норма амортизации

%

aам

2,50

Задается

221

11

Суммарные эксплуатационные расходы, вызванные проведением мероприятия

тыс. руб.

DUсум

15,50

Задается

222

В том числе амортизационные отчисления

тыс. руб.

DUам

15,50

Задается

223

12

Цена 1 т топлива в условном исчислении

тыс. руб/т у. т.

Цт

0,556

Задается

224

13

Процент налогов и отчислений

%

g

25,00

Задается

225

226

а) При наличии резерва электрической и тепловой энергии

227

Расчет годового прироста балансовой прибыли

228

1

Экономия топлива в условном исчислении

т у. т.

DВ

992,64

= (Е211 - Е208)*Е193 + (Е212 - Е209)*Е194

229

2

Стоимость сэкономленного топлива

тыс. руб.

т

551,91

= Е228*Е223

230

3

Годовой прирост балансовой прибыли

тыс. руб.

б

536,41

= Е229 - Е221

231

Расчет экономической эффективности

232

1

Годовой прирост чистой прибыли

тыс. руб.

ч

402,31

= Е230*(1 - Е224/100)

233

2

Срок окупаемости

лет

Ток

1,48

= Е219/(Е232 + Е222)

234

235

б) При дефиците электрической и тепловой энергии

236

Расчет годового прироста балансовой прибыли

237

1

Прирост дохода

тыс. руб.

DD

3664,50

= Е217*Е193*1000*(1 - Е214) - Е208*Е193*Е223 + Е218*Е194*(1 - Е215) - Е209*Е194*Е223

238

2

Годовой прирост балансовой прибыли

тыс. руб.

б

3649,00

= Е237 - Е222

239

Расчет экономической эффективности

240

1

Годовой прирост чистой прибыли

тыс. руб.

ч

2736,75

= Е238*(1 - Е224/100)

241

2

Срок окупаемости

лет

Ток

0,23

= Е219/(Е240 + Е222)

242

243

в) Предотвращение отказов (внеплановых пусков) оборудования

244

1

Экономия топлива в условном исчислении:

245

на котлах и турбинах

т у. т.

DВкт

3368,00

= Е196*Е200*Е204 + Е197*Е201*Е205

246

на энергоблоках

т у. т.

DВб

1820,00

= Е198*Е202*Е206

247

2

Стоимость сэкономленного топлива:

248

на котлах и турбинах

тыс. руб.

ткт

1872,61

= Е245*Е223

249

на энергоблоках

тыс. руб.

тб

1011,92

= Е246*Е223

250

3

Годовой прирост балансовой прибыли:

251

на котлах и турбинах

тыс. руб.

Dпбкт

1857,11

= Е248 - Е221

252

на энергоблоках

тыс. руб.

Dпбб

996,42

= Е249 - Е221

253

4

Годовой прирост чистой прибыли:

254

на котлах и турбинах

тыс. руб.

Dпчкт

1392,83

= Е251* 1 - Е224/100)

255

на энергоблоках

тыс. руб.

Dпчб

747,32

= Е252*(1 - Е224/100)

256

5

Срок окупаемости:

257

на котлах и турбинах

лет

Ток

0,44

= Е219/(Е254 + Е221)

258

на энергоблоках

лет

Ток

0,81

= Е219/(Е255 + Е221)

259

260

Пример 7. Увеличение продолжительности межремонтного периода

261

Исходные данные

262

1

Продолжительность МРП:

263

до проведения мероприятия

год

tмрп1

4,00

Задается

264

после проведения мероприятия

год

tмрп2

5,00

Задается

265

2

Располагаемая мощность, выводимая в ремонт:

266

электрическая

МВт

DNрасп

100,00

Задается

267

тепловая

Гкал/ч

DQрасп

180,00

Задается

268

3

Нормативная продолжительность ремонта энергоблока

ч

tрем.н

1300,00

Задается

269

4

Удельный расход топлива на отпуск энергии:

