|
 , °СIовIогIг
|
|
|
|
|
кДж/м3
|
|
100
|
1253,2
|
1467,1
|
1592,4
|
|
200
|
2512,6
|
2963,1
|
3214,3
|
|
300
|
3806,0
|
4501,2
|
4881,8
|
|
400
|
5118,7
|
6072,9
|
6584,8
|
|
500
|
6469,19
|
7689,84
|
8336,8
|
|
600
|
7838,58
|
9348,92
|
10132,8
|
|
700
|
9245,75
|
11049,32
|
|
800
|
10662,36
|
12780,4
|
13846,6
|
|
900
|
12116,75
|
14554,96
|
15766,6
|
|
1000
|
13580,58
|
16358,21
|
17716,3
|
|
1100
|
15063,3
|
18180,24
|
19686,6
|
|
1200
|
16564,91
|
20034,43
|
21690,9
|
|
1300
|
18075,96
|
21855,56
|
23663,2
|
|
1400
|
19605,9
|
23774,93
|
25735,5
|
|
1500
|
21145,29
|
25654,53
|
27769,1
|
|
1600
|
22694,12
|
27580,05
|
29849,5
|
|
1700
|
24242,95
|
29530,14
|
31954,4
|
|
1800
|
25801,22
|
31486,53
|
34066,7
|
. Тепловой баланс котла
На основании теплового баланса вычисляются КПД и необходимый расход
топлива.
Уравнение теплового баланса в удельных величинах:
h = 100-(q2+q3+q4+q5+q6) %,
где
q2 - потери тепла с уходящими газами:
%,
-
располагаемое тепло топлива на рабочую массу, кДж/м3:
МДж/м3
- низшая
теплота сгорания топлива на сухую массу, кДж/м3.
%.
q3 - потери тепла с химическим недожогом топлива. По
нормативным документам допустимое содержание оксида углерода (СО) при сжигании
природного газа в дутьевых горелках - не более 130 мг/м3. При таком
содержании СО потери тепла от химического недожога составят q3=0,000333 %. Для расчетов примем q3=0 %.
q4 = 0 % - потери тепла от механического недожога для
газообразного топлива.
q5=0,8 % - потери тепла в окружающую среду через
обмуровку котла.
q6= 0 % - потери тепла с физическим теплом шлаков для
газообразного топлива.
h =
100-(6,73+0+0+0,8+0)=92,47 %.
Расход
топлива на водогрейный котел м3/с:
м3/с,
где
Gc -
расход сетевой воды через котел, кг/с.
4. Газоснабжение
Система газоснабжения решена исходя из условий местоположения источника
газоснабжения и расположения потребителя газа. Диаметр проектируемого
газопровода рассчитан на пропускную способность для гарантированного
обеспечения потребителя газов в часы максимального потребления.
Газоснабжение осуществляется от существующего газопровода среднего
давления 0,02 МПа.
Прокладка надземного газопровода предусмотрена по опорам из трубы
применительно серии КГ 04.00 СБ. Высота прокладки газопровода принята в
непроезжей части территории, в местах прохода людей - 2,5 м; в местах
пересечения с автодорогой (от верха покрытия проезжей части) - 5 м; также
газопровод частично проходит по глухой стене здания газифицируемой котельной.
Расстояние от фундамента опоры газопровода до коммуникаций принято менее
1м.
Глубина заложения фундамента опор составляет менее 2,2 м.
В месте врезки предусмотрено отключающее устройство.
На вводе газопровода в котельную предусмотрено отключающее устройство и
изолирующее фланцевое соединение.
Схема газоснабжения котельной состоит из узла ввода газа, внутреннего
газопровода, газогорелочных устройств котлов.
В состав узла ввода газа входит:
• клапан термозапорный, который перекрывает подачу газа в случае
пожара,
• клапан предохранительный электромагнитный газовый, который
перекрывает подачу газа в случае загазованности помещения котельной природным
газом, угарным газом и при пожаре.
Проектом предусмотрена газификация:
. Основного водогрейного котла марки Duoterm 2000 и газовой горелки типа
R91A.M.-.MD.S.RU.A.8.50 производства "CIBITAL UNIGAS";
. Резервного водогрейного котла марки Duoterm 2000 и газо-дизельной
горелки типа HR91A.M.-.MD.S.RU.A.8.50 производства "CIBITAL UNIGAS"
Система разводящих газопроводов котельной состоит из газового коллектора
Ду 80 и опусков к котлам Ду 80.
На подводящих газопроводах к основному и резервному котлу установлены:
• турбинный счетчик типа "СГ16МТ"
• отключающее устройство
• продувочная свеча.
Газовая рампа горелки состоит из:
• дроссельного клапана с газовой заслонкой;
• отсечного электромагнитного газового клапана Ду 50 и
электромагнитного газового клапана Ду50 со стабилизатором-редуктором давления
газа "LANDIS&GYR", установленного в одном корпусе
• газового фильтра Ду 50
• блока контроля герметичности газовой арматуры "DUNGS
VPS-504";
• реле давления воздуха "KROM SCHRODER"
• электромагнитный блок контроля пламени
"LANDIS&GYR".
Автоматика горелки позволяет осуществлять автоматический розжиг, а так же
прекращает подачу топлива к горелке при:
• повышении или понижении давления воды на выходе из котла
• повышении или понижении давления газа перед горелками
• понижении давления воздуха перед горелками
• погасании факелов горелок
• исчезновении напряжения.
