Определение технико-экономических показателей работы котельной

ПРИМЕР РЕШЕНИЯ ЗАДАЧИ

Технико-экономическое обоснование проектирования котельной
(г. Хабаровск)

Исходные данные:

- номинальная мощность котла, МВт – 20;

- количество котлов, шт – 2;

- тепловая нагрузка системы отопления зданий, кВт 30∙10³;

- тепловая нагрузка систем вентиляции зданий, кВт 2∙10³;

- средний расход теплоты на горячее водоснабжение:

а) за холодный период, ГДж 4,2∙10³;

б) за тёплый период, ГДж 2,1∙10³;

- топливо – газ Сахалинского месторождения (Q ^P_H= 30 МДж/м³);

- тип системы теплогазоснабжения – закрытая.

1) Установленная мощность котельной, МВт;

Q _УСТ= Q _НОМ ∙ n = 20 ∙ 2 = 40 МВт,

где Q _НОМ – номинальная мощность котлов, МВт; n – количество котлов
в котельной, шт.

2) Годовой отпуск тепла на отопление, ГДж/год, определяется по присоединённой мощности потребителей или расчётным путём по выражению:

Q _ОТ= 24 ∙ 0,0036 ∙ Q _СР ∙ n ₀ = 24 ∙ 0,0036 ∙ 14,74 ∙ 10³ ∙ 205 = 261,1 ∙ 10³ ГДж/год,

где n ₀ – продолжительность отопительного периода, сут; Q _СР – средний расход теплоты за отопительный период, кВт;

Q _CP = Q ^P_ОТ∙ ((t _B – t _СР.ОТ) / (t _B – t _Н )),

где Q ^P_ОТ– расчетный расход теплоты на системы отопления, исходя из величины максимального годового расхода; t _B – температура внутреннего воздуха, °C; – температура наружного воздуха, °C; t _СР.ОТ – средняя температура наружного воздуха за отопительный период, .

Средний расход теплоты за отопительный период Q _СР определяется расчётом, исходя из величины максимального годового расхода теплоты на системы отопления, Q _Р в зависимости от удельной тепловой характеристики зданий:

Q _CP = 30 ∙ 10³ ∙ ((18+5.1) / (18+29)) = 14,74 ∙10³ кВт.

3) Годовой отпуск теплоты на вентиляцию, ГДж/год, определяется исходя из расчётного расхода тепла калориферными агрегатами систем воздушного отопления

Q _ВЕНТ = 0,0036 Z ∙ Q _СР ∙ n ₀,

где Z – усреднённое за отопительный период число часов работы систем вентиляции в течение суток; Q _СР – средний расход теплоты, кВт, для систем вентиляции здания, зависящий от его удельной характеристики:

Q _CP = Q ^P_ВЕНТ∙ ((t _ПР – t _СР.ОТ) / (t _ПР – )),

где t _ПР – температура приточного воздуха, °C; t _НАЧ – расчётная температура наружного воздуха, для проектирования систем вентиляции.

Q _СР = 2 ∙ 10³ ∙ ((18+5.1)/(18+17)) = 1,02 ∙ 10³кВт

Q _ВЕНТ = 0,0036 ∙ 15 ∙ 1,02 ∙ 10³ ∙ 205 = 11,29 ∙ 10³ГДж/год

4) Годовой отпуск теплоты на нужды горячего водоснабжения, ГДж/год, определяется по выражению:

Q _ГВС = 24 ∙ 0,036[ Q _СР ∙ n ₀ + (350 – n ₀) ∙ Q _ЛЕТ],

где Q _СР, Q _ЛЕТ – соответственно, средний расход теплоты на горячее водоснабжение за отопительный период и летний периоды года, кВт.

Q _ГВС = 24∙0,0036 [4,2 ∙ 10³ ∙ 205 + 2,1∙10³ (350 – 205)] = 100,7∙10³ГДж/год.

5) Годовой отпуск теплоты от котельной равен

Q _ГОД = Q _ОТ + Q _ВЕНТ + Q _ГВС = 261,1∙10³ + 11,29∙10³ + 100,7∙10³ =

= 373,09∙10³ ГДж/год = 89,26∙10³ Гкал/год.

