Система тепло- и энергоснабжения промышленного предприятия

Рис.20 Изменение мощности турбины в течение года

Анализируя (рис.20), можно сделать следующие выводы:

Мощность в течение года меняется сильно вследствие того, что нет отопительной нагрузки летом, а также снижается нагрузка горячего водоснабжения.

Изменение мощности турбины в течение года имеет ступенчатый характер. При выработке электрической энергии в месяцы январь и февраль часть пара сконденсирована для номинальной работы турбины.

При построении изменения мощности в месяцы март и апрель, а также в месяцы октябрь, ноябрь и декабрь, были взяты усредненные показатели.

5. Экономическая часть проекта

5.1 Экономическая оценка модернизации системы энергоснабжения за счет использования турбоагрегата для снижения давления пара

5.1.1Структура потребления и производства энергетических ресурсов

Топливо и электрическую энергию ЗАО "Термотрон-завод" покупает, тепловая энергия производится в собственной котельной.

Среднемесячный расход природного газа по котельной составляет 900-1900нм3/ч в отопительный период и 100нм3/ч в летний период. Стоимость топлива 1940 руб/1000нм3 без учета НДС.

Котельная предприятия оборудована 3 паровыми котлами ДКВР-20-13. Максимальная выработка пара составляет 60 т/ч.

Годовая выработка электрической энергии составит 50 млн. кВт ч. Средняя стоимость для предприятия электроэнергии – 0,53 руб/кВт ч.

5.1.2 Финансовая оценка проекта

Общие инвестиционные издержки на проект составляют 16000 тыс. руб. (без учета НДС), из них:

- проектные работы – 700 тыс. руб.;

- турбогенераторная установка ТГ 8/0,4 Р13/4,0 – 9500 тыс. руб.;

- строительные и монтажные работы – 4900 тыс. руб.;

- шефмонтажные и пусконаладочные работы – 900 тыс. руб.

В соответствии сданными Минэкономики РФ по ценовой динамике в области топливно-энергетических ресурсов, ожидается повышение цен на природный газ до 2,795 руб/нм3 к 2015 году и электроэнергию до 1,54 руб/кВт ч к 2015 году. Практика опровергает прогнозы Минэкономики. Реальный рост цен превышает планируемый.

Рост стоимости природного газа вероятнее всего будет происходить по плану Минэкономики РФ.Исходя из этих данных, финансовая оценка проекта проведена с учетом прогнозируемого изменения цен на газ и электроэнергию.

Таблица 29 Прогнозируемые изменения цен на газ и электроэнергию

5.1.3 Производственные издержки

Стоимость дополнительно сжигаемого топлива определяется по формуле (97):

 (97)

кг у.т./кВт ч – удельный расход условного топлива на выработку 1 кВт час;

 - теплотворная способность условного топлива на выработку 1кВт час;

 - средняя теплотворная способность используемого природного газа,;

 - годовая выработка электроэнергии;

 - прогнозируемая стоимость природного газа (без учета НДС) на первый полный год эксплуатации комплекса.

Годовые производственные затраты на выработку электроэнергии установкой (на первый полный год эксплуатации – 2009) без учета НДС приведены в табл. 30.

Таблица 30 Годовые производственные затраты

Исходя из табл.30, себестоимость 1кВт час электроэнергии равна 0,32руб. В соответствии с изменением цен на природный газ на протяжении эксплуатации энергокомплекса будет изменятся и себестоимость вырабатываемой электроэнергии.

5.1.4 Доход проекта

Доход проекта образуется за счет снижения затрат на приобретение электроэнергии. Прибыль годовая определяется следующим образом:

 (98)

 - годовая выработка электроэнергии;

 - себестоимость вырабатываемой электроэнергии без учета НДС, рассчитанная в соответствии с прогнозом изменения цен;

 - стоимость электроэнергии из внешней сети (без учета НДС) в соответствии с прогнозом изменения цен.

За первый полный год эксплуатации энергокомплекса (2009год) доход составит:

Выручка от выработки собственной электроэнергии – сумма, которую предприятие выплатило бы внешней энергоснабжающей организации за приобретение электроэнергии. Выручка от выработки собственной электроэнергии определяется по формуле (99):

 (99)

 - годовая выработка электроэнергии;

 - стоимость электроэнергии из внешней сети (с учетом НДС) в каждом конкретном году в соответствии с прогнозом изменения цен.

Амортизационные отчисления – отчисления в амортизационный фонд в размере 3,7% от стоимости приобретаемого оборудования (3,7% - принятая в России норма амортизационных отчислений на паровые турбины в комплекте с генератором). Включаются в себестоимость продукции.

Прибыль от выработки электроэнергии определяется как разница между выручкой от выработки собственной электроэнергии без НДС и затратами на выработку электроэнергии.

