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

 

УДК 621.311

 

Дата введения 2003-03-01

 

 

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

 

Введено впервые

 

Срок первой проверки настоящего РД - 2006 г., периодичность проверки - один раз в 5 лет.

 

 

Введение

 

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

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

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

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

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.

 

1 КРИТЕРИИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИХ

МЕРОПРИЯТИЙ НА ТЭС

 

1.1 Классификация критериев эффективности

 

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

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

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

— 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 Простые критерии эффективности

 

1.2.1 Годовой прирост чистой прибыли

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

 

DП_ч = DП_б - DН,                                                          (1.1)

 

где DП_б — годовой прирост балансовой прибыли, руб.;

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

Годовой прирост балансовой прибыли DП_б в общем виде определяется по выражению

 

DП_б = DР - DU_сум,                                                       (1.2)

 

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

DР = DВ Ц_т

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

Ц_т — средняя цена 1 т топлива в условном исчислении, руб.);

DU_сум — суммарный прирост годовых эксплуатационных издержек, вызванный осуществлением мероприятия, руб./год:

DU_сум = DU_ам + DU_э

(в данном выражении

DU_ам — прирост амортизационных отчислений, руб./год;

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

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

 

DП_ч = DР - DU_сум - DН.                                                   (1.3)

 

Критерием эффективности мероприятия является условие

 

DП_ч > 0.                                                                 (1.4)

 

1.2.2 Срок окупаемости инвестиций

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

 

                                                       (1.5)

 

где К_м — капитальные вложения (единовременные затраты) на проведение мероприятия, руб.

Критерием эффективности мероприятия является неравенство

 

Т_ок £ Т_пр,                                                               (1.6)

 

где Т_пр — 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

 

DП_ч ® max при Т_ок £ Т_пр.                                                (1.7)

 

1.3 Интегральные критерии эффективности

 

1.3.1 Чистый дисконтированный доход (интегральный доход)

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

 

                               (1.8)

 

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

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

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

K_мt — капитальные вложения в году t на проведение мероприятия, руб./год;

DН_t — увеличение налогов и платежей в году t, руб./год;

Л_t — ликвидационная стоимость основных фондов в году t, руб./год;

(1 + е)^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

 

= 0                                (1.10)

или

= 0,                                  (1.11)

 

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

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

Т_ок £ Т_пр.

 

2 АЛГОРИТМ РАСЧЕТА ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ РЕЗУЛЬТАТОВ

ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИХ МЕРОПРИЯТИЙ НА ТЭС

 

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

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

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

— повышение КПД нетто котла;

— снижение удельного расхода тепла брутто на турбину;

— снижение расхода электроэнергии на собственные нужды ТЭС;

— снижение потерь топлива на пуски котла.

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

— увеличение (изменение) мощности и отпуска энергии;

— повышение надежности:

— увеличение продолжительности межремонтного периода;

— сокращение продолжительности ремонта.

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

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

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

 

DП_б = DВ Ц_т - DU_сум.                                                      (2.1)

 

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

 

DП_б = DD + DВ Ц_т - DU_сум,                                               (2.2)

 

где DD — прирост выручки (дохода), руб.

 

2.1 Годовой прирост балансовой прибыли ТЭС от повышения КПД нетто котла

 

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

 

                                              (2.3)

 

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

h₁ и h₂ — 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 DП_б [см. формулы (1.2) и (2.1)] на ТЭС от снижения удельного расхода тепла брутто на турбину определяется по формуле

 

                                                  (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 DП_б [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

 

DП_б = в_эл (W_сн1 - W_сн2) Ц_т - DU_сум,                                             (2.5)

 

где в_эл — среднегодовой удельный расход топлива на выработанную электроэнергию до проведения энергосберегающего мероприятия, г/(кВт×ч);

W_сн1 и W_сн2 — годовой расход электроэнергии на собственные нужды электростанции соответственно до и после проведения энергосберегающего мероприятия, кВт×ч.

