|
РОССИЙСКОЕ
АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО ЭНЕРГЕТИКИ
И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ «ЕЭС РОССИИ»
ДЕПАРТАМЕНТ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ПОЛИТИКИ
И РАЗВИТИЯ
МЕТОДИКА
ЭКСПРЕСС-ОЦЕНКИ
ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ
ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИХ
МЕРОПРИЯТИЙ НА ТЭС
РД
153-34.1-09.321-2002
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
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.
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
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.
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.
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.
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:
- 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.
1 Показатель «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].
1.2.1 Годовой
прирост чистой прибыли
Годовой прирост
чистой прибыли от внедрения мероприятия (DПч)
равен годовому приросту балансовой прибыли за вычетом платежей и налогов:
DПч = 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
DПб = 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
DПч = DР
- DUсум - DН. (1.3)
Критерием
эффективности мероприятия является условие
DПч > 0. (1.4)
1.2.2
Срок окупаемости инвестиций
Срок окупаемости
инвестиций (Ток)
- 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
DПч → max при Ток
£ Тпр. (1.7)
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;
DРt - 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
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
DПб = 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
DПб = DD + DВ Цт - DUсум, (2.2)
где DD - прирост выручки
(дохода), руб.
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
DПб = Цт - DUсум, (2.3)
где В - годовой расход топлива (в
условном исчислении) котлом до проведения энергосберегающего мероприятия, т у.
т.;
η1 и η2 - 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
DПб = 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
DПб =
bэл (wсн1 -
wсн2) Цт - DUсум, (2.5)
где bэл -
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.
2.4.1 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
DПб = (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
DПб = (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
DПб = (Σ внбi mбi) zбi Цт - 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:
DПб = (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:
DПб = 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:
DПб = [(вкн DWкн - втф DWтф) + (врез.т
- вт) DQoтп -
- (врез.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:
DПб = 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):
DПб = (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
DПб = 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:
DПб = [(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:
DПб = 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.
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.
2.6.1 Предотвращение
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 Цт +тт DQнед (1 - bт) - вт
DQнед Цт - DUсум, (2.18)
2.6.2 Предотвращение
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.
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
DПб = Dnрем (вмэл
- 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:
DПб = Dnрем [Тэл
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
DПб = 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:
DПб = Dnрем [Tт DWpeм (1 - bэл) - вэл
DWpeм Цт +
+
Tт DQрем (1 - bт) - вт
DQнед Цт] - DUсум (2.25)
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
DПб = Dnрем (вмэл
- 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):
DПб = 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):
DПб = nрем [вмэл
- 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):
DПб = nрем [Tэл DWpeм1 (1 - bэл) - вэл
DWpeм1 Цт +
+ Tт DQрем1 (1 - bт) - вт
DQрем1 Цт] - DUсум. (2.32)
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.
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,
DПб = DВ Цт -
DUсум.
Для мероприятия,
дающего эффект в энергосистеме или на данной ТЭС при наличии нескольких групп
оборудования,
DПб = 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:
DПб = ΣDВi Цт -
DUсум
и
DПб = ΣDDi + ΣDВi Цт -
DUсум,
где ΣDDi - суммарная
дополнительная выручка в энергосистеме или на данной ТЭС с различными группами
оборудования, руб.;
ΣDВi 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
DПч = 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 = DПчt + 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 DUамt Кмt - 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).
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
|
%
|
η1
|
92,1
|
после проведения мероприятия
|
%
|
η2
|
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 - η1/η2)
|
288,1 × 1000 × (1 -
92,1/93,5) = 4313,8
|
2.
Стоимость сэкономленного топлива
|
тыс. руб.
|
DСт
= DВЦт
|
4313,8 × 0,556 = 2398,47
|
3.
Годовой прирост балансовой прибыли
|
тыс. руб.
|
DПб
= DСт - DUсум
|
2398,47 - 30 = 2368,47
|
3 Расчет
экономической эффективности
1 Годовой
прирост чистой прибыли
DПч = 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.
|
DСт
= DВЦт
|
2477,52 × 0,556 = 1377,5
|
3.
Годовой прирост балансовой прибыли
|
тыс. руб.
|
DПб
= DСт - DUсум
|
1377,5 - 20 = 1357,5
|
3 Расчет
экономической эффективности
1 Годовой
прирост чистой прибыли
DПч - 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.
|
DСт
= DВЦт
|
1711,36 × 0,556 = 951,52
|
3.
Годовой прирост балансовой прибыли
|
тыс. руб.
|
DПб
= DСт - DUcyм
|
951,52 - 12 = 939,52
|
3 Расчет
экономической эффективности
1 Годовой
прирост чистой прибыли
DПч = 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.
|
DСт
= DВЦт
|
288 × 0,556 = 160,13
|
3.
