Приказ министерства жилищно-коммунального хозяйства Ставропольского края от 01.10.2015 N 223 "О внесении изменений в инвестиционную программу государственного унитарного предприятия Ставропольского края "Ставропольский краевой теплоэнергетический комплекс" на 2015 - 2018 годы по реконструкции и модернизации объектов централизованного теплоснабжения Ставропольского края, находящихся в хозяйственном ведении государственного унитарного предприятия Ставропольского края "Ставропольский краевой теплоэнергетический комплекс", утвержденную приказом министерства строительства, архитектуры и жилищно-коммунального хозяйства Ставропольского края от 07 октября 2014 г. N 535"

МИНИСТЕРСТВО ЖИЛИЩНО-КОММУНАЛЬНОГО ХОЗЯЙСТВА
СТАВРОПОЛЬСКОГО КРАЯ

ПРИКАЗ
от 1 октября 2015 г. № 223

О ВНЕСЕНИИ ИЗМЕНЕНИЙ В ИНВЕСТИЦИОННУЮ ПРОГРАММУ
ГОСУДАРСТВЕННОГО УНИТАРНОГО ПРЕДПРИЯТИЯ СТАВРОПОЛЬСКОГО КРАЯ
"СТАВРОПОЛЬСКИЙ КРАЕВОЙ ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС"
НА 2015 - 2018 ГОДЫ ПО РЕКОНСТРУКЦИИ И МОДЕРНИЗАЦИИ ОБЪЕКТОВ
ЦЕНТРАЛИЗОВАННОГО ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ СТАВРОПОЛЬСКОГО КРАЯ,
НАХОДЯЩИХСЯ В ХОЗЯЙСТВЕННОМ ВЕДЕНИИ ГОСУДАРСТВЕННОГО
УНИТАРНОГО ПРЕДПРИЯТИЯ СТАВРОПОЛЬСКОГО КРАЯ "СТАВРОПОЛЬСКИЙ
КРАЕВОЙ ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС", УТВЕРЖДЕННУЮ
ПРИКАЗОМ МИНИСТЕРСТВА СТРОИТЕЛЬСТВА, АРХИТЕКТУРЫ
И ЖИЛИЩНО-КОММУНАЛЬНОГО ХОЗЯЙСТВА СТАВРОПОЛЬСКОГО КРАЯ
ОТ 07 ОКТЯБРЯ 2014 Г. № 535

В соответствии с Федеральным законом "О теплоснабжении", Правилами согласования и утверждения инвестиционных программ организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности в сфере теплоснабжения, а также требований к составу и содержанию таких программ (за исключением таких программ, утверждаемых в соответствии с законодательством Российской Федерации об электроэнергетике), утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 05 мая 2014 г. № 410, и Положением о министерстве жилищно-коммунального хозяйства Ставропольского края, утвержденным постановлением Правительства Ставропольского края от 25 декабря 2014 г. № 545-п, приказываю:

1. Внести изменения в инвестиционную программу государственного унитарного предприятия Ставропольского края "Ставропольский краевой теплоэнергетический комплекс" на 2015 - 2018 годы по реконструкции и модернизации объектов централизованного теплоснабжения Ставропольского края, находящихся в хозяйственном ведении государственного унитарного предприятия Ставропольского края "Ставропольский краевой теплоэнергетический комплекс", утвержденную приказом министерства строительства, архитектуры и жилищно-коммунального хозяйства Ставропольского края от 07 октября 2014 г. № 535, изложив ее в прилагаемой редакции.
2. Контроль за исполнением настоящего приказа возложить на первого заместителя министра жилищно-коммунального хозяйства Ставропольского края Штепу Е.В.
3. Настоящий приказ вступает в силу на следующий день после дня его официального опубликования.

Министр
О.А.СИЛЮКОВА





Утверждена
приказом
министерства жилищно-коммунального
хозяйства Ставропольского края
от 01.10.2015 № 223

ИНВЕСТИЦИОННАЯ ПРОГРАММА ГУП СК "КРАЙТЕПЛОЭНЕРГО"
НА 2015 - 2018 ГГ.

I. Паспорт инвестиционной программы

Форма № 1-ИП ТС

Паспорт инвестиционной программы в сфере теплоснабжения
ГУП СК "Крайтеплоэнерго"
____________________________________________________________
(наименование регулируемой организации)

Наименование
организации, в
отношении которой
разрабатывается
инвестиционная
программа в сфере ГУП СК "Крайтеплоэнерго"
теплоснабжения __________________________________________________

Местонахождение 355037, Ставропольский край, г. Ставрополь,
регулируемой ул. Шпаковская, 76/6
организации __________________________________________________

Сроки реализации 2015 - 2018 гг.
инвестиционной программы __________________________________________________

Лицо, ответственное за
разработку Директор по перспективному развитию Кононов
инвестиционной Виталий Алексеевич
программы __________________________________________________

Контактная информация
лица,
ответственного за
разработку
инвестиционной программы +7-865-2-77-06-57, kononov@gupsktek.m
__________________________________________________

Наименование органа
исполнительной власти
субъекта
РФ или органа местного
самоуправления, Министерство жилищно-коммунального хозяйства
утвердившего Ставропольского края
инвестиционную программу __________________________________________________

Местонахождение органа,
утвердившего 355006, Ставропольский край, г. Ставрополь,
инвестиционную ул. Голенева, 37
программу __________________________________________________

Должностное лицо,
утвердившее
инвестиционную программу __________________________________________________

Дата утверждения
инвестиционной программы __________________________________________________

Контактная информация
лица,
ответственного за
утверждение
инвестиционной программы __________________________________________________

Наименование органа
местного
самоуправления, Органы местного самоуправления, согласовавшие
согласовавшего инвестиционную программу, указаны в приложении № 2
инвестиционную программу к инвестиционной программе
__________________________________________________

Местонахождение органа, Местонахождение органов, согласовавших
согласовавшего инвестиционную программу, указано в приложении № 2
инвестиционную к инвестиционной программе
программу __________________________________________________

Должностное лицо, Должностные лица, согласовавшие инвестиционную
согласовавшее программу, указаны в приложении № 2 к
инвестиционную инвестиционной программе
программу __________________________________________________

Дата согласования Даты согласования инвестиционной программы
инвестиционной программы указаны в приложении № 2 к инвестиционной
программе
__________________________________________________

Контактная информация
лица,
ответственного за
согласование
инвестиционной программы __________________________________________________

Руководитель регулируемой организации ____________________ Акимов В.В.
М.П. (подпись)

Государственное унитарное предприятие Ставропольского края "Ставропольский краевой теплоэнергетический комплекс" создано в соответствии с Постановлением Правительства Ставропольского края от 22 ноября 2001 г. № 275-п.
Имущество ГУП СК "КРАЙТЕПЛОЭНЕРГО" находится в государственной (краевой) собственности, является неделимым, принадлежит предприятию на праве хозяйственного ведения и отражается на его самостоятельном балансе.
ГУП СК "Крайтеплоэнерго" является теплоснабжающей организацией, осуществляющей регулируемые виды деятельности: производство, передачу и реализацию потребителям произведенной тепловой энергии, тарифы на которые устанавливаются региональной тарифной комиссией Ставропольского края.
Предприятие обеспечивает тепловой энергией 128,7 тысяч человек и 2,4 тысяч организаций в 20 районах Ставропольского края, на территории которых находятся 175 муниципальных образований, обслуживает 40,4% источников тепловой энергии края.
Установленная мощность оборудования 1057,9 Гкал/час
Присоединенная нагрузка 491,9 Гкал/час
3
Потребление природного газа 149,1 млн м/год
Потребление электроэнергии 30,19 млн кВт.час/год
3
Потребление воды 223,8 тыс. м /год
Среднесписочная численность работников 2606 человек
В хозяйственном ведении предприятия находится:
376,1 км тепловых сетей;
434 котельных, на которых установлено 1197 котлов.
Данные о мероприятиях по реконструкции, модернизации и техническому перевооружению объектов системы централизованного теплоснабжения ГУП СК "Крайтеплоэнерго" за прошедший период 2011 - 2014 гг., а также на планируемый период срока действия инвестиционной программы ГУП СК "Крайтеплоэнерго" приведены на рисунке 1.