Расчет
диаметра газопроводов системы внутреннего газоснабжения
В нормальном режиме работы котельной в работе находится один котел
(второй резервный - отключен), поэтому диаметр основного коллектора после узла
ввода будет диаметру подводящим газопроводам к котлам:
расход газа на участке В = 198 м3/ч;
давление газа Ризб = 0,02 МПа;
скорость газа (по давлению) w = 15 м/с.
температура t = 20°C;
Диаметр газопровода расчетный согласно СНиП 42-01-2002
"Газораспределительные системы" [14]:
Принимаем
к установке диаметр основного газового коллектора 89х3,5 мм, диаметр подводящих
газопроводов так же принимаем 89х3,5 мм.
Так
как оборудование газовой рампы горелок имеет диаметр Ду 50мм , принимаем у
установке переход Ду 80-50 мм после счетчиков расхода газа.
ОБСЛУЖИВАНИЕ ОБЪЕКТОВ ГАЗОПОТРЕБЛЕНИЯ
В соответствии с требованиями Федерального закона
"О промышленной безопасности опасных производственных объектов" от
21.07.97 г. № 116-ФЗ, Правил ПБ 12-529-03, иных действующих нормативных
правовых актов и нормативно-технических документов эксплуатация газопроводов,
газовых изделий (технических устройств) и газоиспользующего оборудования
(котлов) отопительной котельной должна осуществляться газовой службой, имеющей
лицензию на право эксплуатации опасных производственных объектов
газопотребления, оснащенной материально-техническими средствами.
Эксплуатация взрывоопасных объектов газопотребления
включает:
·
осмотр
технического состояния (обход);
·
техническое
обслуживание;
·
плановые
ремонтные работы (текущий и капитальный ремонт);
·
аварийно-восстановительные
работы.
На предприятии приказом из числа руководителей,
прошедших аттестацию (проверку знаний требований промышленной безопасности,
Правил ПБ 12-529-03 [16] и других нормативных правовых актов и
нормативно-технических документов), назначается ответственный за безопасную
эксплуатацию опасных производственных объектов котельной, имеющий удостоверение
территориальных органов Госгортехнадзора России на право обслуживания объектов
газового хозяйства.
Организация - владелец до приема в эксплуатацию
объектов газопотребления котельной должна подготовить требуемый по штату
персонал по техническому обслуживанию и ремонту газопроводов и газового
оборудования (персонал должен пройти обучение и сдать экзамены)
Для лиц, занятых эксплуатацией объектов газового
хозяйства, должны быть разработаны и утверждены руководителем организации
должностные и производственные инструкции, обеспечивающие безопасное проведение
работ. К производственным инструкциям по обслуживанию и ремонту оборудования
котельной должны быть приложены технологические схемы газопроводов и газового
оборудования.
Работы по капитальному ремонту технических устройств, по локализации и
ликвидации аварийных ситуаций выполняются специализированными организациями
газового хозяйства по договору и согласованному плану взаимодействия.
Диаметр газопроводов среднего и высокого давления принят из расчета
расхода газа с учетом бесперебойного снабжения газом потребителя в часы
максимального потребления.
5. Аэродинамический
расчет газового тракта котельной
Исходные данные для расчета
Тепловая мощность котла N = 2,0 МВт
КПД котла h = 0,9247
Температура уходящих газов tух
= 170 ºС
Коэффициент избытка воздуха a = 1,1
Низшая теплота сгорания газа Qн = 35590 кДж/м3
Теоретически необходимый Vв0
= 9,44 н.м3
объем воздуха
Теоретический объем Vг0
= 10,63 н.м3
продуктов сгорания
Плотность дымовых rг = 1,29 кг/м3
газов при нормальных условиях
(t
=0ºС, Р =
760 мм рт. ст. )
Характеристики природного газа и продуктов его сгорания приняты для газа
Северных месторождений.
Действительный объем дымовых газов
Vг = Vг0 + (α - 1) Vв0
= 10,63 + (1,1 - 1) 9,44 = 11,58 м3 [7].
a - коэффициент избытка воздуха.
Расход природного газа на котел:
м3/с
Объемный
расход дымовых газов:
м3/с
= 2448 м3/час (при нормальных условиях)
Объем
газов при температуре 170 ºС
м³/с
Сопротивление газохода
Определение скорости движения дымовых газов
Для определения скорости дымовых газов в газоходах и в дымовой трубе
задаюсь размерами газоходов и диаметром дымовой трубы:
• размеры установленных газоходов Ду 600 мм (выходной патрубок);
• диаметр дымовой трубы Ду 600 мм.
Скорость движения дымовых газов определим по формуле:
= 
,
где
- скорость движения дымовых газов, м/с;
F - площадь сечения канала, по которому проходят дымовые газы, м2:
= 
м/с.
Потери
давления на трение на прямом участке [8].:
, Па
где
λ
- коэффициент трения;
l
- общая длина газохода, м;
- диаметр
трубы или эквивалентный диаметр канала.
Величина
λ
зависит от критерия Рейнольдса и степени
шероховатости стенок трубы или канала.
ν - кинематическая вязкость, м/с [7]. При 170ºС ν = 2,82·10-5 м/с.
Определим
плотность дымовых газов при температуре 170ºС, предполагая, что дымовые газы можно считать идеальным газом, с плотностью
близкой к плотности воздуха:
Потери
давления на трение на прямом участке:
Потери
давления на местные сопротивления на выходе дымовых газов из котла [8]:
где
- сумма коэффициентов местных сопротивлений [8].