Годовой прирост балансовой прибыли
|
тыс. руб.
|
DПб
= DСт - DUсум
|
160,13 - 0 = 160,13
|
3 Расчет
экономической эффективности
1 Годовой
прирост чистой прибыли
DПч = 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.
|
DСт = [(вмэл
- вэл) × Wотп + (врез.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.
|
DПб = 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.
|
DПб = 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
DПч = 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
DПч = 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:
DПч > 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.
|
DСтt = [(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
= Σ (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 Σ (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
= Σ (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 Σ (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.
|
Dст = Dв
цт
|
2233,91
· 556 · 10-3 = 1242,05
|
4.
Годовой прирост балансовой прибыли
|
тыс. руб.
|
DПб = 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.
|
DПб = 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
DПч = 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
DПч = 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.
|
DСт = DВ
Цт
|
992,64
× 556 × 10-3 = 551,91
|
3.
Годовой прирост балансовой прибыли
|
тыс. руб.
|
DПб = 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.
|
DПб = 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.
|
DПб.кт = DСткт - DUсум
|
1872,61
- 15,50 = 1857,11
|
на энергоблоках
|
тыс. руб.
|
DПб.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
DПч = 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
DПч = 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
DПчкт = DПбкт (1 - g/100) = 1857,11 (1 - 0,25) = 1392,83 тыс. руб.;
- на
энергоблоках
DПчб = 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.
|
DСт = DВ Цт
|
1192,85
× 0,556 = 663,22
|
3.
Годовой прирост балансовой прибыли
|
тыс. руб.
|
DПб = 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.
|
DПб = DD - DUсум
|
4302,42
- 70 = 4232,42
|
3 Расчет
экономической эффективности
а) При наличии
резерва электрической и тепловой энергии
1. Годовой
прирост чистой прибыли
DПч = 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
DПч = 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.
|
DСт = DВ Цт
|
734,06
× 0,556 = 408,14
|
3.
Годовой прирост балансовой прибыли
|
тыс. руб.
|
DПб = DСт
- DUсум
|
408,14
- 3 = 405,14
|
б) При дефиците электрической и
тепловой энергии
|
1.
Прирост дохода
|
тыс. руб.
|
DD = 1/tмрп [Тэл 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.
|
DПб = DD - DUсум
|
2647,64
- 3 = 2644,64
|
3 Расчет
экономической эффективности
а) При наличии
резерва электрической и тепловой энергии
1. Годовой
прирост чистой прибыли
DПч = 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
DПч = 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)
|
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
|
%
|
η1
|
92,10
|
Задается
|
5
|
|
после проведения мероприятия
|
%
|
η2
|
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.
|
DСт
|
2398,47
|
=
Е14*Е11
|
16
|
3
|
Годовой
прирост балансовой прибыли
|
тыс. руб.
|
DПб
|
2368,47
|
=
Е15 - Е8
|
17
|
|
Расчет экономической эффективности
|
|
|
|
|
18
|
1
|
Годовой
прирост чистой прибыли
|
тыс. руб.
|
DПч
|
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:
|
|
|
|
|
24
|
|
до проведения мероприятия
|
ккал/(кВт·ч)
|
q1
|
1628,00
|
Задается
|
25
|
|
после проведения мероприятия
|
ккал/(кВт·ч)
|
q2
|
1614,00
|
Задается
|
26
|
2
|
Единовременные
затраты на проведение мероприятия
|
тыс. руб.
|
|
800,00
|
Задается
|
27
|
3
|
Норма
амортизации
|
%
|
Kм
|
2,50
|
Задается
|
28
|
4
|
Суммарные
эксплуатационные расходы, вызванные проведением мероприятия
|
тыс. руб.
|
aам
|
20,00
|
Задается
|
29
|
|
В том числе амортизационные
отчисления
|
тыс. руб.
|
DUсум
|
20,00
|
Задается
|
30
|
5
|
Годовой
расход топлива в условном исчислении
|
тыс. т у. т.
|
DUам
|
288,10
|
Задается
|
31
|
6
|
Цена
1 т топлива в условном исчислении
|
тыс. руб/т у. т.
|
В
|
0,556
|
Задается
|
32
|
7
|
Процент
налогов и отчислений
|
%
|
Цт
|
25,00
|
Задается
|
33
|
|
Расчет годового прироста балансовой прибыли
|
|
g
|
|
|
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.
|
DСт
|
1357,50
|
=
Е35 - Е28
|
37
|
|
Расчет экономической эффективности
|
|
DПб
|
|
|
38
|
1
|
Годовой
прирост чистой прибыли
|
тыс. руб.
|
DПч
|
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.
|
DСт
|
951,52
|
=
Е55*Е52
|
57
|
3
|
Годовой
прирост балансовой прибыли
|
тыс. руб.
|
DПб
|
939,52
|
=
Е56 - Е49
|
58
|
|
Расчет экономической эффективности
|
|
|
|
|
59
|
1
|
Годовой
прирост чистой прибыли
|
тыс. руб.