6) Годовая выработка теплоты котельной определяется по формуле

Q _ВЫР= Q _ГОД ∙ 10² / η_Т.П. ,

где η_Т.П. – коэффициент теплового потока, % приближённо принимается равным 98% для котельных с котлоагрегатами мощностью более 10 МВт.

Годовая выработка котельной:

Q _ВЫР = (373,09 ∙ 10³ ∙ 10²) / 98 = 380,7 ∙ 10³ ГДж/год.

7) Количество часов использования установленной мощности котельной в году, ч/год:

h _УСТ = (Q _ВЫР/3,6 ∙ Q _УСТ) ,

h _УСТ = (380,7 ∙ 10³)/ (3,6 ∙ 40) = 2643,75 ч/год.

8) Удельный расход топлива на 1 Гдж отпущенной теплоты зависит от КПД (брутто) котельного агрегата η_БР, % и низшей теплоты сгорания рабочей массы топлива , мДж/м³:

b_У = 340/η_ВР ∙ η_ТП = 430/89 = 0,03 ту.т/ГДж.

b _Н = b _У ∙ 29,3 / Q^P_H = 0,03 ∙ 29,3 / 30 = 0,02 т.у.т/ГДж.

9) Годовой расход натурального топлива определяется исходя из удельных показателей расхода топлива

B _Н = b _Н ∙ Q _ГОД = 0,02 ∙ 373.09 ∙ 10³ = 7461,8 тнт/год.

10) Годовой расход электроэнергии на собственные нужды котельной Э_ГОД, кВт/год, напрямую зависит от установленной мощности токоприёмников, количества часов их работы и определяется по формуле

Э _ГОД = N _УСТ ∙ h _К ∙ k _Э,

где N _УСТ – установленная мощность токоприёмников, кВт, определяется на основе выбора вспомогательного оборудования котельной и электродвигателей к нему, а при отсутствии данных – расчётным способом по удельному расходу электроэнергии N _Э, кВт/мВт:

N _УСТ = N _Э ∙ Q _УСТ = 13 ∙ 40 = 520 кВт.

Годовой расход электроэнергии:

Э _ГОД = 520 ∙ 8400 ∙ 0,7 = 3057,6 ∙ 10³ кВт∙ч/год.

11) Годовой расход воды котельной G _ГОД т/год, при закрытой системе теплоснабжения принимается на основании расчёта тепловой схемы котельной при максимальном зимнем и летнем режиме по следующему выражению

G _ГОД = 24 ∙ n ₀∙ G _ЗИМ + 24 ∙ (350 – n ₀) G _ЛЕТ,

G _ГОД = 24∙ 205 ∙ 4,4 ∙ 3,6 + 24 (350 – 205) ∙ 2,46 ∙ 3,6 = 108,8∙10³ т/год.

Удельный расход воды на 1 ГДж отпущенной теплоты:

G _УД = G _ГОД / Q _ГОД = 108,8∙10³ / 373,09∙10³ = 0,29 т/ГДж.

Себестоимость отпускаемой теплоты является одним из обобщающих экономических показателей, характеризующих качественный уровень работы котельной и эффективность использования материальных ресурсов.

Для расчёта себестоимости отпускаемой теплоты определяются годовые эксплуатационные расходы:

1) Затраты на топливо, расходуемые для покрытия тепловых нагрузок котельной, зависят от количества использованного топлива, его цены, транспортных расходов и определяются по выражению:

C_Т= B ^ГОД_Н∙ (1 + а)∙ Ц _Т = 7461,8 ∙ 1047 = 7812505 руб./год,

где а = 0,05 – коэффициент, учитывающий потери топлива при транспортировании его до потребителей;

Ц_Т = 1047 руб./м³ – Сахалинский газопровод (приложение 6);

В _Н^ГОД = (Q _ГОД ∙ 1000) / (H _КА ∙ Q _Р.НИЗ),тыс. м³/год,

где h _КА= 0,84– коэффициент полезного действия теплоагрегата;
Q _Р.НИЗ= 8000 ккал/Н ∙ м³ – низшая теплотворная способность топлива (газ).