Σζ = ζ1 + ζ2
ζ1 = 0,5 -
сопротивление при повороте потока на 450 ;
ζ2 = 1,3 -
сопротивление на выходе дымовых газов из газохода в трубу под углом 900.
Σζ = 1,3 + 0,5=1,8
Потери
давления на местные сопротивления:
Суммарное
сопротивление газохода до дымовой трубы:
∆Pг
= ∆Pе + ∆Pм = 0,66 + 10,95 = 11,63 Па
Сопротивление
дымовой трубы:
Расчет
сопротивления дымовой трубы выполняется аналогично расчету газохода.
Скорость
движения дымовых газов определим по формуле:
= ,
где
- скорость движения дымовых газов, м/с;
V=1,105
м3/с - расход дымовых газов при максимальной мощности. - площадь
сечения трубы:
= м/с.
Потери
давления на выходе дымовых газов трубы:
ζ = 1
Суммарное
сопротивление трубы:
∆Pтр = ∆Pе + ∆Pм
= 3,77 + 6,08 = 9,85 Па
Самотяга дымовой трубы
Принимаем, что абсолютное давление дымовых газов на выходе из котла равно
давлению воздуха за пределами газового тракта. Тогда для удаления дымовых газов
из газоходов должно выполняться условие: самотяга дымовой трубы равна сумме
всех сопротивлений газового тракта на участке от котла до устья дымовой трубы.
Если это условие не выполняется, то требуется установка дымососов для создания
дополнительной тяги.
Расчет выполнен для двух котлов и двух дымовых труб, установленных за
каждым котлом.
На рассматриваемом участке газового тракта должно выполняться условие:
h
т. тр 
ΔРг + ΔРтр
, Па ,
где
h т. тр -
самотяга дымовой трубы, Па.
Самотягу дымовой трубы определим по формуле [8]:
, Па
где
g - ускорение свободного падения, м/с 2, g
= 9,81 м/с 2;
Н - высота дымовой трубы, Н= 20 м;
t
в - температура наружного
воздуха , ºС
t
в
= -32 º С - для холодного периода
года и t в = +8º С
- для переходного периода года.
t
тр - температура уходящих
газов на входе в дымовую трубу, ºС.
t
тр
= 170ºС;
hбар - принимаем 760 мм рт. ст.;
-
охлаждение газов в трубе, 0С/м.
Для
стальных изолированных труб:
, 0С/м;
Qхm - максимальная часовая производительность котла, ккал/ч;
Qхm = 2000·3600/4,19 = 1718377,1 ккал/ч;
ºС/м
Охлаждение
газов по длине трубы:
tохл = 0,49·20 = 9,8
ºС
Температура
дымовых газов на выходе из трубы:
tг
вых
= 170 - 9,8 = 160,1 ºС
Средняя
температура дымовых газов:
tср = (170+160,1)/2
= 165,1ºС
Па
h
т.тр = 129,9 Па - для холодного периода.
Па
h
т. тр = 88,9 Па - для
переходного периода.
h
т. тр ΔРг + ΔРтр
= 11,63 + 9,85= 21,46 Па
,9
> 21,46 - в холодный период года,
,9
> 21,46 - в переходный период года
Самотяга
дымовой трубы больше всех сопротивлений газового тракта на участке от котла до
устья дымовой трубы. И установка дымососов для удаления дымовых газов и
обеспечения нормальной работы котлов не требуется.
6. Контрольно-измерительные
приборы и автоматизация
Система автоматизации предназначена для управления технологическими
процессами и оборудованием котельной, обеспечения надежной, экономичной и
безаварийной эксплуатации объекта управления.
Проектом предусмотрено оснащение водогрейной отопительной котельной
средствами автоматического регулирования, контроля, защиты и блокировок.
Уровень автоматизации позволяет обеспечить надежную и экономичную работу
технологического оборудования без постоянного присутствия обслуживающего
персонала.
Проект разработан в соответствии с требованиями нормативно-технических
документов:
СП 89.13330.2012 «Котельные установки» [9];
СП 41-104-2000 "Проектирование автономных источников
теплоснабжения" [11];
ПБ 10-574-03 Правила устройства и безопасной эксплуатации
паровых котлов с давлением пара на более 0,07 МПа (0,7 кгс/см2), водогрейных
котлов и водоподогревателей с температурой нагрева воды не выше 338К (115°C)
[12];
- ППБ 01-03 "Правила пожарной безопасности в Российской
Федерации" [35];
- СНиП 3.05.07-85 "Системы автоматизации" [39];
- СНиП 3.05.06-85 "Электротехнические устройства"
[18].
В проекте предусматривается оснащение приборами теплового контроля,
регулирования, управления и автоматики безопасности двух водогрейных котлов
GKS-Dynatherm 2000 и общекотельного оборудования.
Котлы К1.1-К1.2 оснащены автоматизированными горелками, производства
"CIB UNIGAS", Италия.
Горелки выполняют следующие функции:
регулирование подачи топлива (газ/диз.топливо) на котел;
регулирование соотношение "топливо - воздух".
Горелки на котлах устанавливаются с комплектным блоком контроля и
управления, обеспечивающим прекращение подачи топлива при:
) понижении или повышении давления топлива на входе в горелку;
) погасании пламени;
) понижении давления воздуха (работают под наддувом).
Автоматикой горелки производится контроль герметичности электромагнитных
клапанов.
При негерметичности клапанов горелка блокируется.