|
DПч
|
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:
|
|
|
|
Задается
|
64
|
|
норма
|
т у. т.
|
вн
|
25,00
|
Задается
|
65
|
|
факт.
|
т у. т.
|
вф
|
19,00
|
Задается
|
66
|
2
|
Число
пусков в году
|
-
|
nп
|
48,00
|
Задается
|
67
|
3
|
Число
однотипных энергоблоков (агрегатов)
|
-
|
г
|
1,00
|
Задается
|
68
|
4
|
Единовременные
затраты на проведение мероприятия
|
тыс. руб.
|
Км
|
100,00
|
Задается
|
69
|
5
|
Норма
амортизации
|
%
|
aам
|
2,50
|
Задается
|
70
|
6
|
Суммарные
эксплуатационные расходы, вызванные
проведением мероприятия
|
тыс. руб.
|
DUсум
|
0,00
|
Задается
|
71
|
|
В том числе амортизационные
отчисления
|
тыс. руб.
|
DUам
|
0,00
|
Задается
|
72
|
7
|
Цена
1 топлива в условном исчислении
|
тыс. руб/т у. т.
|
В
|
0,556
|
Задается
|
73
|
8
|
Процент
налогов и отчислений
|
%
|
Цт
|
25,00
|
Задается
|
74
|
|
Расчет годового прироста балансовой прибыли
|
|
g
|
|
|
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.
|
DСт
|
160,13
|
=
Е76 - Е70
|
78
|
|
Расчет экономической эффективности
|
|
DПб
|
|
|
79
|
1
|
Годовой
прирост чистой прибыли
|
тыс. руб.
|
DПч
|
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.
|
DСт
|
1119,44
|
=
Е122*Е116
|
124
|
5
|
Годовой
прирост балансовой прибыли
|
тыс. руб.
|
DПб
|
927,44
|
=
Е123 - Е114
|
125
|
|
Расчет экономической эффективности
|
|
|
|
|
126
|
1
|
Годовой
прирост чистой прибыли
|
тыс. руб.
|
DПч
|
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.
|
DПб
|
7356,94
|
=
Е131 - Е114
|
133
|
|
Расчет экономической эффективности
|
|
|
|
|
134
|
1
|
Годовой
прирост чистой прибыли
|
тыс. руб.
|
DПч
|
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.
|
Dст
|
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.
|
DПб
|
1650,41
|
=
Е185 - Е168
|
187
|
|
Расчет экономической эффективности
|
|
|
|
|
188
|
1
|
Годовой
прирост чистой прибыли
|
тыс. руб.
|
DПч
|
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.
|
DСт
|
551,91
|
=
Е228*Е223
|
230
|
3
|
Годовой
прирост балансовой прибыли
|
тыс. руб.
|
DПб
|
536,41
|
=
Е229 - Е221
|
231
|
|
Расчет экономической эффективности
|
|
|
|
|
232
|
1
|
Годовой
прирост чистой прибыли
|
тыс. руб.
|
DПч
|
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.
|
DПб
|
3649,00
|
=
Е237 - Е222
|
239
|
|
Расчет экономической эффективности
|
|
|
|
|
240
|
1
|
Годовой
прирост чистой прибыли
|
тыс. руб.
|
DПч
|
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.
|
Dсткт
|
1872,61
|
=
Е245*Е223
|
249
|
|
на энергоблоках
|
тыс. руб.
|
Dстб
|
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.
|
DСт
|
663,22
|
=
Е293*Е288
|
295
|
3
|
Годовой
прирост балансовой прибыли
|
тыс. руб.
|
DПб
|
593,22
|
=
Е294 - Е286
|
296
|
|
Расчет экономической эффективности
|
|
|
|
|
297
|
1
|
Годовой
прирост чистой прибыли
|
тыс. руб.
|
DПч
|
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.
|
DПб
|
4232,42
|
=
Е302 - Е286
|
304
|
|
Расчет экономической эффективности
|
|
|
|
|
305
|
1
|
Годовой
прирост чистой прибыли
|
тыс. руб.
|
DПч
|
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.
|
DСт
|
408,14
|
=
Е339*Е334
|
341
|
3
|
Годовой
прирост балансовой прибыли
|
тыс. руб.
|
DПб
|
405,14
|
=
Е340 - Е332
|
342
|
|
Расчет экономической эффективности
|
|
|
|
|
343
|
1
|
Годовой
прирост чистой прибыли
|
тыс. руб.
|
DПч
|
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.
|
DПб
|
2644,64
|
=
Е348 - Е332
|
350
|
|
Расчет экономической эффективности
|
|
|
|
|
351
|
1
|
Годовой
прирост чистой прибыли
|
тыс. руб.
|
DПч
|
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.
|
DСтt
|
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.
|
DПбt
|
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.
|
DПчt
|
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.
|
DПб
|
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.
|
DПчt
|
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
|
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
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
|
|