 

2.4 Годовой прирост балансовой прибыли от снижения потерь топлива на пуски

энергоблока (агрегата) и предотвращения отказов оборудования

 

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

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

 

DП_б = (в_н - в_ф) n_п z - DU_сум,                                                (2.6)

 

где в_н — норма пусковых потерь топлива в условном исчислении, т у.т.;

в_ф — 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.;

n_п — 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 DП_б [см. формулы (1.2) и (2.1)] от предотвращения отказов оборудования определяется по формуле

 

DП_б = (в_нкi m_кi z_ki + в_нтj m_тj z_тj) Ц_т - DU_сум,                                   (2.7)

 

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

m_кi и m_тj — предотвращенное число отказов (внеплановых пусков) соответственно котлов i-го и турбин j-го типа;

z_ki и z_тj — количество соответственно котлов i-го и турбин j-го типа.

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

 

DП_б = (Sв_нбi m_бi) z_бi Ц_т - DU_сум,                                              (2.8)

 

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

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

z_бi — 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 DП_б [см. формулы (1.2) и (2.1)] определяется экономией топлива, достигаемой в результате перераспределения нагрузок между агрегатами электростанций:

 

DП_б = (в_мэл - в_эл) DW_отп Ц_т - DU_сум,                                       (2.9)

 

где в_мэл — удельный расход топлива на малоэкономичном агрегате энергосистемы, г/(кВт×ч);

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

DW_отп — количество дополнительно отпущенной электроэнергии в результате внедрения мероприятия, кВт×ч.

б) При дефиците электрической мощности и энергии годовой прирост балансовой прибыли DП_б [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:

 

DП_б = Т_эл DW_отп (1 - b_эл) - в_эл DW_отп Ц_т - DU_сум,                               (2.10)

 

где Т_эл — средний тариф на электроэнергию в энергосистеме, руб./(кВт×ч);

b_эл — 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 DП_б [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 (DW_кн — DW_тф) для обеспечения диспетчерского графика нагрузки:

 

DП_б = [(в_кн DW_кн - в_тф DW_тф) + (в_рез.т - в_т) DQ_отп -

- (в_рез.эл - в_эл) (DW_кн - DW_тф)] Ц_т - DU_сум,                                   (2.11)

 

где в_кн и в_тф — удельный расход топлива на отпуск электроэнергии, выработанной соответственно по конденсационному и теплофикационному циклам, г/(кВт×ч);

DW_кн и DW_тф - изменение годового отпуска электроэнергии от ТЭЦ, выработанной соответственно по конденсационному и теплофикационному циклам, кВт×ч;

в_рез.т и в_т — удельный расход топлива на отпуск тепла соответственно резервными источниками и ТЭЦ, на которой внедряется мероприятие, кг/Гкал;

DQ_отп — увеличение отпуска тепла ТЭЦ вследствие внедрения мероприятия, Гкал;

в_рез.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 DП_б [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:

 

DП_б = Т_т DQ_отп (1 - b_т) - в_т DQ_отп Ц_т - Т_эл (DW_кн - DW_тф) +

+ (в_кн DW_кн - в_тф DW_тф) Ц_т - DU_сум,                                           (2.12)

 

где Т_т — тариф на тепло, руб./Гкал;

b_т — 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 DП_б [см. формулы (1.2) и (2.1)] выражается в экономии топлива вследствие перераспределения тепловых нагрузок между источниками тепловой энергии (агрегатами энергосистемы):

 

DП_б = (в_рез.т - в_т) DQ_отп Ц_т - DU_сум,                                        (2.13)

 

б) При дефиците в энергосистеме тепловой мощности и энергии прирост балансовой прибыли DП_б [см. формулы (1.2) и (2.1)] определяется по выражению

 

DП_б = Т_т DQ_отп (1 - b_т) - в_т DQ_отп Ц_т - DU_сум.                                (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 DП_б [см. формулы (1.2) и (2.1)] выражается в экономии топлива вследствие перераспределения электрических и тепловых нагрузок между агрегатами энергосистемы:

 

DП_б = [(в_мэл - в_эл) DW_отп + (в_рез.т - в_т) DQ_отп] Ц_т - DU_сум.                     (2.15)