270

электрической

г/(кВт·ч)

вэл

305,60

Задается

271

тепловой

кг/Гкал

вт

131,50

Задается

272

5

Удельный расход топлива от резервных источников на отпуск энергии:

273

электрической

г/(кВт·ч)

врез.эл

412,60

Задается

274

тепловой

кг/Гкал

врез.т

180,20

Задается

275

6

Коэффициент расхода на с.н. энергии:

276

электрической

bсн.эл

0,055

Задается

277

тепловой

bсн.т

0,06

Задается

278

7

Коэффициент потерь в сетях:

279

электрических

bэл

0,12

Задается

280

тепловых

bт

0,10

Задается

281

8

Средний тариф на отпуск энергии:

282

электрической

руб/(кВт·ч)

Тэл

0,68

Задается

283

тепловой

руб/Гкал

тт

250,00

Задается

284

9

Единовременные затраты на проведение мероприятия

тыс. руб.

Км

860,00

Задается

285

10

Норма амортизации

%

aам

2,50

Задается

286

11

Суммарные эксплуатационные расходы, вызванные проведением мероприятия

тыс. руб.

DUсум

70,00

Задается

287

В там числе амортизационные отчисления

тыс. руб.

DUам

21,50

Задается

288

12

Цена 1 топлива в условном исчислении

тыс. руб/т у. т.

Цт

0,556

Задается

289

13

Процент налогов и отчислений

%

g

25,00

Задается

290

291

а) При наличии резерва электрической и тепловой энергии

202

Расчет годового прироста балансовой прибыли

293

1

Экономия топлива в условном исчислении

т у. т.

DВ

1192,85

= (1/Е263 - 1/Е264)*((Е273 - Е270)/00*Е266*Е268*(1 - Е276) + (Е274 - Е271)/1000*Е267*Е268*(1 - Е277))

294

2

Стоимость сэкономленного топлива

тыс. руб.

т

663,22

= Е293*Е288

295

3

Годовой прирост балансовой прибыли

тыс. руб.

б

593,22

= Е294 - Е286

296

Расчет экономической эффективности

297

1

Годовой прирост чистой прибыли

тыс. руб.

ч

444,92

= Е295*(1 - Е289/100)

298

2

Срок окупаемости

лет

Ток

1,84

= Е284/(Е297 + Е287)

299

300

б) При дефиците электрической и тепловой энергии

301

Расчет годового прироста балансовой прибыли

302

1

Прирост дохода

тыс. руб.

DD

4302,42

= (1/Е263 - 1/Е264)*(Е282/1000*Е266*1000*Е268* (1 - Е276)*(1 - Е279) - Е270/1000000*Е266*1000*Е268*(1 - Е276)*Е288 + Е283/1000*Е267*Е268*(1 - Е277)*(1 - Е286) - Е271/1000*Е267*Е268*(1 - Е277)*Е288)

303

2

Годовой прирост балансовой прибыли

тыс. руб.

б

4232,42

= Е302 - Е286

304

Расчет экономической эффективности

305

1

Годовой прирост чистой прибыли

тыс. руб.

ч

3174,31

= Е303*(1 - Е289/100)

306

2

Срок окупаемости

лет

Ток

0,27

= Е284/(Е305 + Е287)

307

308

Пример 8. Сокращение продолжительности ремонта

309

Исходные данные

310

1

Средняя продолжительность межремонтного периода за ряд лет между двумя видами ремонта

год

tмрп

0,50

Задается

311

2

Сокращение продолжительности простоя оборудования в ремонте по сравнению с нормой

Ч

tрем

20,00

Задается

312

3

Располагаемая мощность, выводимая в ремонт

313

электрическая

МВт

DNрасп

100,00

Задается

314

тепловая

Гкал/ч

DQрасп

180,00

Задается

315

4

Удельный расход топлива на отпуск энергии:

316

электрической

г/(кВт·ч)

вэл

305,60

Задается

317

тепловой

кг/Гкал

вт

131,50

Задается

318

5

Удельный расход топлива от резервных источников на отпуск энергии:

319

электрической

г/(кВт·ч)

врез.эл

412,60

Задается

320

тепловой

кг/Гкал

врез.т

180,20

Задается

321

6

Коэффициент расхода на с.н. энергии:

322

электрической

-

bсн.эл

0,055

Задается

323

тепловой

-

bсн.т

0,06

Задается

324

7

Коэффициент потерь в сетях:

325

электрических

-

bэл

0,12

Задается

326

тепловых

-

bт

0,10

Задается

327

8

Средний тариф на отпуск энергии:

328

электрической

руб/(кВт·ч)

Тэл

0,68

Задается

329

тепловой

руб/Гкал

тт

250,00

Задается

330

9

Единовременные затраты на проведение мероприятия

тыс. руб.

Км

120,00

Задается

331

10

Норма амортизации

%

aам

2,50

Задается

332

11

Суммарные эксплуатационные расходы, вызванные проведением мероприятия

тыс. руб.

DUсум

3,00

Задается

333

В том числе амортизационные отчисления

тыс. руб.

DUам

3,00

Задается

334

12

Цена 1 т топлива в условном исчислении

тыс. руб/т у. т.

Цт

0,556

Задается

335

13

Процент налогов и отчислений

%

g

25,00

Задается

336

337

а) При наличии резерва электрической и тепловой энергии

338

Расчет годового прироста балансовой прибыли

339

1

Экономия топлива в условном исчислении

т у. т.

DВ

734,06

= 1/Е310*((Е319 - Е316)/00000*Е313*1000*Е311*(1 - Е322) + (Е320 - Е317)/1000*Е314*Е311*(1 - Е323))

340

2

Стоимость сэкономленного топлива

тыс. руб.

т

408,14

= Е339*Е334

341

3

Годовой прирост балансовой прибыли

тыс. руб.

б

405,14

= Е340 - Е332

342

Расчет экономической эффективности

343

1

Годовой прирост чистой прибыли

тыс. руб.

ч

303,85

= Е341*(1 - Е335/100)

344

2

Срок окупаемости

лет

Ток

0,39

= Е330/(Е343 + Е333)

345

346

б) При дефиците электрической и тепловой энергии

347

Расчет годового прироста балансовой прибыли

348

1

Прирост дохода

тыс. руб.

DD

2647,64

= 1/Е310*(Е328/1000*Е313*1000*Е311* (1 - Е322)*(1 - Е325) - Е316/1000000*Е313*1000*Е311*(1 - Е322)*Е334 + Е329/1000*Е314*Е311* (1 - Е323)*(1 - Е326) - Е317/1000*Е314*Е311*(1 - Е323)*Е334)

349

2

Годовой прирост балансовой прибыли

тыс. руб.

б

2644,64

= Е348 - Е332

350

Расчет экономической эффективности

351

1

Годовой прирост чистой прибыли

тыс. руб.

ч

1983,48

= Е349*(1 - Е335/100)

352

2

Срок окупаемости

лет

Ток

0,06

= Е330/(Е351 + Е333)


Вариант № 2 примера 5

А

В

С

D

Е

F

G

Н

I

J

К

L

М

N

O

1

Вариант № 2

2

Исходные данные с учетом фактора времени (дисконтирования)

3

1

Номинальная мощность турбины:

4

электрическая

МВт

Nном

100

100

100

100

100

100

100

100

100

100

Задается

5

увеличение электрической мощности

МВт

DNном

2,00

2,00

2,00

2,00

2,00

2,00

2,00

2,00

2,00

2,00

Задается

6

тепловая

Гкал/ч

Qном

180,00

180,00

180,00

180,00

180,00

180,00

180,00

180,00

180,00

180,00

Задается

7

увеличение тепловой мощности

Гкал/ч

DQном

4,00

4,00

4,00

4,00

4,00

4,00

4,00

4,00

4,00

4,00

Задается

8

2

Изменение отпуска электроэнергии, выработанной:

9

по конденсационному циклу

млн. кВт·ч

DWкн

7,00

7,00

7,00

7,00

7,00

7,00

7,00

7,00

7,00

7,00

Задается

10

по теплофикационному циклу

млн. кВт·ч

DWтф

4,92

4,92

4,92

4,92

4,92

4,92

4,92

4,92

4,92

4,92

Задается

11

3

Коэффициент использования мощности ТЭЦ:

12

электрический

%

kэл

72,00

70,00

68,00

67,00

66,00

67,00

69,00

70,00

72,00

74,00

Задается

13

тепловой

%

kт

46,00

45,00

44,00

45,00

42,00

44,00

45,00

47,00

48,00

50,00

Задается

14

4

Удельный расход топлива на отпуск энергии:

15

электрической

г/(кВт·ч)

вэл

305,60

306,20

306,70

306,90

307,00

306,80

306,50

306,00

305,50

305,40

Задается

16

тепловой

кг/Гкал

вт

131,50

131,60

131,80

131,90

132,10

131,40

131,60

131,30

131,10

130,00

Задается

17

5

Удельный расход топлива от резервных источников на отпуск энергии:

18

электрической

г/(кВт·ч)

врез.эл

412,60

412,60

412,60

412,60

412,60

412,60

412,60

412,60

412,60

412,60

Задается

19

тепловой

кг/Гкал

врез.т

180,20

180,20

180,20

180,20

180,20

180,20

180,20

180,20

180,20

180,20

Задается

20

6

То же по конденсационному циклу

г/(кВт·ч)

вкн

365,00

365,00

365,00

365,00

365,00

365,00

365,00

365,00

365,00

365,00

Задается

21

по теплофикационному циклу

г/(кВт·ч)

втф

170,00

170,00

170,00

170,00

170,00

170,00

170,00

170,00

170,00

170,00

Задается

22

7

Коэффициент расхода на с.н. энергии:

23

электрической

-

bсн.эл

0,055

0,055

0,055

0,055

0,055

0,055

0,055

0,055

0,055

0,055

Задается

24

тепловой

-

bсн.т

0,06

0,06

0,06

0,06

0,06

0,06

0,06

0,06

0,06

0,06

Задается

25

8

Коэффициент потерь в сетях:

26

электрических

-

bэл

0,12

0,12

0,12

0,12

0,12

0,12

0,12

0,12

0,12

0,12

Задается

27

тепловых

-

bт

0,10

0,10

0,10

0,10

0,10

0,10

0,10

0,10

0,10

0,10

Задается

28

9

Средний тариф на отпуск энергии:

29

электрической

руб/(кВт·ч)

Тэл

0,68

0,68

0,68

0,68

0,68

0,68

0,68

0,68

0,68

0,68

Задается

30

тепловой

руб/Гкал

тт

250,00

250,00

250,00

250,00

250,00

250,00

250,00

250,00

250,00

250,00

Задается

31

10

Единовременные затраты на проведение мероприятия

тыс. руб.

Км

3200,00

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Задается

32

11

Норма амортизации

%

aам

2,50

2,50

2,50

2,50

2,50

2,50

2,50

2,50

2,50

2,50

Задается

33

12

Суммарные эксплуатационные расходы, вызванные проведением мероприятия

тыс. руб.

DUсум

192,00

192,00

192,00

192,00

192,00

192,00

192,00

192,00

192,00

192,00

Задается

34

В том числе амортизационные отчисления

тыс. руб.

DUам

80,00

80,00

80,00

80,00

80,00

80,00

80,00

80,00

80,00

80,00

Задается

35

13

Цена 1 т топлива в условном исчислении

тыс. руб/т у. т.