Автоматизация работы котлов К1.1-К1.2 осуществляется пультами управления
котлами TMR2, производства "Riello", Италия.
Автоматика котла предназначена для безопасности работы котла и
обеспечивает:
поддержание постоянной температуры на выходе из котла;
настройку ограничения температуры в котле;
отключение горелки при повышении температуры на выходе из котла;
отключение горелки при повышении и понижении давления на выходе из котла.
Автоматизация общекотельного оборудования предусматривает:
контроль основных технологических параметров;
вывод аварийных параметров на шкаф автоматики ША и передачу
аварийных параметров диспетчерский пункт.
Перечень аварийных сигналов, передаваемых на диспетчерский пункт по
интерфейсу RS485:
пожар в котельной;
проникновение в котельную;
загазованность помещения котельной CH4 и CO;
аварийный останов котлов, горелок и насосов;
понижение температуры теплоносителя на выходе из котельной;
срабатывание быстродействующего клапана газа и диз.топлива.
Рабочей документацией предусмотрена установка показывающих приборов фирмы
"Росма":
манометры показывающие, типа "ТМ-510" для измерения давления
воды, газа и диз.топлива;
термометры биметаллические, типа "БТ-51.111" для измерения
температуры природного газа и отходящих газов.
В качестве первичных преобразователей давления и температуры
предусмотрены:
датчики избыточного давления MBS 3000 1811-1AB04;
термопреобразователи с унифицированным токовым сигналом ТСПУ-205-100П
Для проверки работоспособности и для возможности замены без остановки
оборудования, перед манометрами установлены трёхходовые краны, термометры
помещены в металлические гильзы, а термоманометры помещены в запорные клапаны.
Регулирование температуры теплоносителя в теплосети в зависимости от
температуры наружного воздуха осуществляется автоматически электронным
регулятором управления котельной.
Для измерения концентрации опасных газов в помещении котельной,
предусмотрена установка комплекса измерений загазованности на базе сенсоров ДАК
и ДАХ-М и блока питания сигнализации БПС-21М фирмы «Аналиприбор». Он
представляет из себя блок управлении и сигнализации, не имеющий встроенного
чувствительного элемента и устанавливается в ШОА. К нему подключены четыре
внешних сенсора загазованности на метан ДАК, один - на предельные углероды ДАК
и четыре сенсора на угарные газы ДАХ-М. Эти сенсоры имеют встроенный
чувствительный элемент. Питание этих сенсоров осуществляется от блока питания
БПС-21. В свою очередь сенсоры выдают на блок токовый выходной сигнал в
пределах 4..20 мА.
При достижении первого порога загазованности метаном 10% НКПР включается
световая сигнализация. При достижении второго порога загазованности метаном 20%
НКПР срабатывает непрерывная свето-звуковая сигнализация и подается команда на
закрытие газового электромагнитного клапана на вводе в котельную.
При достижении первого порога загазованности окиси углерода (20 мг/м3)
включается световая сигнализация. При достижении второго порога загазованности
окиси углерода (100 мг/м3) срабатывает непрерывная светозвуковая сигнализация и
подается команда на закрытие газового электромагнитного клапана на вводе газа в
котельную, а также на закрытие электромагнитного клапана дизтоплива на подводе
топлива к горелке.
Закрывание быстродействующего газового клапана и клапана дизтоплива
происходит так же при пожаре.
Предусмотрен контроль уровня дизельного топлива в резервуаре на базе
взрывозащищенного ультразвукового уровнемера. При достижении нижнего уровня
топлива срабатывает светозвуковая сигнализация. При достижении верхнего уровня
топлива срабатывает светозвуковая сигнализация подается команда на закрытие
электромагнитного клапана дизтоплива перед резервуаром.
Регулирование уровня воды в баке запаса воды будет осуществляться по
сигналам от кондуктометрических датчиков уровня. При достижении среднего
рабочего уровня, клапан подпитки открывается и начинается заполнение бака. При
достижении верхнего аварийного уровня клапан закрывается. При опустошении бака
до нижнего аварийного уровня происходит отключение повысительных насосов. Также
предусмотрена защита от перегрева бака. При повышении температуры воды в баке
до 45°С клапан подпитки открывается.
Управление сетевыми насосами предусмотрено со шкафа ШУК1. В шкафу
устанавливаются частотные преобразователи, позволяющие регулировать производительность
работы насосов.
Управление рециркуляционными насосами котлов К1.1-К1.2 осуществляется со
шкафа местного управления котлами 1 и 2 в по сигналу от термостата,
расположенного на обратном трубопроводе перед котлом.
Вторичные приборы измерения уровня, контроллеры, аппаратура
электропитания и сигнализации размещаются в шкафу автоматики ШОА, расположенном
в помещении котельной.
При монтаже обеспечить доступ к обслуживанию внешнего сенсора
загазованности на метан.
Корпуса приборов и средств автоматизации заземлить в соответствии с
требованиями инструкций предприятий-изготовителей.
7.