2) Затраты на электроэнергию, расходуемую на собственный нужды (привод дутьевых вентиляторов, дымососов, насосов) определяются по одноставочному тарифу, так как N _У< 750 кВт:

С_Э= Ц _Э ∙ Э _ГОД;

С_Э = 2,45 ∙ 1,18 ∙ 3057,6∙10³ = 8836460 руб./год;

Ц _Э= 2,45 руб./кВт∙ч – тариф на электрическую энергию для потребителей ОАО «Дальневосточная энергетическая компания». Введён в действие с 01.01.2008 г. Комитетом по ценам и тарифам правительства Хабаровского края.

1,18 – НДС (налог на добавленную стоимость).

3) Годовые затраты на использованную воду определяются по годовому расходу воды на питание котлов, наполнение и подпитку теплопотребляющих систем, горячее водоснабжение.

С_Х.В= Ц _В ∙ G _ГОД = 16,42 ∙ 108800 = 1786496 руб./год,

где Ц _В= 16,42.

4) Амортизационные отчисления на восстановление первоначальной стоимости здания и оборудования котельной определяются следующим образом: исходными данными для определения затрат по данному элементу являются объём капитальных вложений в строительство котельной, монтаж оборудования и действующие нормы амортизации.

Общий объём капитальных вложений определяется по сводному сметному расчёту (Форма 1) или на основе удельных капитальных вложений в сооружение котельной.

Годовые амортизационные отчисления определяются как сумма отчислений от стоимости строительно-монтажных работ и от стоимости оборудования рассчитываются по формуле

С_А= (Н_К К_СМР) / 100 + (Н_ОБ К_ОБ) / 100 ,

где Н_К – норма амортизации по зданию котельной, %; Н_ОБ – норма амортизации на оборудование, %; К_СМР, К_ОБ – капитальные вложения на общестроительные работы и на монтаж оборудования с учётом стоимости оборудования.

Капитальные затраты на сооружение котельной К _КОТ (руб.) определяются по формуле:

К_КОТ = (К_КГ + К_КП·(n _K-1)) K_РС·К_ИКАП,

где – капитальные вложения для ввода головного котлоагрегата, руб., – капитальные вложения на последующие котлоагрегаты, руб. принимаются по прейскурантам заводов-изготовителей, монтажных и пусконаладочных организаций; – количество установленных котлоагрегатов, шт.; – коэффициент, учитывающий территориальный район строительства котельной; К_РС – коэффициент инфляции по вложениям капитала, руб. (Приложение 7).

По сводному сметному расчёту капитальные вложения на сооружение котельной составили 40 500 250 руб.

К_ОБ = 0,65 ∙ К_КОТ = 0,65 ∙ 40 500 250 = 26 325 162 руб.;

К_СМР = 0,35 ∙ К_КОТ = 14 175 088 руб.

Нормы амортизационных отчислений Н_К – 2 %, Н_ОБ – 5 %.

С_А= ((2 ∙ 14175088/100) + (5 ∙ 26325162/100)) = 1599758 руб./год.

5) Затраты на капитальный ремонт определяются в процентах от капитальных вложений: по зданию – 1,5 %; по оборудованию – 4 %.

С_КР = ((1,5 ∙ 14175088/100) + (4 ∙ 26325162/100)) = 1265632 руб./год.

6) Затраты на текущий ремонт котельной в среднем принимаются в размере 20 % от суммы амортизационных отчислений.

С_ТР = 0,2 ∙ 1 599 758 = 319 952 руб./год.

7) Годовой фонд заработной платы определяется через ориентировочный штатный коэффициент К _ШТ, чел./мВт и среднюю заработную плату одного рабочего по формуле:

С_ЗПЛ = Q _УСТ ∙ К_ШТ ∙ З_СР;

С_ЗПЛ = 40 ∙ 0,6 ∙ 20 000 = 480 000 руб./год.

8) Отчисления на социальные нужды (ЕСН) определяются в процентах, от годового фонда заработной платы; 26 % от С_ЗПЛ, в т.ч. пенсионный фонд – 20 %, фонды социального страхования – 2,9 %; фонды медицинского страхования – 3,1 %.

С_СОЦ.Н. = 0,26 ∙ 480 000 = 124 800 руб./год.

9) Прочие расходы включают расходы на охрану труда, технику безопасности, пожарную и сторожевую охрану, затраты на заработную плату административно-управленческого персонала, вывозку золы и шлака, приобретение специальной одежды, реактивов для химической очистки воды и другие расходы, 30 %.