Рисунок 1 - Карта реконструкции, модернизации и технического перевооружения котельных ГУП СК "Крайтеплоэнерго"

Рисунок не приводится.

На рисунке № 2 показана динамика изменения годовых объемов реализации тепловой энергии.

Рисунок 2 - Динамика изменения годовых объемов реализации тепловой энергии, тыс. Гкал

Рисунок не приводится.

Всего в 2014 году потребителям реализовано 841,6 тыс. Гкал, структура потребителей тепловой энергии приведена на рисунке № 3.

Рисунок 3 - Структура потребителей тепловой энергии

Рисунок не приводится.

Для ГУП СК "Крайтеплоэнерго" актуальной проблемой является моральное старение, и физическая изношенность большей части основного и вспомогательного оборудования котельных, тепловых сетей.
Эти факторы влекут за собой значительные расходы энергоресурсов, потребляемых при выработке тепловой энергии, значительные потери тепловой энергии при ее транспортировке, рост затрат на поддержание оборудования и тепловых сетей в рабочем состоянии.
В соответствии с Федеральным законом от 27.07.2010 № 190-ФЗ "О теплоснабжении" и Постановлением Правительства Российской Федерации от 05.05.2014 № 410 "О порядке согласования и утверждения инвестиционных программ организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности в сфере теплоснабжения, а также требований к составу и содержанию таких программ (за исключением таких программ, утверждаемых в соответствии с законодательством Российской Федерации об электроэнергетике)", а также Приказом Минстроя России от 13.08.2014 № 459/пр "Об утверждении рекомендуемой формы инвестиционной программы организации, осуществляющей регулируемые виды деятельности в сфере теплоснабжения, и методических рекомендаций по ее заполнению" ГУП СК "Крайтеплоэнерго" разработало инвестиционную программу на период 2015 - 2018 годы.

Источниками финансирования инвестиционной программы в соответствии с Постановлением Правительства РФ от 05.05.2014 № 410 "О порядке согласования и утверждения инвестиционных программ организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности в сфере теплоснабжения, а также требований к составу и содержанию таких программ" определены собственные средства ГУП СК "Крайтеплоэнерго" - амортизационные отчисления и прибыль.
Разработанная инвестиционная программа ГУП СК "Крайтеплоэнерго" на период 2015 - 2018 годы ориентирована на внедрение современного технологического и вспомогательного оборудования, новых средств автоматизации процессов и приборов учета топливо-энергетических ресурсов и направлена на активное энергосбережение.
Общая потребность в денежных средствах на реализацию инвестиционной программы на период 2015 - 2018 годы составляет 215132,54 тыс. руб. (без НДС) с учетом индексов-дефляторов.
В таблице № 1 приведены плановые и фактические значения показателей надежности и энергетической эффективности объектов централизованного теплоснабжения ГУП СК "Крайтеплоэнерго", рассчитанные в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации № 452 от 16.05.2014 "Об утверждении правил определения плановых и расчета фактических значений показателей надежности и энергетической эффективности объектов теплоснабжения, а также определения достижения организацией, осуществляющей регулируемые виды деятельности в сфере теплоснабжения, указанных плановых значений и о внесении изменения в Постановление Правительства Российской Федерации от 15 мая 2010 г. № 340" и установленные уполномоченным органом на срок реализации инвестиционной программы.

Таблица № 1

Форма № 4-ИП ТС

Показатели надежности и энергетической эффективности
объектов централизованного теплоснабжения
ГУП СК "Крайтеплоэнерго"
____________________________________________________________
(наименование регулируемой организации)

№ п/п
Наименование объекта
Показатели надежности
Показатели энергетической эффективности
Количество прекращений подачи тепловой энергии, теплоносителя в результате технологических нарушений на тепловых сетях на 1 км тепловых сетей
Количество прекращений подачи тепловой энергии, теплоносителя в результате технологических нарушений на источниках тепловой энергии на 1 Гкал/час установленной мощности
Удельный расход топлива на производство единицы тепловой энергии, отпускаемой с коллекторов источников тепловой энергии
Отношение величины технологических потерь тепловой энергии, теплоносителя к материальной характеристике тепловой сети
Величина технологических потерь при передаче тепловой энергии, теплоносителя по тепловым сетям
01.01.2014
Плановое значение
01.01.2014
Плановое значение
01.01.2014
Плановое значение
01.01.2014
Плановое значение
01.01.2014
Плановое значение
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
1
Объекты централизованного теплоснабжения ГУП СК "Крайтеплоэнерго"
0,0239
0,0239
0,0239
0,0239
0,0239
0,03079
0,029727
0,029129
0,02828
0,02828
170,05
172,3
171,48
171,11
169,79
3,64
3,85
3,85
3,85
3,85
136349,52
159286,62
159287
159287
159287

Руководитель ресурсоснабжающей организации __________ Акимов В.В.
___________
М.П. Ф.И.О.

II. Основные сведения о программе

Инвестиционной программой предусматривается проведение работ по замене морально устаревшего, физически изношенного и отработавшего нормативный срок эксплуатации оборудования на современное с применением энергосберегающих технологий и высоким уровнем автоматизации.
В настоящую программу включены 43 котельные.
Суммарная тепловая мощность установленного оборудования составляет 144,9 Гкал/ч, присоединенная нагрузка 72,5 Гкал/ч. Основной парк оборудования - это чугунные секционные котлы, имеющие КПД 60 - 70%.
Полезный отпуск тепловой энергии по данным котельным в 2013 году составил 114,85 тыс. Гкал, доход от реализации тепловой энергии равен 227370,58 т. руб., расходы на выработку тепловой энергии составили 214910,89 т. руб.
Основаниями для включения котельных в настоящую программу являлось:
физическая изношенность котельного и насосного оборудования;
недостаточная загруженность котельных, низкий КПД котельного оборудования;
низкий уровень автоматизации;
устаревшие приборы учета топливо-энергетических ресурсов;
отсутствие систем водоподготовки, что приводит к образованию отложений в трубопроводах тепловых сетей и в поверхностях нагрева котлов ухудшая теплопередачу и увеличивая расход топливо-энергетических ресурсов.
Настоящей программой предусмотрены следующие мероприятия:
установка 142 новых стальных жаротрубных котлов с КПД не менее 90%;
установка 88 узлов учета топливо-энергетических ресурсов;
установка общекотельного оборудования: 159 насосных агрегатов соответствующей мощности; установок по очистке воды; систем рециркуляции теплоносителя; комплексных систем автоматизации и контроля за режимами работы котельной на основе логически программируемых контроллеров, что позволяет оптимизировать работу котельной в соответствии с тепловой нагрузкой и температурой наружного воздуха, осуществлять дистанционный контроль параметров ее работы, отслеживать расход топливо-энергетических ресурсов в реальном времени.
Цели программы.
Повышение надежности и энергоэффективности работы объектов системы теплоснабжения.
Экономия топливо-энергетических ресурсов.
Улучшение экологического состояния территории реализации программы.
Снижение ремонтно-эксплуатационных расходов.
Минимизация тарифа на тепловую энергию по истечении срока окупаемости программы.
Ослабление нагрузки на краевой бюджет и бюджеты муниципальных образований, за счет снижения темпов роста тарифа на тепловую энергию.
Пополнение бюджетов всех уровней, за счет увеличения налоговых выплат.
Экономические выгоды от реализации программы:
снижение суммы затрат на топливо-энергетические ресурсы;
снижение суммы затрат на ремонтно-эксплуатационные расходы;
снижение себестоимости производства тепловой энергии.