Экономическая часть
Исходные
данные
Таблица 5
|
Вид топлива, сжигаемый в
котельной
|
Природный газ
|
|
Наименование и количество
водогрейных котлов
|
Wolf Duotherm 2000 - 2 шт
|
|
Номинальная мощность
водогрейных котлов, Гкал/час
|
1,719
|
|
Число часов использования
установленной тепловой мощности водогрейными котлами, ч/год
|
8400
|
|
Годовая выработка тепловой
энергии, Гкал
|
4015,64
|
|
Коэффициент, учитывающий
расход тепловой энергии на собственные нужды
|
1,5%
|
|
Годовой отпуск тепловой
энергии в сеть, Гкал
|
3955,41
|
|
Коэффициент, учитывающий
потери тепловой энергии тепловыми сетями
|
4%
|
|
Тепловая энергия
потребленная потребителями за год (Гкал)
|
3804
|
|
Удельный расход условного
топлива кгу.т./Гкал
|
153,22
|
|
Годовой расход условного
топлива, т у.т./год
|
576,77
|
|
Годовой расход натурального
топлива, тыс. м3/год
|
506,40
|
|
Оптовая цена топлива с
учетом транспортных расходов, без учета НДС, руб./тыс. м3. Приказ
от «25» марта 2014 г. № 64-э/1 г. Москва "Об утверждении оптовых цен на
газ, добываемый ОАО «Газпром» и его аффилированными лицами, предназначенный
для последующей реализации населению"
|
3030
|
|
Удельный расход
электроэнергии, кВтч/Гкал
|
16,41
|
|
Годовой расход
электроэнергии, кВтч
|
65880
|
|
Тариф на электроэнергию,
без НДС, одноставочный, руб./кВтч. Постановление РЭК СО от 18.12.2013г. №
140-ПК.
|
3,07
|
|
Система теплоснабжения
|
Закрытая
|
|
Удельный расход воды, м3/Гкал
|
2,46
|
|
Годовой расход воды, м3
|
9884,5
|
|
Цена 1 м3 сырой
воды, без НДС, руб/м3, согласно Постановлению РЭК Свердловской
области от 13.12.2013 № 127-ПК
|
17,15
|
|
Расход реагента Гидрофлоу
С-160 на водоподготовку зависит от показателей воды, стоимость
первоначального запаса реагента входит в стоимость оборудования Гидрофлоу
С-160. Затраты на дальнейшую закупку реагента, по мере надобности, учтены в
статье затрат «Прочие затраты».
|
|
Тариф на тепловую энергию
без НДС, руб/Гкал.
|
1512,71
|
|
Принят согласно
Постановлению РЭК Свердловской области «Об утверждении тарифов на тепловую
энергию» № 123-ПК от 13 декабря 2013 г.
|
|
|
Ставка дисконтирования.
|
0,12
|
Стоимость оборудования, ПИР и СМР принята согласно коммерческому
предложению субподрядной организации.
a. Определение инвестиционных затрат (величины
капиталовложений) в проект
В состав инвестиционных затрат входят следующие элементы:
. Стоимость проектной документации (проект и рабочая
документация), без НДС:
Таблица 6
|
Проектно-изыскательские
работы, гос. экспертиза проектной документации, согласование
|
|
1
|
Инженерные изыскания
|
370 000,00
|
|
2
|
Проектная и рабочая
документация
|
750 000,00
|
|
3
|
Государственная экспертиза
проектной документации
|
|
Итого:
|
1 420 000 руб.
|
. Затраты на демонтаж существующего оборудования:
Sд=300 000 руб.
. Стоимость оборудования:
Таблица 7
|
№
|
Марка оборудования
|
Кол-во, шт.
|
Цена,
|
Стоимость,
|
|
|
|
|
руб./шт.
|
руб.
|
|
1
|
Котел водогрейный Wolf
Duotherm 2000
|
2
|
970000,00
|
1940000,00
|
|
2
|
Насос сетевой IL
100/165-22/4 "Wilo" Германия
|
2
|
159000,00
|
318000,00
|
|
3
|
Насос рециркуляции TOP-S
80/7 3,«Wilo», Германия
|
2
|
30000,00
|
60000,00
|
|
4
|
Насос подпиточный MHIL-
103, «Wilo», Германия
|
2
|
18900,00
|
37800,00
|
|
5
|
Бак мембранный Flexcon
CE800, «Flamco», Голландия
|
1
|
49000,00
|
49000,00
|
|
6
|
Бак запаса воды
политиленовый V=3 куб. м ATV3000 "Aquatech"
|
1
|
25000,00
|
25000,00
|
|
7
|
Установка умягчения воды
непрерывного действия с комплектом присоединений TS 91-08М
|
1
|
11500,00
|
11500,00
|
|
8
|
Автоматика регулирования и
учета
|
1
|
315000,00
|
315000,00
|
|
9
|
Арматура
|
1
|
269000,00
|
269000,00
|
|
10
|
Газовое оборудование и
арматура
|
1
|
205000,00
|
205000,00
|
|
11
|
Прочее оборудование и
материалы
|
1
|
250000,00
|
250000,00
|
|
|
Итого, руб
|
3455300,00
|
. Затраты на транспортировку оборудования (10-20% от стоимости
оборудования), без НДС:
Sтранс = 0,1× Sоборуд = 0,1× 3455300= 345 530 руб.
. Затраты на монтаж оборудования (10-15% от стоимости
оборудования) (без НДС)
Sм = 0,1× Sоборуд = 0,1× 3455300= 345 530руб.
. Затраты на пуско-наладочные работы (5-10% от стоимости
оборудования) (без НДС)
Sпнр = 0,1× Sоборуд = 0,05× 3455300= 172 765 руб.