В проектных расчётах прочие затраты определяются по формуле

С_ПР = 0,3 ∙ (С_А + С_КР + С_ТР + С_ЗПЛ);

С_ПР = 0,3 ∙ (1 599 758 + 1 265 632 + 319 952 + 480000) = 1099603 руб./год.

10) Суммарные годовые эксплуатационные затраты (общая себестоимость) по котельной определяется по выражению:

С = С_Т + С_Э + С_ХВ + С_А + С_КР + С_ТР + С_ЗП + С_СОЦ.Н. + С_ПР,

С = 7812505 + 8836460 + 1786496 + 1599758 + 1265632 + 319952 +
+ 480000 + 124800 + 1099603 = 23325206 руб./год.

11) Себестоимость 1 ГДж отпускаемой теплоты

С_УД = С / Q_ГОД

С_УД = 23 325 206 / 373 090 = 62,52 руб./гДж;

С_УД = 23 325 206 / 89260 = 261,32 руб./Гкал.

12) Приведённые затраты на единицу отпускаемой тепловой энергии
(с учётом НДС) определяется по формуле:

П_УД = С_УД + (ВНЭ ∙ К_КОТ/ Q _ГОД);

П_УД = 62,52 + 0,15 ∙ 40500250 / 373090 = 78,8 р./ГДж;

П_УД = 261,32 + 0,15 ∙ 40500250 / 89260 = 329,4 р./Гкал.

13) Для оценки сравнительной эффективности принятого проектного решения определяется рентабельность капитальных вложений (Р_С), которая сопоставляет с ВНЭ = 0,15

ВНЭ – внутренняя норма эффективности капитальных вложений:

= ((С_ТЭЦ - С_УД) ∙ Q _ГОД)/ к.

По данным ОАО «Дальневосточная генерирующая компания» на основе постановления комитета по ценам и тарифам правительства Хабаровского края, тариф на тепловую энергию С_ТЭЦ = 580,75 руб./Гкал (Приложение 7).

Р_С = ((580,75 - 261,32) ∙ 89260) / 405000250 = 0,7 > ВНЭ.

Годовой экономический эффект определяется как разница между средним тарифом и себестоимости продукции.

Стоимость годового отпуска тепловой энергии от проектируемой котельной складывается их себестоимости всей отпускаемой тепловой энергии и доли прибыли, необходимой для развития предприятия.

Валовая себестоимость определяется из выражения:

С^ВАЛ_К = П_УД ∙ Q _ГОД;

= 329,1 ∙ 89260 = 29375466 руб./год.

Стоимость тепловой энергии по тарифам филиала «Хабаровская теплосетевая компания»:

С^ТЭ_ТЭЦ = С_ТЭЦ ∙ Q _ГОД = 580,75 ∙ 89260 = 51837745 руб./год.

Годовая прибыль составит:

П_Р = С^ТЭ_ТЭЦ = 51837745 – 29375466 = 22462279 руб./год.

Период окупаемости (Т _ОК) в годах определяется по формуле:

Т _ОК = К_К /П_Р;

Т _ОК = 40500250 / 22462279 = 1,8 лет;

Р_С = 1 /Т_ОК = 1 / 1,8 = 0,55;

Р_С = 0,55 > ВНЭ.

Таким образом, годовая прибыль окупит капитальные вложения в новую котельную за 1,8 года, что значительно ниже среднеотраслевого показателя, а показатель рентабельности Р_С = 0,55 значительно превышает показатель ВНЭ = 0,15.

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение 1

Нормативы накладных расходов по видам строительных

и монтажных работ

№ п/п	Виды строительных и монтажных работ	Нормативы накладных расходов в % к фонду оплаты труда рабочих (строителей и механизаторов)
1.1 1.2 1.3 1.4	Земляные работы, выполняемые: механизированным способом ручным способом с применением средств гидромеханизации по другим видам работ (подготовительным, сопутствующим, укрепительным)
2.1 2.2	Бетонные и железобетонные монолитные конструкции в строительстве: промышленном жилищно-гражданском
3.1 3.2	Бетонные и железобетонные сборные конструкции в строительстве: промышленном жилищно-гражданском
	Сантехнические работы – внутренние (трубопроводы, водопровод, канализация, отопление, газоснабжение, вентиляция и кондиционирование воздуха)
	Наружные сети водопровода, канализации, теплоснабжения, газопровода
	Теплоизоляционные расходы
	Монтаж оборудования
	Пусконаладочные работы