 

б) При дефиците в энергосистеме электрической и тепловой мощности и энергии годовой прирост балансовой прибыли DП_б [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:

 

DП_б = Т_э DW_отп (1 - b_эл) - (DW_кн в_кн + DW_тф в_тф) Ц_т +

+ Т_т DQ_отп (1 - b_т) - в_т DQ_отп Ц_т - DU_сум.                                 (2.16)

 

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

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

 

2.6 Предотвращение снижения балансовой прибыли вследствие

повышения надежности оборудования ТЭС

 

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

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

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

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

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

Предотвращение снижения балансовой прибыли  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

 

 = [(в_мэл - в_эл) DW_нед + (в_рез.т - в_т) DQ_нед] Ц_т - DU_сум,                     (2.17)

 

где DW_нед и DQ_нед — 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

 

 = т_эл DW_нед (1 - b_эл) - в_эл DW_нед ц_т +

+ Т_т DQ_нед (1 - b_т) - в_т DQ_нед Ц_т - DU_сум.                                     (2.18)

 

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

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

 

2.7 Годовой прирост балансовой прибыли вследствие увеличения

продолжительности межремонтного периода

 

Конденсационные электростанции

 

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

 

DП_б = Dn_рем (в_мэл - в_эл) DW_peм Ц_т - DU_сум,                                (2.19)

 

где Dn_рем — сокращение числа ремонтов в расчете на один год в результате увеличения продолжительности межремонтного периода:

 

                                                      (2.20)

 

(здесь t_мрп1 и t_мрп2 — продолжительность межремонтного периода до и после проведения мероприятия, лет);

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

 

DW_рем = DN_расп t_рем.н (1 - b_сн.эл)                                          (2.21)

 

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

t_рем.н — нормативная продолжительность ремонта, ч;

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

б) При дефиците электрической мощности и энергии годовой прирост балансовой прибыли DП_б [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:

 

DП_б = Dn_рем [Т_эл DW_рем (1 - b_эл) - в_эл DW_рем Ц_т] - DU_сум.                     (2.22)

 

Теплоэлектроцентрали

 

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

 

DП_б = Dn_рем [(в_мэл - в_эл) DW_рем + (в_рез.т - в_т) DQ_рем] Ц_т - DU_сум,                    (2.23)

 

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

 

DQ_рем = Q_ном t_рем.п (1 - b_сн.т)                                               (2.24)

 

(здесь Q_ном — номинальная тепловая мощность ТЭС, Гкал/ч;

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

б) При дефиците электрической и тепловой мощности и энергии годовой прирост балансовой прибыли DП_б [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:

 

DП_б = Dn_рем [Т_эл DW_peм (1 - b_эл) - в_эл DW_рем Ц_т +

+ Т_т DQ_рем (1 - b_т) - в_т DQ_нед Ц_т] - DU_сум.                                     (2.25)

 

2.8 Годовой прирост балансовой прибыли от сокращения

продолжительности простоя оборудования в ремонте

 

Конденсационные электростанции

 

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

 

DП_б = n_рем (в_мэл - в_эл) DW_рем1 Ц_т - DU_сум,                                 (2.26)

 

где n_рем — число ремонтов в расчете на один год:

 

                                                            (2.27)

 

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

DW_рем1 — увеличение отпуска электроэнергии от КЭС в результате уменьшения по сравнению с нормативной продолжительности ремонта, кВт×ч:

 

DW_рем1 = DN_расп Dt_рем (1 - b_сн.эл)                                          (2.28)

 

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

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

 

DП_б = n_рем [Т_эл DW_рем1 (1 - b_эл) - в_эл DW_рем1 Ц_т] - DU_сум.                       (2.29)

 

Теплоэлектроцентрали

 

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

 

DП_б = n_рем [(в_мэл - в_эл) DW_рем1 + (в_рез.т - в_т) DQ_рем1] Ц_т - DU_сум,                    , (2.30)

 