. Строительные работы, без НДС:
Таблица 8
|
1
|
Труба дымовая самонесущая
из металла с четырьмя теплоизолированными газоходами
|
960000,00
|
|
2
|
Фундаменты под котельную и
дымовую трубу
|
1048600,00
|
|
3
|
Блочно-модульное здание из
6-ти блоков модулей на металлическом основании в металлическом каркасе,
обшитое трехслойными сендвич-панелями толщиной 100 мм с износостойким
напольным покрытием
|
1874969,20
|
|
Итого:
|
3 883 569,2 руб.
|
. Прочие затраты (10-15% от стоимости оборудования), без НДС:
пр = 0,15× Sоборуд = = 0,1× 3455300= 518 295 руб.
Совокупные инвестиционные затраты (величина капиталовложений в проект)
составляет:
К0 = Sпир +Sд+ Sоборуд + Sтранс + Sмр + Sср + Sпнр + Sпр;
К0 = 1420000+300000+ 3455300 + 345530 +345530+ 172765 +
3883569,2 + 518295= 10 440 989,2 руб
Определение
годовых эксплуатационных затрат по котельной
Общие положения
Себестоимость - стоимостная оценка используемых в процессе производства
продукции сырья, материалов, топлива, энергии, основных фондов, трудовых
ресурсов, а также других затрат на производство и реализацию. Расчет
себестоимости производится без НДС.
Себестоимость тепловой энергии определяется как сумма всех затрат на
производство тепловой энергии; передачу и распределение тепловой энергии.
Годовые эксплуатационные затраты по котельной Sкот, руб.:
Sкот = Sт + Sэ + Sв + Sзп + Sсн + Sам + Sрсэо + Sпр ,
Где
Sт
- затраты на
топливо, руб.;
Sэ
- затраты на
электроэнергию, руб.;
Sв - затраты на воду, руб.;
Sзп - заработная плата персонала, руб.;
Sсн - отчисления на социальные нужды,
руб.;
Sам - амортизационные отчисления, руб.;
Sрсэо - расходы на содержание и эксплуатацию
оборудования, руб.;
Sпр - прочие затраты, руб.;
Себестоимость единицы тепловой энергии определяется путем деления
себестоимости на объем отпущенной в сеть энергии.
Определение затрат на производство тепловой энергии
1. Затраты на топливо:
Sт
= T × Цт,
где
Т - годовой расход натурального топлива;
Цт - птовая цена топлива с учетом транспортных расходов.
Таблица 9
|
№
|
Наименование
|
Расчетный период
|
|
|
Расход условного топлива,
тыс. кг у.т.
|
Перевод. коэф.
|
Расход натурального
топлива,тыс. м3
|
Цена за тыс. м3,руб.
|
Затраты, руб
|
|
1
|
Газ
|
576,77
|
0,88
|
506,40
|
3030
|
1 534 392,00
|
2. Затраты на электроэнергию
Затраты на электроэнергию определяются с учетом одноставочных тарифов,
руб.:
Sэ
= Tэ × Э,
где
Tэ - ставка тарифа за энергию,
руб./кВтч;
Э - объем потребленной энергии.
Таблица 10
|
№
|
Наименование
|
Расчетный период
|
|
|
Объем потребленной энергии,
кВт/ч
|
Тариф, руб.
|
Затраты, руб
|
|
1
|
Электроэнергия
|
65880
|
3,07
|
202251,60
|
3. Затраты на воду
Затраты на воду определяются на основе заключенного договора с
организацией водопроводного хозяйства:
Sв
= Опв × Тпв,
где
Опв - объем получаемой воды, м3;
Тпв - действующий тариф, руб./м3.
Таблица 11
|
№
|
Наименование объекта
|
Расчетный период
|
|
|
Расход, м3
|
Тариф, руб.
|
Затраты, руб
|
|
1
|
Вода
|
9884,5
|
17,15
|
169519,18
|
4. Амортизационные отчисления
По статье «Амортизационные отчисления» определяются амортизационные
отчисления по установленным нормам от первоначальной стоимости отопительных
котельных, производственных зданий, оборудования, измерительных и регулирующих
приборов, а также других основных средств производственно-эксплуатационного
назначения, числящихся на балансе предприятия и используемых для производства
тепловой энергии.
По данной статье также определяется сумма амортизационных отчислений по
зданиям, сооружениям и средствам, по которым амортизация не может быть отнесена
непосредственно на процесс производства тепловой энергии.
Годовая сумма амортизационных отчислений, руб.:
Sам = 
,
где
ОСi
- первоначальная стоимость группы основных средств;
Нai
- норма амортизации.
Первоначальной
стоимостью основных средств, приобретенных за плату, признается сумма
фактических затрат организации на приобретении, сооружение и изготовление, за
исключением НДС.
Группа
основных средств «Котельная»:
Первоначальная
стоимость основных средств этой группы:
440
989,2 руб.
Таблица 12
|
№
|
Наименование группы
основных средств
|
Расчетный период
|
|
|
Первоначальная стоимость,
руб.
|
Норма амортизационных
отчислений,%
|
Сумма амортизационных
отчислений, руб.
|
|
1
|
Котельная
|
10 440 989,20
|
6,7
|
699546,28
|
|
Итого:
|
|
|
699546,28
|
5. Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования (РСЭО)
Sрсэо = 0,05× Sоборуд = 0,05× 3455300= 172765 руб.
6. Затраты на оплаты труда
Поскольку котельная полностью автоматизирована и работает без постоянного
присутствия обслуживающего персонала:
Sзп = 0 руб.
Затраты на сервисное обслуживание котельной специализированными
организациями учтены в Sпр.