Приложение 2

Рекомендуемые нормативы сметной прибыли

по видам строительных и монтажных работ

№ п/п	Виды строительных и монтажных работ	Нормативы сметной прибыли в % к фонду оплаты труда рабочих (строителей и механизаторов)
1.1 1.2 1.3 1.4	Земляные работы, выполняемые: механизированным способом ручным способом с применением средств гидромеханизации по другим видам работ (подготовительным, сопутствующим, укрепительным)
2.1 2.2	Бетонные и железобетонные монолитные конструкции в строительстве: промышленном жилищно-гражданском
3.1 3.2	Бетонные и железобетонные сборные конструкции в строительстве: промышленном жилищно-гражданском
	Сантехнические работы – внутренние (трубопроводы, водопровод, канализация, отопление, газоснабжение, вентиляция и кондиционирование воздуха)
	Наружные сети водопровода, канализации, теплоснабжения, газопровода
	Теплоизоляционные расходы
	Монтаж оборудования
	Пусконаладочные работы

Приложение 3

Климатические параметры по городам

Вари- ант	Город	n о, суток	t н, °С	t нач, °С	t ср.от, °С	t в, °С	t пр, °С	Z, часов	N э	G зим	G лет	Kкот
	Архангельск		-32	-19	-4,7					4,4	2,5	40 500 250
	Астрахань		-22	-8	1,6					4,1	2,3	27 843 922
	Баку		-4		5,1					2,8	1,6	5 062 531
	Брянск		-24	-13	-2,6					4,1	2,3	30 375 188
	Вильнюс		-23	-9	-0,9						2,3	29 109 555
	Воронеж		-25	-14	-3,4					4,1	2,3	31 640 820
	Волгоград		-22	-13	-3,4						2,3	27 843 922
	Екатеринбург		-31	-20	-6,4					4,5	2,6	39 234 617
	Златоуст		-30	-20	-6,6					4,4	2,5	37 968 984
	Иваново		-28	-16	-4,4					4,4	2,5	35 437 719
	Казань		-30	-18	-5,7					4,5	2,6	37 968 984
	Киев		-21	-10	-1,1						2,3	26 578 289
	Киров		-31	-19	-5,8					4,5	2,6	39 234 617
	Кишинев		-15	-7	0,6					3,5	2,0	18 984 492
	Курск		-24	-14	-3					4,1	2,3	30 375 188
	Луганск		-25	-10	-1,6					4,2	2,4	31 640 820
	Львов		-19	-7	0,3						2,3	24 047 023
	Магнитогорск		-34	-22	-7,9					4,6	2,6	43 031 516
	Махачкала		-14	-2	2,6					3,6	2,0	17 718 859
	Минск		-25	-10	-1,2					4,2	2,4	31 640 820
	Москва		-25	-14	-3,2					4,2	2,4	31 640 820
	Мичуринск		-26	-15	-4,3					4,2	2,4	32 906 453

Приложение 3 (окончание)

	Мурманск		-28	-18	-3,3					4,5	2,6	35 437 719
	Нижний Новгород		-30	-16	-4,7					4,4	2,5	37 968 984
	Нижний Тагил		-34	-21	-6,6					4,5	2,6	43 031 516
	Новороссийск		-13	-2	4,4					3,3	1,9	16 453 227
	Одесса		-17	-6						3,7	2,1	21 515 758
	Оренбург		-29	-20	-8,1					4,4	2,5	36 703 352
	Орск		-29	-21	-7,9					4,4	2,5	36 703 352
	Пенза		-27	-17	-5,1					4,3	2,4	34 172 086
	Пермь		-34	-20	-6,4					4,6	2,6	43 031 516
	Петрозаводск		-29	-14	-2,9					4,5	2,6	36 703 352