Налог на имущество – объектом налогообложения в данном расчете является среднегодовая стоимость приобретаемого энергетического оборудования (ставка налога – 2%).

Таблица 31 Потоки денежных поступлений и выплат

5.1.5 Расчет срока окупаемости

Эффективность проекта оценивается с помощью показателя "срок окупаемости". Срок окупаемости представляет собой период времени с начала реализации проекта до момента, когда разность между накопленной суммой чистой прибыли и амортизационных отчислений и объемом капитальных затрат приобретет положительное значение.

Таблица 32 Расчет срока окупаемости

Анализируя данные табл.32, приходим к выводу, что срок окупаемости проекта 6 месяцев с начала реализации проекта.

5.1.6 Расчет основных технико-экономических показателей работы котельной

1.Годовой объем производства электрической энергии

- в стоимостном выражении:

 руб.

2.Численность работников, в том числе ИТР и служащих:

Nр = 35 + 4 =39 чел.

3.Себестоимость годового выпуска продукции:

Сполн = 16158926,64 руб.

4.Производительность труда одного работающего:

- в стоимостном выражении

 руб/чел.

5. Фондоотдача основных фондов:

- в стоимостном выражении

 руб/руб.

5.                Прибыль:

Ппр = D - Сполн;

Ппр = 1500000руб.

6.                Рентабельность:

R = (1500000/16000000) 100 = 9,37 %.

5.1.7 Экономическое обоснование улучшения показателей эффективности

1. Экономический результат от производства теплоэнергетической продукции:

 руб.

2. Экономический результат от вредного воздействия выбросов отработанного топлива в атмосферу:

 (100)

где Св.осн, Св.рез – соответственно стоимость вредного воздействия от выбросов отходов при снижении единицы объема или веса основного или резервного топлива, руб.

3. Текущие затраты на осуществление проектного решения: З1 = Сполн;

З1 = 16158926,64руб.

4. Капитальные и другие единовременные затраты, необходимые для производства теплоэнергетической продукции:

где kобщ – общие капитальные вложения, руб;

kр = 0,067 – коэффициент, учитывающий полное восстановление основных фондов; Ен = 0,1 – нормативный коэффициент экономической эффективности.

З2 =  руб.

5. Затраты в среднегодовом исчислении: Зг = З1 + З2;

Проектный вариант:

Зг = 16158926,64+2672000=18830926,64руб.

6. Сумма результатов в среднегодовом начислении:

7. Экономический эффект:

 (101)

Проектный вариант:

Эф =  руб.

5.2 Экономическая оценка модернизации системы энергоснабжения при отпуске тепла внешнему потребителю

5.2.1 Расчет основных технико-экономических показателей

Теплоснабжение завода всеми видами тепловой энергии можно обеспечивать оборудованием котельной, выбранным по двум вариантам:

-проектный вариант: уже установленные 3 паровых котла ДКВР-20-13 и устанавливаемые 2 паровых котла типа ДЕ-10-14ГМ;

-базовый вариант: уже установленные 3 паровых котла ДКВР-20-13 и устанавливаемые 3 паровых котла типа ДЕ-6,5-14ГМ.

5.2.1.1 Расчет производственной программы

Производственная программа теплоэнергетического производства по выработке тепловой энергии i-го вида определяется по формуле (102):

 (102)

где  - годовая потребность предприятия в i-м виде тепловой энергии, Гкал;

kп = 1,2 – коэффициент, учитывающий потери тепловой энергии в системе теплоснабжения;

kнер = 1,2 – коэффициент, учитывающий неравномерность во времени потребления теплоэнергетической продукции.

Полученные результаты расчетов производственной программы теплоэнергетического производства сведены в табл. 33.

Таблица 33 Расчет производственной программы

5.2.2 Расчет сметы капитальных вложений на строительство системы теплоснабжения промышленного предприятия

Сметная стоимость объектов определяется по каждой теплотрассе в зависимости от диаметра и типа трубопровода по формуле (103):

 (103)

где  - сметная стоимость i-го элемента, руб.;

Цi – цена единицы оборудования для i-го объекта, руб.;

 - число (протяженность) единиц i-го объекта;

 = 1,2 – коэффициент, учитывающий транспортные, складские и другие расходы при сооружении объекта.

При модернизации системы теплоснабжения ЗАО "Термотрон-завод" эксплуатируется уже спроектированная система трубопроводов. Поэтому сметную стоимость объектов по каждой теплотрассе не рассчитываем.

Расчеты капитальных затрат на строительство системы теплоснабжения предприятия сведены в табл. 34 и 35. Результаты сводного расчета капитальных вложений сведены в таблицу 36.

Таблица 34 Расчет капитальных затрат на строительство системы теплоснабжения предприятия (проектный вариант)

Таблица 35 Расчет капитальных затрат на строительство системы теплоснабжения предприятия (базовый вариант)

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14