7. Отчисления на социальные нужды
По статье «Отчисления на социальные нужды» определяются обязательные отчисления
по установленным законодательствам нормам в государственные внебюджетные фонды:
- пенсионный фонд - 26%;
- фонд социального страхования - 2,9 %;
фонды обязательного медицинского страхования - 5,1%;
фонд страхования от несчастных случаев;
Отчисления на социальные нужды определяются исходя из затрат на оплату
труда и размеров тарифов страховых взносов. Так как затраты на оплату труда
равны 0:
Scн
= 0 руб.
8. Прочие затраты
В статье «Прочие затраты» отражаются затраты, не предусмотренные
предыдущими статьями, в том числе затраты на сервисное обслуживание котельной
специализированной организацией.
Прочие затраты по котельной укрупненно рассчитываются как сумма величины
налога на имущество и 1-10% от суммы всех затрат по котельной:
Sпр = Ни +0,1×( Sт + Sэ + Sв + Sзп + Sсн + Sам + Sрсэо).
Ставка налога на имущество устанавливается на региональном уровне: для
Свердловской области - 2,2%. Налоговая база - среднегодовая остаточная
стоимость имущества.
Налог на имущество:
Ни
= 
,
где
Sостi
- остаточная стоимость группы основных средств на 1 число i-го
месяца года (Sост13 -
остаточная стоимость группы основных средств на 31 декабря года;). Остаточная
стоимость на 1 число месяца ввода объекта в эксплуатацию равна первоначальной
стоимости группы основных средств.
Sостi = Sостi-1 - Ам,
где
Ам
- месячная норма амортизационных отчислений, руб.:
Ам
= 
,
где
Sн = 10 440 989,2 руб. - первоначальная стоимость группы
основных средств;
Наг
= 0,067 (6,7%) - годовая норма амортизационных отчислений.
Ам
= 
Таблица 13
Налог на имущество:
Ни
= ,
Таблица 14
|
Показатель
|
По годам
|
|
2015
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
|
Налог на имущество
|
222006,75
|
206616,74
|
191226,72
|
175836,70
|
160446,68
|
145056,66
|
129666,64
|
|
Прочие затраты
|
499854,16
|
484464,14
|
469074,12
|
453684,10
|
438294,09
|
422904,07
|
407514,05
|
|
Годовые эксплуатационные
затраты
|
3278328,21
|
3262938,19
|
3247548,17
|
3232158,16
|
3216768,14
|
3201378,12
|
3185988,10
|
Расчет
себестоимости 1 Гкал
Себестоимость 1 Гкал выработанной тепловой энергии, S, руб/Гкал:
S = 
,
Таблица 15
|
Показатель
|
По годам
|
|
2015
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
|
Себестоимость, руб./Гкал
|
816,39
|
812,56
|
808,72
|
804,89
|
801,06
|
797,23
|
793,39
|
Составление
годовой сметы затрат на производство тепловой энергии за 2015 год.
Таблица 16
|
Статья затрат
|
Обозначение
|
Сумма, руб
|
Удельный вес, %
|
|
1. Затраты на топливо
|
Sт
|
1534392,00
|
47,02
|
|
2. Затраты на
электроэнергию
|
Sэ
|
202251,60
|
6,20
|
|
3. Затраты на воду
|
Sв
|
169519,18
|
5,20
|
|
4. Заработная плата
персонала
|
Sзп
|
0,00
|
0,00
|
|
5. Отчисление на соц. нужды
|
Sсн
|
0,00
|
0,00
|
|
6. Амортизационные
отчисления
|
Sам
|
699546,28
|
21,44
|
|
7. РСЭО
|
Sрсэо
|
172765,00
|
5,29
|
|
8. Прочие затраты, в том
числе налог на имущество и затраты на сервисное обслуживание
|
Sпр
|
484464,14
|
14,85
|
|
Итого
|
-
|
3262938,19
|
100,00
|
Расчет
величины чистой прибыли
1. Прибыль от продаж
Ппр = Т×Qпотр - Sкот,
где
Т 1512,71 руб./Гкал - тариф на тепловую энергию (без НДС) согласно
Постановлению РЭК Свердловской области «Об утверждении тарифов на тепловую
энергию» № 123-ПК от 13 декабря 2013 г.;
Qпотр
= 3804 Гкал/год -
тепловая энергия, потребленная потребителями;
Таблица 17
|
Показатель
|
По годам
|
|
2015
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
|
Прибыль, руб.
|
2796170,21
|
2811560,23
|
2826950,25
|
2842340,27
|
2857730,28
|
2873120,30
|
2. Чистая прибыль
Пч = Ппр - Н,
где
Н - величина налога на прибыль, руб./год. Действующая ставка 20%.
Чистая прибыль, по годам, приведена в таблице №18.