III. Перечень мероприятий инвестиционной
программы и их обоснование

Перечень мероприятий по реконструкции и модернизации объектов системы централизованного теплоснабжения, а также краткое описание мероприятий инвестиционной программы, в том числе обоснование их необходимости, расходы на реконструкцию и модернизацию каждого из объектов системы централизованного теплоснабжения в прогнозных ценах соответствующего года, оцененных с использованием прогнозных индексов цен в соответствии с прогнозом социально-экономического развития Российской Федерации, описание и место расположения строящихся, реконструируемых и модернизируемых объектов системы централизованного теплоснабжения, основные технические характеристики таких объектов до и после реализации мероприятий инвестиционной программы приведены ниже.
Все мероприятия предлагаемой инвестиционной программы относятся к III группе, подгруппа б - "реконструкция или модернизация существующих объектов системы централизованного теплоснабжения, за исключением тепловых сетей". Итоговые мероприятия в разрезе источников тепловой энергии с суммами затрат на их реализацию, сроками исполнения приведены в таблице № 2

Таблица № 2

Форма № 2-ИП ТС

Инвестиционная программа ГУП СК "Крайтеплоэнерго"
____________________________________________________________
(наименование регулируемой организации)
в сфере теплоснабжения на 2015 - 2018 годы

№ п/п
Наименование мероприятий
Обоснование необходимости (цель реализации)
Описание и место расположения объекта
Основные технические характеристики
Год начала реализации мероприятия
Год окончания реализации мероприятия
Расходы на реализацию мероприятий в прогнозных ценах, тыс. руб. (с НДС)
Наименование показателя (мощность, протяженность, диаметр и т.п.)
Ед. изм.
Значение показателя
Всего
Профинансировано к 2015
в т.ч. по годам
Остаток финансирования
в т.ч. за счет платы за подключение
до реализации мероприятия
после реализации мероприятия
2015
2016
2017
2018
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
3.2. Реконструкция или модернизация существующих объектов системы централизованного теплоснабжения, за исключением тепловых сетей
3.2.1
Техническое перевооружение котельной № 12-03
замена изношенного оборудования, снижение себестоимости производства
с. Курсавка,
ул. Войтика, 205
тепловая мощность
Гкал
3,2
2,863
2016
2017
10186,21


1493,33
8692,88



3.2.2
Техническое перевооружение котельной № 12-15
замена изношенного оборудования, снижение себестоимости производства
с. Балахоновское, ул. Школьная, 17
тепловая мощность
Гкал
2,25
0,576
2015
2015
3357,18

3357,18





3.2.3
Техническое перевооружение котельной № 12-16
замена изношенного оборудования, снижение себестоимости производства
п. Тоннельный, ул. Королева, 6
тепловая мощность
Гкал
1,72
0,645
2015
2015
3717,30

3717,30





3.2.4
Техническое перевооружение котельной № 15-01
замена изношенного оборудования, снижение себестоимости производства
г. Благодарный, ул. Первомайская, 10А
тепловая мощность
Гкал
1,836
1,29
2018
2018
4927,42




4927,42


3.2.5
Техническое перевооружение котельной № 15-05
замена изношенного оборудования, снижение себестоимости производства
г. Благодарный, ул. Однокозова, 162А
тепловая мощность
Гкал
2,249
1,841
2018
2018
8107,05




8107,05


3.2.6
Техническое перевооружение котельной № 15-18
замена изношенного оборудования, снижение себестоимости производства
с. Алексеевское, ул. Советская, 142А
тепловая мощность
Гкал
1,66
0,387
2018
2018
2976,69




2976,69


3.2.7
Техническое перевооружение котельной № 16-03
замена изношенного оборудования, снижение себестоимости производства
г. Буденновск, микрорайон 6, 21
тепловая мощность
Гкал
18,5
17,2
2015
2017
33017,83

2735,96
11668,64
18613,23



3.2.8
Техническое перевооружение котельной № 16-04
замена изношенного оборудования, снижение себестоимости производства
г. Буденновск, ул. Борцов Революции, 168Д
тепловая мощность
Гкал
5,64
2,64
2017
2017
8288,48



8288,48



3.2.9
Техническое перевооружение котельной № 16-32
замена изношенного оборудования, снижение себестоимости производства
п. Виноградный, ул. Юбилейная, 4А
тепловая мощность
Гкал
2,35
0,645
2015
2016
3328,97

1638,96
1690,01




3.2.10
Техническое перевооружение котельной № 16-36
замена изношенного оборудования, снижение себестоимости производства
с. Красный Октябрь, ул. Победы, 7
тепловая мощность
Гкал
2,25
1,29
2018
2018
5162,12




5162,12


3.2.11
Техническое перевооружение котельной № 17-08
замена изношенного оборудования, снижение себестоимости производства
п. Новоульяновский, ул. Кооперативная, 1А
тепловая мощность
Гкал
0,7
0,645
2015
2016
3054,27

217,77
2836,50




3.2.12
Техническое перевооружение котельной № 17-11
замена изношенного оборудования, снижение себестоимости производства
с. Новозаведенное, ул. Кооперативная, 3Б
тепловая мощность
Гкал
2
0,645
2017
2017
3348,65



3348,65



3.2.13
Техническое перевооружение котельной № 20-27
замена изношенного оборудования, снижение себестоимости производства
с. Тищенское, ул. Мира, 14А
тепловая мощность
Гкал
1,5
0,645
2016
2016
3049,40


3049,40




3.2.14
Техническое перевооружение котельной № 21-01
замена изношенного оборудования, снижение себестоимости производства
г. Ипатово, ул. Циолковского, 8А
тепловая мощность
Гкал
6,7
4,128
2018
2018
13692,93




13692,93


3.2.15
Техническое перевооружение котельной № 21-02
замена изношенного оборудования, снижение себестоимости производства
г. Ипатово, ул. Гагарина, 123
тепловая мощность
Гкал
5,86
4,326
2017
2017
14031,56



14031,56



3.2.16
Техническое перевооружение котельной № 21-04
замена изношенного оборудования, снижение себестоимости производства
г. Ипатово, ул. Гагарина, 106
тепловая мощность
Гкал
3,6
3,414
2018
2018
11262,36




11262,36


3.2.17
Техническое перевооружение котельной № 21-07
замена изношенного оборудования, снижение себестоимости производства
г. Ипатово, ул. Голубовского, 295
тепловая мощность
Гкал
1
0,18
2015
2016
1959,09

734,22
1224,87




3.2.18
Техническое перевооружение котельной № 21-11
замена изношенного оборудования, снижение себестоимости производства
г. Ипатово, ул. Орджоникидзе, 123А
тепловая мощность
Гкал
1,72
0,86
2015
2016
3846,06

704,81
3141,25




3.2.19
Техническое перевооружение котельной № 21-13
замена изношенного оборудования, снижение себестоимости производства
г. Ипатово, ул. Орджоникидзе, 116
тепловая мощность
Гкал
1,4
0,774
2015
2016
3216,26

223,01
2993,25




3.2.20
Техническое перевооружение котельной № 21-15
замена изношенного оборудования, снижение себестоимости производства
г. Ипатово, ул. Келдыша, 15Б
тепловая мощность
Гкал
1,2
0,516
2018
2018
3291,05




3291,05


3.2.21
Техническое перевооружение котельной № 21-21
замена изношенного оборудования, снижение себестоимости производства
с. Октябрьское, ул. Ленина, 159А
тепловая мощность
Гкал
1,6
0,387
2018
2018
2979,61




2979,61


3.2.22
Техническое перевооружение котельной № 24-02
замена изношенного оборудования, снижение себестоимости производства
с. Красногвардейское, ул. Красная, 315/2
тепловая мощность
Гкал
1,5
0,774
2017
2017
3452,26