где DQ_рем1 — увеличение отпуска тепла от ТЭЦ при сокращении продолжительности ремонтных работ, Гкал:

 

DQ_рем1 = DQ_ном Dt_рем (1 - b_сн.т).                                            (2.31)

 

б) При дефиците электрической и тепловой мощности и энергии годовой прирост балансовой прибыли DП_б [см. формулы (1.2) и (2.1)] вследствие сокращения продолжительности ремонта определяется аналогично формуле (2.25):

 

DП_б = n_рем [Т_эл DW_peм1 (1 - b_эл) - в_эл DW_рем1 Ц_т +

+ Т_т DQ_рем1 (1 - b_т) - в_т DQ_рем1 Ц_т] - DU_сум.                                    (2.32)

 

 

3 УЧЕТ СОСТАВЛЯЮЩИХ ЗАТРАТ НА ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ

ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИХ МЕРОПРИЯТИЙ

 

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

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

 

К_м = К_м1 + К_М2,                                                         (3.1)

 

где К_м1 — затраты на проведение научно-исследовательских, проектных и конструкторских работ, руб.;

К_м2 — 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

 

К_м = К_м1 - n_аг К_м2,                                                       (3.2)

 

где n_аг — 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 (DU_сум), входят амортизационные отчисления (в случае увеличения стоимости основных фондов) и дополнительные затраты на эксплуатацию (без учета затрат в период внедрения мероприятия):

 

DU_сум = DU_ам + DU_э,                                                       (3.4)

 

где DU_ам — амортизационные отчисления, руб./год:

 

                                                         (3.5)

 

a_ам — норма амортизационных отчислений, %;

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

 

4 АЛГОРИТМ ЭКСПРЕСС-ОЦЕНОЧНОГО РАСЧЕТА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ

ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИХ МЕРОПРИЯТИЙ НА ТЭС

 

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

4.1 Капитальные вложения

к_м = к_м1 + к_м2.

4.2 Годовые дополнительные эксплуатационные издержки

DU_сум = DU_ам + DU_э

4.3 Годовой прирост балансовой прибыли

Для мероприятия, дающего эффект непосредственно на ТЭС,

DП_б = DВ Ц_т - DU_сум.

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

DП_б = DD + DВ Ц_т - DU_сум.

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:

DП_б = SDВ_i Ц_т - DU_сум

и

DП_б = SDD_i + SDB_i Ц_т - DU_сум,

где SDD_i — суммарная дополнительная выручка в энергосистеме или на данной ТЭС с различными группами оборудования, руб.;

SDB_i Ц_т — суммарный энергосберегающий эффект на ТЭС или в энергосистеме в стоимостном выражении, руб.

4.4 Сумма приростов налогов и отчислений

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

4.5 Годовой прирост чистой прибыли

DП_ч = DП_б - DН.

4.6 Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия

 

Расчет интегральных критериев эффективности

 

4.7 Поток чистых реальных денег в году t

Р = DП_чt + DU_амt - K_мt - H_t.

4.8 Коэффициент приведения (дисконтирования)

а_t = (1 + е)^1-t

4.9 Чистый экономический эффект в году t

э_эк = (Dп_чt + DU_амt - к_мt - н_t + л_t) (1 + е)^1-t.

4.10 Интегральный эффект (ЧДД) нарастающим итогом

4.11 Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия Т_ок

Рассчитывается графическим или табличным способом по уравнению

 

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).

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

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

 

7.1 Основные исходные данные, используемые в примерах расчета

 

Таблица 1

 