Приложение 4

Исходные данные для расчета

Вариант	Q ном, МВт	Q ^Рот, МВт	Q ^Рвент, МВт	Q ср, ГДж	Q лет, ГДж	Q ^Рмин, ГДж	n котлов, шт	Стэц, руб./Гкал
				5,1	2,4
				2,4	1,2
				0,3	0,1
				3,2	1,5
				2,9	1,4
				3,2	1,5
				2,6	1,2
				4,5	2,2
				4,5	2,1
				3,9	1,9
				4,2	2,0
				2,5	1,2
				4,6	2,2
				1,6	0,8
				3,0	1,4
				2,9	1,4
				2,2	1,1
				4,7	2,3
				1,4	0,6
				3,2	1,5
				3,3	1,6
				3,4	1,6
				5,0	2,4
				4,2	2,0
				5,2	2,5
				1,1	0,5
				1,8	0,9
				3,7	1,8
				3,8	1,8
				3,6	1,7
				4,9	2,3
				4,4	2,1

Приложение 5

Оптовые цены на газ, добываемый ОАО «Газпром» реализуемый потребителям Российской Федерации с 1 августа 2013 года

Вари- ант	Субъекты Российской Федерации	ЦТ, Оптовые цены на газ руб./1000 м^3 (без НДС)
	Республика Башкортостан	3 534
	Республика Калмыкия	3 623
	Республика Карелия	3 959
	Республика Коми	3 194
	Республика Марий-Эл	3 651
	Республика Мордовия	3 736
	Республика Татарстан	3 586
	Удмуртская Республика	3 432
	Чувашская Республика	3 651
	Алтайский край ∙	3 757
	Архангельская область ∙ ∙	3 376
	Астраханская область	3 291
	Белгородская область	4 117
	Брянская область	4 135
	Владимирская область	3 888
	Волгоградская область	3 936
	Вологодская область	3 660
	Воронежская область	4 063
	Ивановская область	3 863
	Калининградская область	3 943
	Калужская область	4 117
	Кемеровская область	3 771
	Кировская область	3 555
	Костромская область	3 864
	Курганская область	3 216
	Курская область	4 071
	Ленинградская область	3 921
	Липецкая область	4 024
	Московская область	4 065
	Нижегородская область	3 753
	Новгородская область	3 925
	Новосибирская область	3 569
	Омская область	3 440
	Оренбургская область	3 405
	Орловская область	4 117
	Пензенская область	3 786
	Пермский край	3 315
	Псковская область	4 014
	Рязанская область	3 973
	Самарская область	3 648

Приложение 5 (окончание)

	Саратовская область	3 864
	Свердловская область	3 392
	Смоленская область	3 947
	Тамбовская область	3 911
	Тверская область	3 832
	Томская область	3 488
	Тульская область	4 062
	Тюменская область	2 951
	Ульяновская область	3 713
	Челябинская область	3 466
	Ярославская область	3 745
	г. Москва	4 065
	г. Санкт-Петербург	3 921
	Ханты-Мансийский автономный округ-Югра	2 623
	Ямало-Ненецкий автономный округ	2 228
	Республика Адыгея	4 149
	Республика Дагестан	4 149
	Республика Ингушетия	4 149
	Кабардино-Балкарская Республика	4 149
	Карачаево-Черкесская Республика	4 149
	Республика Северная Осетия-Алания	4 149
	Чеченская Республика	4 149
	Краснодарский край	4 149
	Ставропольский край	4 149
56а	Ростовская область	4 146
	Алтайский край (газопровод «Барнаул-Бийск-Горно-Алтайск» участок 87 км – граница Алтайского края)	4 050
	Республика Алтай (газопровод «Барнаул-Бийск-Горно-Алтайск», граница Алтайского края – г. Горно-Алтайск)	4 050
	Архангельская область (газопровод «Нюксеница-Архангельск» участок 147 км – Мирный)	3 937
	Архангельская область (газопровод «Нюксеница-Архангельск» участок Мирный-Архангельск)	4 250

СОДЕРЖАНИЕ

Предисловие..................................................
Общие рекомендации по работе над дисциплиной «Нормативно-техническая документация теплоэнергетики»......................
Программа дисциплины Б3.В.2 «Нормативно-техническая документация теплоэнергетики».............................................
Методические указания по изучению дисциплины «Нормативно-техническая документация теплоэнергетики»......................
Методические указания к выполнению и оформлению контрольных заданий.......................................................
Приложения...................................................

Учебное издание

НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ

Дата добавления: 2014-12-08