3452,26



3.2.23
Техническое перевооружение котельной № 16-59
замена изношенного оборудования, снижение себестоимости производства
с. Левокумское, микрорайон 1, 1
тепловая мощность
Гкал
3,41
1,626
2018
2018
6158,52




6158,52


3.2.24
Техническое перевооружение котельной № 16-83
замена изношенного оборудования, снижение себестоимости производства
п. Заря, ул. Кумская, 30А
тепловая мощность
Гкал
0,344
0,309
2015
2016
2424,84

79,14
2345,70




3.2.25
Техническое перевооружение котельной № 26-50
замена изношенного оборудования, снижение себестоимости производства
с. Побегайловка
тепловая мощность
Гкал
3,44
1,462
2018
2018
5757,72




5757,72


3.2.26
Техническое перевооружение котельной № 28-01
замена изношенного оборудования, снижение себестоимости производства
г. Нефтекумск, ул. Шоссейная, 1, РК-1
тепловая мощность
Гкал
42,84
26
2016
2017
24850,48


11725,26
13125,22



3.2.27
Техническое перевооружение котельной № 29 - 03
замена изношенного оборудования, снижение себестоимости производства
г. Новоалександровск, ул. Набережная, 1А
тепловая мощность
Гкал
1,25
1,626
2015
2016
5965,80

155,59
5810,21




3.2.28
Техническое перевооружение котельной № 29-04
замена изношенного оборудования, снижение себестоимости производства
г. Новоалександровск, пер. Больничный, 1А
тепловая мощность
Гкал
3,55
2,58
2018
2018
8397,60




8397,60


3.2.29
Техническое перевооружение котельной № 16-40
замена изношенного оборудования, снижение себестоимости производства
с. Новоселицкое, ул. Пролетарская
тепловая мощность
Гкал
3
1,626
2018
2018
6701,23




6701,23


3.2.30
Техническое перевооружение котельной № 31 - 03
замена изношенного оборудования, снижение себестоимости производства
г. Светлоград, ул. Комсомольская, 14А
тепловая мощность
Гкал
1,35
0,774
2017
2017
3749,00



3749,00



3.2.31
Техническое перевооружение котельной № 31-06
замена изношенного оборудования, снижение себестоимости производства
г. Светлоград, ул. Телеграфная, 81А
тепловая мощность
Гкал
1,1
0,645
2018
2018
3677,12




3677,12


3.2.32
Техническое перевооружение котельной № 31-07
замена изношенного оборудования, снижение себестоимости производства
г. Светлоград, ул. Коминтерна, 13А
тепловая мощность
Гкал
0,555
0,516
2017
2017
3543,45



3543,45



3.2.33
Техническое перевооружение котельной № 31-08
замена изношенного оборудования, снижение себестоимости производства
г. Светлоград, ул. 60 лет Октября, 4А
тепловая мощность
Гкал
3,1
0,516
2015
2016
3229,34

63,87
3165,47




3.2.34
Техническое перевооружение котельной № 32-10
замена изношенного оборудования, снижение себестоимости производства
с. Винсады, ул. Подгорная, 122
тепловая мощность
Гкал
0,9
0,516
2016
2016
2767,81


2767,81




3.2.35
Техническое перевооружение котельной № 33-11
замена изношенного оборудования, снижение себестоимости производства
х. Андреевский, ул. Мира, 1Б
тепловая мощность
Гкал
1,29
0,387
2015
2016
2619,22

133,39
2485,83




3.2.36
Техническое перевооружение котельной № 33-18
замена изношенного оборудования, снижение себестоимости производства
г. Зеленокумск, ул. Зои Космодемьянской, 17А
тепловая мощность
Гкал
0,716
0,645
2017
2017
3266,42



3266,42



3.2.37
Техническое перевооружение котельной № 33-19
замена изношенного оборудования, снижение себестоимости производства
г. Зеленокумск, ул. Чапаева, 2А
тепловая мощность
Гкал
0,344
0,516
2017
2017
3334,29



3334,29



3.2.38
Техническое перевооружение котельной № 33-20
замена изношенного оборудования, снижение себестоимости производства
г. Зеленокумск, ул. Мельничная, 42
тепловая мощность
Гкал
0,344
0,309
2018
2018
2749,08




2749,08


3.2.39
Техническое перевооружение котельной № 33-21
замена изношенного оборудования, снижение себестоимости производства
г. Зеленокумск, ул. З. Космодемьянской, 35А
тепловая мощность
Гкал
0,344
0,309
2018
2018
2625,93




2625,93


3.2.40
Техническое перевооружение котельной № 36-05
замена изношенного оборудования, снижение себестоимости производства
с. Подлесное, ул. Садовая, 18Б
тепловая мощность
Гкал
0,4
0,18
2018
2018
2309,08




2309,08


3.2.41
Техническое перевооружение котельной № 38-12
замена изношенного оборудования, снижение себестоимости производства
с. Казинка, ул. Ленина, 119
тепловая мощность
Гкал
0,8
0,387
2016
2016
2680,19


2680,19




3.2.42
Техническое перевооружение котельной № 38-17
замена изношенного оборудования, снижение себестоимости производства
с. Надежда, ул. Рабочая, 3А
тепловая мощность
Гкал
3
0,258
2017
2017
2768,62



2768,62



3.2.43
Техническое перевооружение котельной № 38-23
замена изношенного оборудования, снижение себестоимости производства
с. Казинка, ул. Ленина, 71Е
тепловая мощность
Гкал
2,47
0,645
2018
2018
4027,91




4027,91


Всего по группе 3.
253856,40

13761,20
59077,72
86214,06
94803,42


ИТОГО по программе) 253856,40

13761,20
59077,72
86214,06
94803,42



Руководитель регулируемой организации __________ Акимов В.В.
М.П. ____________________
Ф.И.О.

Объемы средств, необходимых на реализацию мероприятий инвестиционной программы, определены на основании коммерческих предложений и укрупненных смет, сложившихся на предприятии за период 2012 - 2014 годы. Расчеты выполнены в ценах 2013 года с использованием прогнозных индексов цен в соответствии с прогнозном социально-экономического развития Российской Федерации на очередной финансовый год и плановый период. Затраты в ценах 2013 года распределились следующим образом:
Стоимость оборудования, материалов и комплектующих - 117855,95 т. руб.
Проектно-изыскательские работы - 4147,35 т. руб.
Строительно-монтажные работы - 40071,02 т. руб.
Пуско-наладочные работы - 4007,01 т. руб.
Основанием для включения объектов системы централизованного теплоснабжения в инвестиционную программу послужили технико-экономические обоснования, которые приведены ниже в таблицах.