Цт

0,556

0,556

0,556

0,556

0,556

0,556

0,556

0,556

0,556

0,556

Задается

36

14

Процент налогов и отчислений

%

g

25,00

25,00

25,00

25,00

25,00

25,00

25,00

25,00

25,00

25,00

Задается

37

38

а) При наличии резерва электрической и тепловой энергии

39

Расчет годового прироста балансовой прибыли

40

1

Увеличение отпуска электроэнергии

млн. кВт·ч

DWотпt

11,92

11,59

11,26

11,09

10,93

11,09

11,42

11,59

11,92

12,25

= N5*1000*N12/100*8760*(1 - N23)/1000000

41

2

Увеличение отпуска тепловой энергии

тыс. Гкал

DQотпt

15,15

14,82

14,49

14,82

13,83

14,49

14,82

15,48

15,81

16,47

= N7*N13/100*8760* - (1 - N24)/1000

42

3

Экономия топлива в условном исчислении

т у. т.

DВ

2013,37

1953,47

1893,70

1888,41

1819,32

1880,85

1932,42

1992,44

2052,97

2140,12

= (N18 - N15) *N40 + (N19 - N16) *N41

43

4

Стоимость сэкономленного топлива

тыс. руб.

тt

1119,44

1086,13

1052,90

1049,95

1011,54

1045,75

1074,43

1107,80

1141,45

1189,91

= N42*N35

44

5

Годовой прирост балансовой прибыли

тыс. руб.

бt

927,44

894,13

860,90

857,95

819,54

853,75

882,43

915,80

949,45

997,91

= N43 - N33

45

46

Расчет экономической эффективности

47

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

48

1

Годовой прирост чистой прибыли

тыс. руб.

чt

695,58

670,60

645,67

643,47

614,66

640,32

661,82

686,85

712,09

748,43

= N44*(1 - N36/100)

49

2

Поток чистых реальных денег

тыс. руб.

Р

-2424,42

750,60

725,67

723,47

694,66

720,32

741,82

766,85

792,09

828,43

= N48 + N34 - N31

50

3

Коэффициент приведения

-

at

1,00

0,91

0,83

0,75

0,68

0,62

0,56

0,51

0,47

0,42

= (1 + 0,1) *(1 - N47)

51

4

Экономический эффект

тыс. руб.

Ээк

-2424,42

682,36

599,73

543,55

474,46

447,26

418,74

393,51

369,52

351,34

= N49*N50

52

5

Интегральный эффект

тыс. руб.

Эинт

-2424,42

-1742,06

-1142,33

-598,78

-124,32

322,95

741,67

1135,19

1504,07

1856,04

= M52 + N51

53

6

Срок окупаемости

лет

Ток

-

-

-

-

-

5,28

-

-

-

-

54

55

б) При дефиците электрической и тепловой энергии

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

56

Расчет годового прироста балансовой прибыли

57

1

Прирост дохода

тыс. руб.

DD

7548,94

7299,94

7050,18

7000,25

6749,78

6954,33

7200,87

7402,55

7652,51

7960,94

= N29*N40*1000* (1 - N26) - (N9*N20 + N21*N10) *N35 + N30*N41* (1 - N27) - N16*N41*N35

58

2

Годовой прирост балансовой прибыли

тыс. руб.

б

7356,94

7107,94

6858,18

6808,25

6557,78

6762,33

7008,87

7210,55

7460,51

7768,94

= N57 - N33

59

60

Расчет экономической эффективности

61

1

Годовой прирост чистой прибыли за год t

тыс. руб.

чt

5517,71

5330,96

5143,63

5106,19

4918,33

5071,74

5256,65

5407,91

5595,39

5826,70

= N58* (1 - N36/100)

62

2

Поток чистых реальных денег

тыс. руб.