Оценка экономической эффективности инвестиций в проект
приведена в таблице №19
Таблица 18
|
Показатель
|
По годам
|
|
2015
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
|
Величина налога на прибыль,
руб.
|
559234,04
|
562312,05
|
565390,05
|
568468,05
|
571546,06
|
574624,06
|
577702,06
|
|
Чистая прибыль, руб.
|
2236936,17
|
2249248,18
|
2261560,20
|
2273872,21
|
2286184,23
|
2298496,24
|
2310808,26
|
Таблица 19
|
Показатель/период
|
0
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
|
1.Величина капиталовлож в
проект
|
-10440989,20
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
|
2. Чистая прибыль
|
-
|
2236936,17
|
2249248,18
|
2261560,20
|
2273872,21
|
2286184,23
|
2298496,24
|
2310808,26
|
|
3. Годовая величина
амортизационных отчислений
|
-
|
699546,28
|
699546,28
|
699546,28
|
699546,28
|
699546,28
|
699546,28
|
699546,28
|
|
4. Чистая прибыль и годовая
величина амортизац отчислений нарастающим итогом
|
-
|
2936482,45
|
5295518,01
|
7397903,61
|
9300891,44
|
11002757,83
|
12531759,51
|
13886419,05
|
|
5. Коэф. дисконтиров
|
-
|
0,89
|
0,80
|
0,71
|
0,64
|
0,57
|
0,51
|
0,45
|
|
6. Чистая прибыль и годовая
величина амортизац. отчислений дисконтиров. нарастающим итогом за вычетом
капиталовлож
|
-
|
-7504506,75
|
-5145471,19
|
-3043085,59
|
-1140097,76
|
561768,63
|
2090770,31
|
3445429,85
|
Чистая прибыль и годовая величина амортизационных отчислений нарастающим
итогом, руб.:
Рi = (Пч + Аг)i + (Пч + Аг)i-1,
где- период;
Пч - величина чистой прибыли, руб.;
Аг - годовые амортизационные отличсления, руб.;
Чистая прибыль и годовая величина амортизационных отчислений,
дисконтированные нарастающим итогом, руб.:
,
где
-
коэффициент дисконтирования;
q = 0,12 -
ставка дисконтирования.
Получаем
дисконтированный срок окупаемости инвестиций - 4,7 года.
9. Природопользование
и охрана окружающей среды
Воздействие
объекта на атмосферу
В период эксплуатации от труб газовой котельной атмосферу будут поступать
загрязняющие вещества - продукты сгорания топлива (природного газа): оксид и
диоксид азота, диоксид серы, оксид углерода, бенз(а)пирен, выбросы которых не
создают максимальных приземных концентраций, превышающих ПДК.
При аварийном отключении газоснабжения предусмотрено использование
дизельного топлива (по нормативам - 3 сут/год). При сжигании аварийного
дизельного топлива от трубы котельной происходит аварийный выброс загрязняющих
веществ: диоксид азота, оксид азота, сажи, диоксид серы, оксид углерода,
бенз(а)пирен. Согласно «Методическому пособию…» аварийные выбросы не
нормируются.
Источником выброса загрязняющих веществ в атмосферу является дыхательный
клапан резервуара для хранения запаса дизтоплива (1 м3):
углеводороды С12-С19 и сероводород.
Максимальные приземные концентрации, создаваемые нормируемыми выбросами
котельной, не превышают ПДК.
Аварийные выбросы котельной при использовании дизтоплива не превышают
ПДК.
При эксплуатации котельной загрязнение атмосферы возможно из-за залповых
и аварийных выбросов от свечных устройств котельной (ГРУ).
Максимальные приземные концентрации, создаваемые выбросами от продувочных
и сбросных свечей не превышают 0,01 ПДК.
Таблица 20. Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу при
работе в обычном режиме (на природном газе)
|
Вещество
|
Использ. критерий
|
Значение критерия мг/м3
|
Класс опасности
|
|
Код
|
Наименование
|
|
|
|
|
0301
|
Азота диоксид
|
ПДК м/р
|
0,200000
|
3
|
|
0304
|
Азот (II)
оксид
|
ПДК м/р
|
0,400000
|
3
|
|
0330
|
Ангидрид сернистый
|
ПДК м/р
|
0,500000
|
3
|
|
0333
|
Дигидросульфид
(Сероводород)
|
ПДК м/р
|
0,008000
|
2
|
|
0337
|
Углерод оксид
|
ПДК м/р
|
5,000000
|
4
|
|
0703
|
Бенз(а)пирен
(3,4-Бензпирен)
|
ПДК с/с
|
0,000001
|
1
|
|
2754
|
Углеводороды предельные С12-С19
|
ПДК м/р
|
1,000000
|
4
|
|
Всего веществ: 7
|
|
в том числе твердых: 1
|
|
жидких/газообразных: 6
|
Таблица 21. Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу при
работе в аварийном режиме (на дизтопливе)
|
Вещество
|
Использ. критерий
|
Значение Критерия мг/м3
|
Класс опасности
|
|
Код
|
Наименование
|
|
|
|
|
0301
|
Азота диоксид
|
ПДК м/р
|
0,200000
|
3
|
|
0304
|
Азот (II)
оксид
|
ПДК м/р
|
0,400000
|
3
|
|
0328
|
Углерод (Сажа)
|
ПДК м/р
|
0,150000
|
3
|
|
0330
|
Ангидрид сернистый
|
ПДК м/р
|
0,500000
|
3
|
|
0337
|
Углерод оксид
|
ПДК м/р
|
5,000000
|
4
|
|
0703
|
Бенз(а)пирен
(3,4-Бензпирен)
|
ПДК с/с
|
0,000001
|
1
|
|
Всего веществ: 6
|
|
в том числе твердых: 2
|
|
жидких/газообразных: 4
|
Нормативная СЗЗ для данной котельной согласно СанПиН 2.2.1/2.1.1.1200-03
не устанавливается.[37]
Согласно новой редакции СанПиН 2.2.1/2.1.1.1200-03 [37], п. 7.1.10,
Примечание 1, для отдельностоящих котельных менее 200 Гкал размер СЗЗ
устанавливается на основании расчетов рассеивания загрязнений атмосферного
воздуха и физического воздействия на атмосферу.