Андроповский район:

Технико-экономическое обоснование реконструкции, модернизации объектов системы централизованного теплоснабжения
Адрес
с. Курсавка, ул. Войтика, 205
Код котельной
12-03
1.
Исходные данные для расчета экономической эффективности реконструкции котельной
1.1.
тип котлов и их количество:

4


1
Факел-1-Г


2
Факел-1-Г


3
Е-1-9-Г


4
Е-1-9-Г
1.2.
установленная мощность,
Гкал/час
3,200
1.3.
присоединенная нагрузка, всего
Гкал/час
1,852

в том числе:


1.3.1.
присоединенная нагрузка, ГВС
Гкал/час
0,369
1.4.
коэффициент использования мощности котельной
%
57,9%
1.5.
выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
3311,49
1.6.
полезный отпуск тепловой энергии, Qотп.
Гкал/год
2936,50
1.7.
потери тепловой энергии на собственные нужды, Qпотер.С.Н.
Гкал/год
48,60
1.8.
потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотер.
Гкал/год
326,39
1.9.
расходы на эксплуатацию котельной, Срасх.
тыс. руб.
5705,21

в том числе:


1.9.1.
расход газа на вырабатываемый объем тепловой энергии, Bгаз
тыс. м3/год
429,76
1.9.2.
стоимость потребленного газа
тыс. руб.
1933,51
1.9.3.
годовой расход электрической энергии на котельной, Wсущ.
тыс. кВт. час
64,46
1.9.4.
стоимость потребленной электрической энергии и мощности
тыс. руб.
235,62
1.9.5.
среднесписочная численность основных рабочих
человек
4,00
1.9.6.
фонд оплаты труда, основных рабочих
тыс. руб.
491,40
1.9.7.
страховые взносы от ФОТ
тыс. руб.
146,90
1.9.8.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
80,50
1.9.9.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем.
тыс. руб.
33,82
1.9.10.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
76,20
1.9.11.
общехозяйственные расходы, Собщехоз.
тыс. руб.
2271,18
1.10.
сумма затрат на реконструкцию котельной, всего, Срекон.всего
тыс. руб.
6705,27

в том числе:


1.10.1.
затраты на замену ветхих сетей, Светхие сети
тыс. руб.
-
1.10.2.
затраты на переключение не рентабельной котельной, Сперек.
тыс. руб.
-
1.10.3.
затраты на строительство блочной котельной, Сблоч.
тыс. руб.
-
1.10.4.
затраты на замену котлов, на реконструируемой котельной, Скотл.
тыс. руб.
3385,76
1.10.5.
затраты на замену приборов учета топливо-энергетических ресурсов и тепловой энергии, Сприб.
тыс. руб.
66,10
1.10.6.
затраты на замену насосного оборудования и шкафов управления ими, Снасос
тыс. руб.
348,75
1.10.7.
затраты на замену общекотельного оборудования, (ХВО, водоподогреватели и т.д.), Собщек.
тыс. руб.
229,66
1.10.8.
затраты на автоматизацию котельной, Савтом.
тыс. руб.
107,33
1.10.9.
затраты на неучтенные материалы и комплектующие
тыс. руб.
620,64
1.10.10.
затраты на ПИР, Спроект
тыс. руб.
167,44
1.10.11.
затраты на СМР, ССМР.
тыс. руб.
1617,80
1.10.12.
затраты на ПНР, СПНР.
тыс. руб.
161,78
2.
Расчет снижения потребления газа и затрат на его оплату


2.1.
Расчет снижения потребления газа за счет ХВО, рециркуляции и установки приборов учета газа:


2.1.1.
На котельной монтируется установка обработки подпиточной воды, которая препятствует отложению солей жесткости на поверхностях нагрева котлов и способствует растворению и удалению существующих отложений в котлах и тепловых сетях. Снижение количества отложений на поверхностях нагрева котлов приводит к снижению расхода природного газа на выработку тепловой энергии до 6%
%
0,00%
2.1.2.
Внедрение системы рециркуляции и автоматизация котельной позволит эксплуатировать оборудование в наиболее экономичном режиме, что приведет к экономии природного газа до 2,2%
%
1,00%
2.1.3.
Монтаж узла учета природного газа с электронным корректором позволит производить учет использованного газа с большей точностью, экономия средств на оплату газа составит до 5%
%
0,00%
2.1.4.
Для расчета принимаем общее снижение расхода газа равное
%
1,00%
2.1.5.
Bгаз - годовой объем газа потребленный котельной на выработку тепловой энергии
тыс. м3
429,76
2.1.6.
Годовая экономия природного газа за счет мероприятий раздела 2.1 (Bэкон2.1) составит - Bэкон2.1 = Bгод x %
тыс. м3
- 4,30
2.2.
Расчет снижения потребления газа за счет замены котлов, переключения нагрузки и установки блочных котельных:


2.2.1.
Реализуемые мероприятия на данной котельной:



строительство блочной котельной
тип
нет

переключение нерентабельной котельной-код котельной

нет

замена существующих котлов на стальные жаротрубные котлы

да

при этом КПД котлов изменится
с
91,9%


до
92,0%
2.2.2.
Снижение объема потребляемого газа составит:



Bсниж.газа КПД = Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nстар. - Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nнов., где



Qгод выраб. - объем выработки тепловой энергии
Гкал/год
3311,49

Qтепл.спос. - среднегодовая теплотворная способность топлива
ккал/м3
8160

nнов. - КПД котельного оборудования до реконструкции
%
91,9%

nстар. - КПД котельного оборудования после реконструкции
%
92,0%

Bсниж.газа КПД = Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nстар. - Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nнов.
тыс. м3
- 0,53
2.3.
Расчет снижения объема потребления газа после реализации мероприятий:


2.3.1.
Снижение расхода газа, Bсниж.газ = Bэкон2.1 + Bсниж.газ КПД
тыс. м3
- 4,82
2.4.
Расчет снижения оплаты за потребленный газ после реализации мероприятий:


2.4.1.
Среднегодовой тариф оплаты за газ, Сгаз
руб./м3
4,50
2.4.2.
Сумма снижение оплаты за газ составит, Сэкон.газ.
тыс. руб.
- 21,70
3.
Расчет снижение затрат на выработку тепловой энергии за счет уменьшения потерь после замены ветхих тепловых сетей или сокращения их протяженности за счет приближения источника тепловой энергии к потребителям:


3.1.
Без замены ветхих тепловых сетей

0,0%
3.1.1.
Фактические потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотери
Гкал/год
326,39
%
10,00%
3.1.2.
Выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
3311,49
3.1.4.
Доля заменяемых или сокращаемых тепловых сетей в общей протяженности сетей данной котельной
%
0,00%
3.1.5.
Снижение потерь тепловой энергии после реализации мероприятий
Гкал/год
0,00
3.1.6.
Объем выработки тепловой энергии после замены ветхих сетей, Qсниж.выраб.
Гкал/год
3311,49

3.1.6.
Потери тепловой энергии после реализации мероприятий
%
10,00%
3.2.
Снижение затрат = Ссниж.сети = Qсниж. выраб x уд.нор.газ x тариф газ
тыс. руб.
0,00
3.2.1.
Фактическая удельная норма потребления газа на выработку одной Гкал
м3/Гкал
129,78
3.2.2.
Среднегодовой тариф на газ
руб.
4,50
4.
Расчет снижения затрат на оплату электроэнергии:


4.1.
Расчет снижения потребления электрической энергии за счет замены насосов и установки устройств плавного пуска


4.1.1.
Режим работы котельной

год
4.1.2.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной, tmax до рекон.
час
1788
4.1.3.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной после реконструкции, tmax после рекон.
час
1169
4.1.4.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной до реконструкции, Рсущ.
кВт
36,05
4.1.5.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной после реконструкции, Руст.
кВт
25,60
4.1.6.
Расчет экономии электрической энергии, Рэкон.эл.энер. = Wсущ. - Руст. x tmax после рекон.
кВт. час
34547
4.1.7.
Экономия средств на оплату электрической энергии и мощности составит, Сэкон.эл.энер.
тыс. руб.
- 126,28
5.
Расчет снижения эксплуатационных расходов на котельной после реконструкции, Ссниж.расх., тыс. руб.


5.1.
Затраты на текущий и капитальный ремонты до реконструкции котельной:


5.1.1.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
80,50
5.1.2.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем. (10% от плановых расходов)
тыс. руб.
27,18
5.1.3.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
76,20
5.2.
После выполнения мероприятий по реконструкции затраты на текущий и капитальный ремонты снизятся на
%
80,0%
5.3.
Снижение расходов на текущий и капитальный ремонт составит, Ссниж.расх. = (Срасх.тек.рем. + Срасх.кап.рем. + Срасх.аморт.) % снижения
тыс. руб.
- 147,10
6.
Расчет экономии фонда оплаты труда и страхового взноса от ФОТ основных рабочих, тыс. руб.