Р

2397,71

5410,96

5223,63

5186,19

4998,33

5151,74

5336,65

5487,91

5675,39

5906,70

= N61 + N34 - N31

63

3

Коэффициент приведения

-

at

1,00

0,91

0,83

0,75

0,68

0,62

0,56

0,51

0,47

0,42

= (1 + 0,1)^(1 - N55)

64

4

Экономический эффект

тыс. руб.

Ээк

2397,71

4919,05

4317,05

3896,46

3413,93

3198,83

3012,40

2816,17

2647,61

2505,02

= N62*N63

65

5

Интегральный эффект

тыс. руб.

Эинт

2397,71

7316,76

11633,81

15530,27

18944,20

22143,03

25155,43

27971,60

30619,21

33124,22

= M65 + N64

66

6

Срок окупаемости

лет

Ток

0,57

-

-

-

-

-

-

-

-


Список использованной литературы

1. Практические рекомендации по оценке эффективности и разработке инвестиционных проектов и бизнес-планов в электроэнергетике (c типовыми примерами). - М.: РАО «ЕЭС России», АО «Научный центр прикладных исследований», 1999.

2. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов (вторая редакция) / Министерство экономики РФ; Министерство финансов РФ; ГК по строительству, архитектуре и жилищной политике. - М.: 2000.

СОДЕРЖАНИЕ

Введение. 2

1 Критерии эффективности энергосберегающих мероприятий на ТЭС.. 3

1.1 Классификация критериев эффективности. 3

1.2 Простые критерии эффективности. 3

1.3 Интегральные критерии эффективности. 4

2 Алгоритм расчета технико-экономических результатов энергосберегающих мероприятий на ТЭС.. 5

2.1 Годовой прирост балансовой прибыли ТЭС от повышения КПД нетто котла. 6

2.2 Годовой прирост балансовой прибыли ТЭС от снижения удельного расхода тепла брутто на турбину. 6

2.3 Годовой прирост балансовой прибыли ТЭС от снижения расхода электроэнергии на собственные нужды.. 6

2.4 Годовой прирост балансовой прибыли от снижения потерь топлива на пуски энергоблока (агрегата) и предотвращения отказов оборудования. 7

2.5. Годовой прирост балансовой прибыли вследствие увеличения (изменения) электрической и тепловой мощности (энергии) 7

2.6 Предотвращение снижения балансовой прибыли вследствие повышения надежности оборудования ТЭС.. 9

2.7 Годовой прирост балансовой прибыли вследствие увеличения продолжительности межремонтного периода. 10

2.8 Годовой прирост балансовой прибыли от сокращения продолжительности простоя оборудования в ремонте. 11

3 Учет составляющих затрат на осуществление энергосберегающих мероприятий. 12

4 Алгоритм экспресс-оценочного расчета экономической эффективности энергосберегающих мероприятий на тэс. 13

5 Порядок расчета экономической эффективности энергосберегающего мероприятия. 14

6 Рекомендации по определению нормы дисконтирования. 14

7 Примеры расчета. 14

7.1 Основные исходные данные, используемые в примерах расчета. 15

Пример 1 Повышение КПД нетто котла. 16

Пример 2 Снижение удельного расхода тепла брутто на турбину. 16

Пример 3 Снижение расхода электроэнергии на собственные нужды (с.н.) 17

Пример 4 Снижение потерь топлива на пуски котла. 17

Пример 5 Изменение электрической и тепловой мощности ТЭЦ.. 18

Пример 6 Повышение надежности оборудования ТЭС.. 25

Пример 7 Увеличение продолжительности межремонтного периода. 27

Пример 8 Сокращение продолжительности ремонта. 28

Приложение А Примеры расчета, выполненные в формате Excel 7.0. 30

Список использованной литературы.. 43




Реклама: ;


Самые популярные документы раздела



Рейтинг@Mail.ru Яндекс.Метрика