Показатель	Единица измерения	Условное обозначение	Значение показателя
1. Номинальная мощность:
электрическая	МВт	Nном	100
тепловая	Гкал/ч	Qном	180
2. Годовой отпуск энергии:
электрической	млн. кВт×ч	Wотп	596,0
тепловой	тыс. Гкал	Qотп	725,3
3. Расход на собственные нужды энергии:
электрической	млн. кВт×ч	Wсн	34,7
тепловой	тыс. Гкал	Qсн	43,5
4. Годовой расход топлива	тыс. т у.т.	В	288,1
5. Удельный расход топлива на отпуск энергии:
электрической	г/(кВт×ч)	вэл	305,6
тепловой	кг/Гкал	вт	131,5
6. Удельный расход топлива от резервных источников на отпуск энергии:
электрической	г/(кВт×ч)	врез.эл	412,6
тепловой	кг/Гкал	врез.т	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./(кВт×ч)	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	%	h1	92,1
после проведения мероприятия	%	h2	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 - h1/h2)	288,1 х 1000 х (1 - 92,1/93,5) = 4313,8
2. Стоимость сэкономленного топлива	тыс. руб.	DСт = DВ Цт	4313,8 х 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

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

2 Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия

Т_ок = К_м/(DП_ч + DU_ам) = 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 х 1000 х (1 - 1614/1628) = 2477,52
2. Стоимость сэкономленного топлива	тыс. руб.	DСт = DВ Цт	2477,52 х 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

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

2 Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия

Т_ок = К_м/(DП_ч + DU_ам) = 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	Wсн1	31,8
после проведения мероприятия	млн. кВт×ч	Wсн2	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 х (31,8 - 26,2) = 1711,36
2. Стоимость сэкономленного топлива	тыс. руб.	DСт = DВ Цт	1711,36 х 0,556 = 951,52
3. Годовой прирост балансовой прибыли	тыс. руб.	DПб = DСт - DUсум	951,52 - 12 = 939,52

 

3 Расчет экономической эффективности

 

1 Годовой прирост чистой прибыли

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

2 Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия

Т_ок = К_м/(DП_ч + DU_ам) = 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) х 48 х 1 = 288
2. Стоимость сэкономленного топлива	тыс. руб.	DСт = DВ Цт	288 х 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

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

2 Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия

Т_ок = К_м/(DП_ч + DU_ам)  = 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 х (1 -bсн.эл)	2 х 103 х 0,72 х 8760 (1 - 0,055) х 10-6 = 11,92
тепловой	тыс. Гкал	DQотп = DQном kт Тк (1 - bсн.т)	4 х 0,46 х 8760 (1 - 0,06) х 10-3 = 15,15

 

а) При наличии резерва электрической и тепловой энергии

 

1. Стоимость сэкономленного топлива	тыс. руб.	DСт = [(вмэл - вэл) х Wотп + (врез.т - вт) х DQотп] Цт	[(412,6 - 305,6) х 11,92 + (180,2 - 131,5) х 15,15] х 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 = Тэл DWотп (1 - bэл) - (DWкн вкн + DWтф втф) Цт + Тт DQотп (1 - bт) - вт DQотп Цт	0,68 х 11,92 х 103 (1 - 0,12) - (7 х 365 + 4,92 х 170) х 0,556 + 250 х 15,15 х (1 - 0,1) - 131,5 х 15,15 х 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

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

2 Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия

б) При дефиците электрической и тепловой энергии

1 Годовой прирост чистой прибыли

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

2 Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия

Как отмечалось, критериями эффективности проекта служат выполнения неравенств:

DП_ч > 0;

Т_ок < Т_пр,

где Т_пр — 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	%	Кэл	72	70	68	67	66	67	69	70	72	74
тепловой	%	кт	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	192,0	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	DWотнt = 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	DQотнt = 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) DWотнt + (врез.т - втt) DQотнt] 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 = Тэл DWотнt (1 - bэл) - (DWкнt вкн - DWтфt втф) Цт + Тт DQотнt (1 - bт) - вт DQотнt 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) х (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 = S (DПчt + DUам - Км) х (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  S (DПчt + DUам - Км) х (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
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	10 лет
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) х (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 = S (DПчt + DUам - Км) х (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  S (DПчt + DUам - Км) х (1 + 0,1)1-t = 0, лет	0,57	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-

 

Примечание — Как отмечалось, при учете фактора времени критериями эффективности мероприятия служат неравенства: ЧДД > 0 и Т_ок < Т_пр.

 

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) DQотн - (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 х 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

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

2. Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия

Т_ок = К_м/(DП_ч + DU_ам) = 3200/(787,54 + 80) = 3,69 года.

б) При дефиците электрической и тепловой энергии

1. Годовой прирост чистой прибыли

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

2. Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия

Т_ок = К_м/(DП_ч + DU_ам) = 3200/(1237,81 + 80) = 2,43 года.

 

Пример 6 Повышение надежности оборудования ТЭС

 

Мероприятие: замена ионного возбудителя тиристорным.

Результат: предотвращение недоотпуска энергии (см. приложение А).

 

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
3. Предотвращенное число
отказов:
котлов	—	z1	32,00
турбин	—	z2	12,00
энергоблоков	—	z3	26,00
4. Число однотипных:
котлов	—	m1	4,00
турбин	—	m2	2,00
энергоблоков	—	m3	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.	DUам	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) х 10-6 х 6 х 106 + (180,2 - 131,5) х 10-3 х 7,2 х 103 = 992,64
2. Стоимость сэкономленного топлива	тыс. руб.	DСт = DВ Цт	992,64 х 556 х 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 х (1 - bт) - вт DQнед Цт	0,68 х 6 х 10-3 (1 - 0,12) - 305,6 х 6 х х 0,556 + 250 х 7,2 х (1 - 0,1) - 131,5 х 7,2 х 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 у.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 = DСт.б - DUсум	1011,92 - 15,50 = 996,42

 

3 Расчет экономической эффективности

 

а) При наличии резерва электрической и тепловой энергии

1. Годовой прирост чистой прибыли

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

2. Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия

Т_ок = К_м/(DП_ч + DU_ам) = 620/(402,31 + 15,5) = 1,48 года.

б) При дефиците электрической и тепловой энергии

1. Годовой прирост чистой прибыли

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

2. Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия

Т_ок = К_м/(DП_ч + DU_ам) = 620/(2736,75 + 15,5) = 0,23 года.

в) Предотвращение отказов (внеплановых пусков) оборудования

1. Годовой прирост чистой прибыли:

— на котлах и турбинах

DП_чкт = DП_бкт (1 - g/100) = 1857,11 × (1 - 0,25) = 1392,83 тыс. руб.;

— на энергоблоках

DП_чб = DП_бб (1 - g/100) = 996,42 × (1 - 0,25) = 747,32 тыс. руб.

2. Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия:

— на котлах и турбинах

Т_ок = К_м/(DП_чкт + DU_ам) = 620/(1392,83 + 15,5) = 0,44 года;

— на энергоблоках

Т_ок = К_м/(DП_чб + DU_ам) = 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	год	tмрп1	4,00
после проведения мероприятия	год	tмрп2	5,00
2. Располагаемая мощность, выводимая в ремонт:
электрическая	МВт	DNpacп	100,0
тепловая	Гкал/ч	DQрасп	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.	DUсум	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) х Wрасп tpeм.н (1 - bсн.эл) + (врез.т - вт) х Qрасп tрем.н (1 - bсн.т)]	(1/4 - 1/5) [(412,6 - 305,6) х 10-6 х 100 х 103 х 1300 х (1 - 0,055) + (180,2 - 131,5) х 10-3 х 180 х 1300 х (1 - 0,06)] = 1192,85
2. Стоимость сэкономленного топлива	тыс. руб.	DСт = DВ Цт	1192,85 х 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 Nрасп tрем.н х (1 - bсн.эл) (1 - bэл) - вэл Nрасп tрем.к х (1 - bсн.эл) Цт + Тт Qрасп (1 - bсн.т) х (1 - bт) - вт Qрасп tрем (1 - bсн.т) Цт]	(1/4 - 1/5) [0,68 х 10-3 х 100 х 103 х 1300 х (1 - 0,055) х (1 - 0,12) - 305,6 х 10-6 х 100 х 103 х 1300 х (1 - 0,055) х 0,556 + 250 х 10-3 180 х 1300 х (1 - 0,06) х (1 - 0,1) - 131,5 х 10-3 х 180 х 1300 х (1 - 0,06) х 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

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

2. Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия

Т_ок = К_м/(DП_ч + DU_ам) = 860/(444,92 + 21,5) = 1,84 года.

б) При дефиците электрической и тепловой энергии

1. Годовой прирост чистой прибыли

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

2. Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия

Т_ок = К_м/(DП_ч + DU_ам) = 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.	DUсум	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/tмрп [(врез.эл - вэл) Nрасп Dtрем (1 - bсн.эл) + (врез.т - вт) Qрасп Dtрем (1 - bсн.т)]	1/0,5 [(412,6 - 305,6) х 10-3 х 100 х 20 х (1 - 0,055) + (180,2 - 131,5) х 10-3 х 180 х 20 (1 - 0,06)] = 734,06
2. Стоимость сэкономленного топлива	тыс. руб.	DСт = DВ Цт	734,06 х 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 Nрасп Dtрем.н x (1 - bсн.эл) (1 - bэл) - вэл Nрасп Dtрем.к х (1 - bсн.эл) Цт + Тт Qрасп Dtрем.к x (1 - bсн.т) (1 - bт) - вт Qрасп Dtрем.к x (1 - bсн.т) Цт]	1/0,5 [0,68 х 10-3 х 100 х 103 х 20 (1 - 0,055) х (1 - 0,12) - 305,6 х 10-6 х 100 х 103 х 20 х (1 - 0,055) х 0,556 + 250 х 10-3 х 180 х 20 х (1 - 0,06) х (1 - 0,1) - 131,5 х 10-3 х 180 х 20 х (1 - 0,6) х 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

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

2. Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия

Т_ок = К_м/(DП_ч + DU_ам) = 120/(303,8 + 3) = 0,39 года.

б) При дефиците электрической и тепловой энергии

1. Годовой прирост чистой прибыли

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

2. Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия

Т_ок = К_м/(DП_ч + DU_ам) = 120/(1983,48 + 3) = 0,06 года.

 

 

Приложение А

(справочное)

 

ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА, ВЫПОЛНЕННЫЕ В ФОРМАТЕ Excel 7.0

 

	А	В	С	D	Е	F
1		Пример 1. Повышение КПД нетто котла
2		Исходные данные
3	1	КПД нетто котла:
4		до проведения мероприятия	%	h1	92,10	Задается
5		после проведения мероприятия	%	h2	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 2. 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.	Км	800,00	Задается
27	3	Норма амортизации	%	aам	2,50	Задается
28	4	Суммарные эксплуатационные расходы, вызванные проведением мероприятия	тыс. руб.	DUсум	20,00	Задается
29		В том числе амортизационные отчисления	тыс. руб.	DUам	20,00	Задается
30	5	Годовой расход топлива в условном исчислении	тыс. т у.т.	В	288,10	Задается
31	6	Цена 1 т топлива в условном исчислении	тыс. руб/т у.т.	Цт	0,556	Задается
32	7	Процент налогов и отчислений	%	g	25,00	Задается
33		Расчет годового прироста балансовой прибыли
34	1	Экономия топлива в условном исчислении	т у.т.	DВ	2477,52	=Е30*1000*(1-Е25/Е24)
35	2	Стоимость сэкономленного топлива	тыс. руб.	DCт	1377,50	=Е34*Е31
36	3	Годовой прирост балансовой прибыли	тыс. руб.	DПб	1357,50	=Е35-Е28
37		Расчет экономической эффективности
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	Wсн2	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)	-	z	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 т топлива в условном исчислении	тыс. руб/т у.т.	Цт	0,556	Задается
73	8	Процент налогов и отчислений	%	g	25,00	Задается
74		Расчет годового прироста балансовой прибыли
75	1	Экономия топлива в условном исчислении	т у.т.	DВ	288,00	=(Е64-Е65)*Е66*Е67
76	2	Стоимость сэкономленного топлива	тыс. руб.	DСт	160,13	=Е75*Е72
77	3	Годовой прирост балансовой прибыли	тыс. руб.	DПб	160,13	=Е76-Е70
78		Расчет экономической эффективности
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	To 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)