6.1.
При реализации мероприятий по реконструкции котельной предусматривается оснащение ее оборудованием и системой автоматики, позволяющим перевести работу котельной в автоматический режим и снизить численность постоянного обслуживающего персонала


6.1.1.
Среднесписочная численность основных рабочих до реализации мероприятий
человек
4,0
6.1.2.
Среднесписочная численность основных рабочих после реализации мероприятий
человек
2,0
6.1.3.
Сокращение фонда оплаты основных рабочих составит
%
50,0%
6.2.
Расчет годовой экономии ФОТ:
тыс. руб.
- 245,70

Сэкон.ФОТ = СФОТ x % снижения, где



СФОТ год - годовой фонд оплаты труда основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
491,40

Сэкон.ФОТ год = СФОТ год*
50,0%
245,70
6.3.
Расчет годовой экономии страховых взносов от ФОТ:
тыс. руб.
- 73,45

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год x % снижения, где



Сстр.взн.год - годовой объем страховых взносов от ФОТ основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
146,90

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год*
50,0%
73,45
7.
Расчет экономии средств на эксплуатацию котельной за счет выполнения мероприятий:


7.1.
Сэкон. = Сэкон.газ + Ссниж.сети + Сэкон.эл.энер. + Ссниж.расх. + Сэкон.ФОТ + Сэконстр.взн.
тыс. руб.
- 614,23
8.
Расчет снижения тарифа на выработку тепловой энергии:


8.1.
Среднегодовой тариф на тепловую энергию до реконструкции:



Стар. = Срасх. / Qотп.год, где



Срасх. - расходы на эксплуатацию до реконструкции
тыс. руб.
5705,21

Qотп.год, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
2936,50

Стар. = Срасх. / Qотп.год,
руб./Гкал
1942,86
8.2.
Расчет тариф на котельной после реконструкции:



Стар.после = Срасх.после / Qотп.год, где



Срасх.после = (Срасх. - Сэкон.) - расходы на эксплуатацию после реконструкции
тыс. руб.
5090,98

Qгод, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
2936,50

Стар.после = Срасх. / Qгод
руб./Гкал
1733,69
8.3.
Снижение затрат включаемых в тариф составит, Стар.сниж. = (Стар. - Стар.после)
руб.
- 209,17
9
Расчет срока окупаемости мероприятий по реконструкции котельной и замене ветхих тепловых сетей:



Токуп. = (Срекон.всего) / Сэкон., где


9.1.
Срекон.всего - Расходы на реконструкцию котельной
тыс. руб.
6705,27
9.2.
Сэкон. - Экономия средств за счет внедрения мероприятий
тыс. руб.
614,23
9.3.
Результат производственной деятельности до внедрения мероприятий, прибыль
тыс. руб.
380,94
9.4.
Срок окупаемости мероприятий Токуп. = Срекон. / Сэкон.
месяцев
131,00

Благодарненский район:

Технико-экономическое обоснование реконструкции, модернизации объектов системы централизованного теплоснабжения
Адрес
г. Благодарный, ул. Первомайская, 10А
Код котельной
15-01
1.
Исходные данные для расчета экономической эффективности реконструкции котельной
1.1.
тип котлов и их количество:

4


1
Универсал-6


2
Универсал-6


3
Минск-1


4
Минск-1
1.2.
установленная мощность
Гкал/час
1,836
1.3.
присоединенная нагрузка, всего
Гкал/час
1,013

в том числе:


1.3.1.
присоединенная нагрузка, ГВС
Гкал/час
0,048
1.4.
коэффициент использования мощности котельной
%
55,2%
1.5.
выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
1676,60
1.6.
полезный отпуск тепловой энергии, Qотп.
Гкал/год
1243,20
1.7.
потери тепловой энергии на собственные нужды, Qпотер.С.Н.
Гкал/год
28,40
1.8.
потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотер.
Гкал/год
405,00
1.9.
расходы на эксплуатацию котельной, Срасх.
тыс. руб.
2749,31

в том числе:


1.9.1.
расход газа на вырабатываемый объем тепловой энергии, Bгаз
тыс. м3/год
264,74
1.9.2.
стоимость потребленного газа
тыс. руб.
1181,74
1.9.3.
годовой расход электрической энергии на котельной, Wсущ.
тыс. кВт. час
61,22
1.9.4.
стоимость потребленной электрической энергии и мощности
тыс. руб.
267,36
1.9.5.
среднесписочная численность основных рабочих
человек
2,60
1.9.6.
фонд оплаты труда, основных рабочих
тыс. руб.
336,38
1.9.7.
страховые взносы от ФОТ
тыс. руб.
100,79
1.9.8.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
10,10
1.9.9.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем.
тыс. руб.
14,20
1.9.10.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
0,63
1.9.11.
общехозяйственные расходы, Собщехоз.
тыс. руб.
785,30
1.10.
сумма затрат на реконструкцию котельной, всего, Срекон.всего
тыс. руб.
3025,36

в том числе:


1.10.1.
затраты на замену ветхих сетей, Светхие сети
тыс. руб.
-
1.10.2.
затраты на переключение не рентабельной котельной, Сперек.
тыс. руб.
-
1.10.3.
затраты на строительство блочной котельной, Сблоч.
тыс. руб.
-
1.10.4.
затраты на замену котлов, на реконструируемой котельной, Скотл.
тыс. руб.
1272,32
1.10.5.
затраты на замену приборов учета топливо - энергетических ресурсов и тепловой энергии, Сприб.
тыс. руб.
63,36
1.10.6.
затраты на замену насосного оборудования и шкафов управления ими, Снасос
тыс. руб.
154,22
1.10.7.
затраты на замену общекотельного оборудования, (ХВО, водоподогреватели и т.д.), Собщек.
тыс. руб.
269,62
1.10.8.
затраты на автоматизацию котельной, Савтом.
тыс. руб.
107,33
1.10.9.
затраты на неучтенные материалы и комплектующие
тыс. руб.
280,03
1.10.10.
затраты на ПИР, Спроект
тыс. руб.
75,55
1.10.11.
затраты на СМР, ССМР.
тыс. руб.
729,94
1.10.12.
затраты на ПНР, СПНР.
тыс. руб.
72,99
2.
Расчет снижения потребления газа и затрат на его оплату.


2.1.
Расчет снижения потребления газа за счет ХВО, рециркуляции и установки приборов учета газа:


2.1.1.
На котельной монтируется установка обработки подпиточной воды, которая препятствует отложению солей жесткости на поверхностях нагрева котлов и способствует растворению и удалению существующих отложений в котлах и тепловых сетях. Снижение количества отложений на поверхностях нагрева котлов приводит к снижению расхода природного газа на выработку тепловой энергии до 6%
%
2,00%
2.1.2.
Внедрение системы рециркуляции и автоматизация котельной позволит эксплуатировать оборудование в наиболее экономичном режиме, что приведет к экономии природного газа до 2,2%.
%
1,00%
2.1.3.
Монтаж узла учета природного газа с электронным корректором позволит производить учет использованного газа с большей точностью, экономия средств на оплату газа составит до 5%.
%
0,00%
2.1.4.
Для расчета принимаем общее снижение расхода газа равное
%
3,00%
2.1.5.
Bгаз - годовой объем газа потребленный котельной на выработку тепловой энергии
тыс. м3
264,74
2.1.6.
Годовая экономия природного газа за счет мероприятий раздела 2.1 (Bэкон2.1) составит - Bэкон2.1 = Bгод x %
тыс. м3
- 7,94
2.2.
Расчет снижения потребления газа за счет замены котлов, переключения нагрузки и установки блочных котельных:


2.2.1.
Реализуемые мероприятия на данной котельной:



строительство блочной котельной
тип
нет

переключение нерентабельной котельной-код котельной

нет

замена существующих котлов на стальные жаротрубные котлы

да

при этом КПД котлов изменится
с
78,4%


до
92,0%
2.2.2.
Снижение объема потребляемого газа составит:



Bсниж.газа КПД = Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nстар. - Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nнов., где



Qгод выраб. - объем выработки тепловой энергии
Гкал/год
1676,60

Qтепл.спос. - среднегодовая теплотворная способность топлива
ккал/м3
8079

nнов. - КПД котельного оборудования до реконструкции
%
78,4%

nстар. - КПД котельного оборудования после реконструкции
%
92,0%

Bсниж.газа КПД = Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nстар. - Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nнов.
тыс. м3
- 39,28
2.3.
Расчет снижения объема потребления газа после реализации мероприятий:


2.3.1.
Снижение расхода газа, Bсниж.газ = Bэкон2.1 + Bсниж.газ КПД
тыс. м3
- 47,22
2.4.
Расчет снижения оплаты за потребленный газ после реализации мероприятий:


2.4.1.
Среднегодовой тариф оплаты за газ, Сгаз
руб./м3
4,46
2.4.2.
Сумма снижение оплаты за газ составит, Сэкон.газ.
тыс. руб.
- 210,77
3.
Расчет снижение затрат на выработку тепловой энергии за счет уменьшения потерь после замены ветхих тепловых сетей или сокращения их протяженности за счет приближения источника тепловой энергии к потребителям:


3.1.
Без замены ветхих тепловых сетей

0,0%
3.1.1.
Фактические потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотери
Гкал/год
405,00
%
24,57%
3.1.2.
Выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
1676,60
3.1.4.
Доля заменяемых или сокращаемых тепловых сетей в общей протяженности сетей данной котельной
%
0,00%
3.1.5.
Снижение потерь тепловой энергии после реализации мероприятий
Гкал/год
- 0,00
3.1.6.
Объем выработки тепловой энергии после замены ветхих сетей, Qсниж.выраб.
Гкал/год
1676,60

3.1.6.
Потери тепловой энергии после реализации мероприятий
%
24,57%
3.2.
Снижение затрат = Ссниж.сети = Qсниж. выраб x уд.нор.газ x тариф газ
тыс. руб.
- 0,00
3.2.1.
Фактическая удельная норма потребления газа на выработку одной Гкал
м3/Гкал
157,90
3.2.2.
Среднегодовой тариф на газ
руб.
4,46
4.
Расчет снижения затрат на оплату электроэнергии:


4.1.
Расчет снижения потребления электрической энергии за счет замены насосов и установки устройств плавного пуска


4.1.1.
Режим работы котельной

сезон
4.1.2.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной, tmax до рекон.
час
1655
4.1.3.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной после реконструкции, tmax после рекон.
час
1413
4.1.4.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной до реконструкции, Рсущ.
кВт
37,00
4.1.5.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной после реконструкции, Руст.
кВт
22,34
4.1.6.
Расчет экономии электрической энергии, Рэкон.эл.энер. = Wсущ. - Руст. x tmax после рекон.
кВт. час
29668
4.1.7.
Экономия средств на оплату электрической энергии и мощности составит, Сэкон.эл.энер.
тыс. руб.
- 129,55
5.
Расчет снижения эксплуатационных расходов на котельной после реконструкции, Ссниж.расх., тыс. руб.


5.1.
Затраты на текущий и капитальный ремонты до реконструкции котельной:


5.1.1.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
10,10
5.1.2.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем. (10% от плановых расходов)
тыс. руб.
25,35
5.1.3.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
0,63
5.2.
После выполнения мероприятий по реконструкции затраты на текущий и капитальный ремонты снизятся на
%
80,0%
5.3.
Снижение расходов на текущий и капитальный ремонт составит, Ссниж.расх. = (Срасх.тек.рем. + Срасх.кап.рем. + Срасх.аморт.) % снижения
тыс. руб.
- 28,87
6.
Расчет экономии фонда оплаты труда и страхового взноса от ФОТ основных рабочих, тыс. руб.


6.1.
При реализации мероприятий по реконструкции котельной предусматривается оснащение ее оборудованием и системой автоматики, позволяющим перевести работу котельной в автоматический режим и снизить численность постоянного обслуживающего персонала.


6.1.1.
Среднесписочная численность основных рабочих до реализации мероприятий
человек
2,6
6.1.2.
Среднесписочная численность основных рабочих после реализации мероприятий
человек
2,0
6.1.3.
Сокращение фонда оплаты основных рабочих составит
%
23,1%
6.2.
Расчет годовой экономии ФОТ:
тыс. руб.
- 77,63

Сэкон.ФОТ = СФОТ x % снижения, где



СФОТ год - годовой фонд оплаты труда основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
336,38

Сэкон.ФОТ год = СФОТ год*
23,1%
77,63
6.3.
Расчет годовой экономии страховых взносов от ФОТ:
тыс. руб.
- 23,26

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год x % снижения, где



Сстр.взн.год - годовой объем страховых взносов от ФОТ основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
100,79

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год*
23,1%
23,26
7.
Расчет экономии средств на эксплуатацию котельной за счет выполнения мероприятий:


7.1.
Сэкон. = Сэкон.газ + Ссниж.сети + Сэкон.эл.энер. + Ссниж.расх. + Сэкон.ФОТ + Сэконстр.взн.
тыс. руб.
- 470,08
8.
Расчет снижения тарифа на выработку тепловой энергии:


8.1.
Среднегодовой тариф на тепловую энергию до реконструкции:



Стар. = Срасх. / Qотп.год, где



Срасх. - расходы на эксплуатацию до реконструкции
тыс. руб.
2749,31

Qотп.год, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
1243,20

Стар. = Срасх. / Qотп.год,
руб./Гкал
2211,48
8.2.
Расчет тариф на котельной после реконструкции:



Стар.после = Срасх.после / Qотп.год, где



Стар.после = Срасх.после / Qотп.год, где - расходы на эксплуатацию после реконструкции
тыс. руб.
2279,23

Qгод, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
1243,20

Стар.после = Срасх. / Qгод
руб./Гкал
1833,36
8.3.
Снижение затрат включаемых в тариф составит, Стар.сниж. = (Стар. - Стар.после)
руб.
- 378,12
9
Расчет срока окупаемости мероприятий по реконструкции котельной и замене ветхих тепловых сетей:



Токуп. = (Срекон.всего) / Сэкон., где


9.1.
Срекон.всего - Расходы на реконструкцию котельной
тыс. руб.
3025,36
9.2.
Сэкон. - Экономия средств за счет внедрения мероприятий
тыс. руб.
470,08
9.3.
Результат производственной деятельности до внедрения мероприятий, убыток
тыс. руб.
- 330,74
9.4.
Срок окупаемости мероприятий Токуп. = Срекон. / Сэкон.
месяцев
77,23

Технико-экономическое обоснование реконструкции, модернизации объектов системы централизованного теплоснабжения
Адрес
г. Благодарный, ул. Однокозова, 162А
Код котельной
15-05
1.
Исходные данные для расчета экономической эффективности реконструкции котельной
1.1.
тип котлов и их количество:

4


1
Универсал-6


2
Минск-1


3
КВС-1


4
КВС-1
1.2.
установленная мощность,
Гкал/час
2,249
1.3.
присоединенная нагрузка, всего
Гкал/час
1,427

в том числе:


1.3.1.
присоединенная нагрузка, ГВС
Гкал/час
0,173
1.4.
коэффициент использования мощности котельной
%
63,5%
1.5.
выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
3445,50
1.6.
полезный отпуск тепловой энергии, Qотп.
Гкал/год
2800,00
1.7.
потери тепловой энергии на собственные нужды, Qпотер.С.Н.
Гкал/год
56,10
1.8.
потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотер.
Гкал/год
589,40
1.9.
расходы на эксплуатацию котельной, Срасх.
тыс. руб.
6079,24

в том числе:


1.9.1.
расход газа на вырабатываемый объем тепловой энергии, Bгаз
тыс. м3/год
558,57
1.9.2.
стоимость потребленного газа
тыс. руб.
2498,05
1.9.3.
годовой расход электрической энергии на котельной, Wсущ.
тыс. Квт. час
130,79
1.9.4.
стоимость потребленной электрической энергии и мощности
тыс. руб.
520,28
1.9.5.
среднесписочная численность основных рабочих
человек
5,50
1.9.6.
фонд оплаты труда, основных рабочих
тыс. руб.
711,57
1.9.7.
страховые взносы от ФОТ
тыс. руб.
213,22
1.9.8.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
94,20
1.9.9.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем.
тыс. руб.
172,50
1.9.10.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
28,57
1.9.11.
общехозяйственные расходы, Собщехоз.
тыс. руб.
1768,70
1.10.
сумма затрат на реконструкцию котельной, всего, Срекон.всего
тыс. руб.
4977,60

в том числе:


1.10.1.
затраты на замену ветхих сетей, Светхие сети
тыс. руб.
-
1.10.2.
затраты на переключение не рентабельной котельной, Сперек.
тыс. руб.
-
1.10.3.
затраты на строительство блочной котельной, Сблоч.
тыс. руб.
-
1.10.4.
затраты на замену котлов, на реконструируемой котельной, Скотл.
тыс. руб.
2063,97
1.10.5.
затраты на замену приборов учета топливо - энергетических ресурсов и тепловой энергии, Сприб.
тыс. руб.
64,70
1.10.6.
затраты на замену насосного оборудования и шкафов управления ими, Снасос
тыс. руб.
329,89
1.10.7.
затраты на замену общекотельного оборудования, (ХВО, водоподогреватели и т.д.), Собщек.
тыс. руб.
505,62
1.10.8.
затраты на автоматизацию котельной, Савтом.
тыс. руб.
107,33
1.10.9.
затраты на неучтенные материалы и комплектующие
тыс. руб.
460,73
1.10.10.
затраты на ПИР, Спроект
тыс. руб.
124,30
1.10.11.
затраты на СМР, ССМР.
тыс. руб.
1200,96
1.10.12.
затраты на ПНР, СПНР.
тыс. руб.
120,10
2.
Расчет снижения потребления газа и затрат на его оплату


2.1.
Расчет снижения потребления газа за счет ХВО, рециркуляции и установки приборов учета газа:


2.1.1.
На котельной монтируется установка обработки подпиточной воды, которая препятствует отложению солей жесткости на поверхностях нагрева котлов и способствует растворению и удалению существующих отложений в котлах и тепловых сетях. Снижение количества отложений на поверхностях нагрева котлов приводит к снижению расхода природного газа на выработку тепловой энергии до 6%
%
2,00%
2.1.2.
Внедрение системы рециркуляции и автоматизация котельной позволит эксплуатировать оборудование в наиболее экономичном режиме, что приведет к экономии природного газа до 2,2%
%
1,00%
2.1.3.
Монтаж узла учета природного газа с электронным корректором позволит производить учет использованного газа с большей точностью, экономия средств на оплату газа составит до 5%
%
0,00%
2.1.4.
Для расчета принимаем общее снижение расхода газа равное
%
3,00%
2.1.5.
Bгаз - годовой объем газа потребленный котельной на выработку тепловой энергии
тыс. м3
558,57
2.1.6.
Годовая экономия природного газа за счет мероприятий раздела 2.1 (Bэкон2.1) составит - Bэкон2.1 = Bгод x %
тыс. м3
- 16,76
2.2.
Расчет снижения потребления газа за счет замены котлов, переключения нагрузки и установки блочных котельных:


2.2.1.
Реализуемые мероприятия на данной котельной:



строительство блочной котельной
тип
нет

переключение нерентабельной котельной-код котельной

нет

замена существующих котлов на стальные жаротрубные котлы

да

при этом КПД котлов изменится
с
76,3%


до
92,0%
2.2.2.
Снижение объема потребляемого газа составит:



Bсниж.газа КПД = Qгод выраб. x 106 / Qтепл.снос. / nстар. - Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nнов., где



Qгод выраб. - объем выработки тепловой энергии
Гкал/год
3445,50

Qтепл.спос. - среднегодовая теплотворная способность топлива
ккал/м3
8079

nнов. - КПД котельного оборудования до реконструкции
%
76,3%

nстар. - КПД котельного оборудования после реконструкции
%
92,0%

Bсниж.газа КПД = Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nстар. - Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nнов.
тыс. м3
- 95,23
2.3.
Расчет снижения объема потребления газа после реализации мероприятий:


2.3.1.
Снижение расхода газа, Bсниж.газ = Bэкон2.1 + Bсниж.газ КПД
тыс. м3
- 111,98
2.4.
Расчет снижения оплаты за потребленный газ после реализации мероприятий:


2.4.1.
Среднегодовой тариф оплаты за газ, Сгаз
руб./м3
4,47
2.4.2.
Сумма снижение оплаты за газ составит, Сэкон.газ.
тыс. руб.
- 500,82
3.
Расчет снижение затрат на выработку тепловой энергии за счет уменьшения потерь после замены ветхих тепловых сетей или сокращения их протяженности за счет приближения источника тепловой энергии к потребителям:


3.1.
Без замены ветхих тепловых сетей

0,0%
3.1.1.
Фактические потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотери
Гкал/год
589,40
%
17,39%
3.1.2.
Выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
3445,50
3.1.4.
Доля заменяемых или сокращаемых тепловых сетей в общей протяженности сетей данной котельной
%
0,00%
3.1.5.
Снижение потерь тепловой энергии после реализации мероприятий
Гкал/год
0,00
3.1.6.
Объем выработки тепловой энергии после замены ветхих сетей, Qсниж. выраб.
Гкал/год
3445,50

3.1.6.
Потери тепловой энергии после реализации мероприятий
%
17,39%
3.2.
Снижение затрат = Ссниж.сети = Qсниж. выраб x уд.нор.газ x тариф газ
тыс. руб.
0,00
3.2.1.
Фактическая удельная норма потребления газа на выработку одной Гкал
м3/Гкал
162,11
3.2.2.
Среднегодовой тариф на газ
руб.
4,47
4.
Расчет снижения затрат на оплату электроэнергии:


4.1.
Расчет снижения потребления электрической энергии за счет замены насосов и установки устройств плавного пуска


4.1.1.
Режим работы котельной

год
4.1.2.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной, tmax до рекон.
час
2414
4.1.3.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной после реконструкции, tmax после рекон.
час
3941
4.1.4.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной до реконструкции, Рсущ.
кВт
54,18
4.1.5.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной после реконструкции, Руст.
кВт
20,44
4.1.6.
Расчет экономии электрической энергии, Рэкон.эл.энер. = Wсущ. - Руст. x tmax после рекон.
кВт. час
50257
4.1.7.
Экономия средств на оплату электрической энергии и мощности составит, Сэкон.эл.энер.
тыс. руб.
- 199,92
5.
Расчет снижения эксплуатационных расходов на котельной после реконструкции, Ссниж.расх., тыс. руб.


5.1.
Затраты на текущий и капитальный ремонты до реконструкции котельной:


5.1.1.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
94,20
5.1.2.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем. (10% от плановых расходов)
тыс. руб.
23,18
5.1.3.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
28,57
5.2.
После выполнения мероприятий по реконструкции затраты на текущий и капитальный ремонты снизятся на
%
80,0%
5.3.
Снижение расходов на текущий и капитальный ремонт составит, Ссниж.расх. = (Срасх.тек.рем. + Срасх.кап.рем. + Срасх.аморт.) % снижения
тыс. руб.
- 116,76
6.
Расчет экономии фонда оплаты труда и страхового взноса от ФОТ основных рабочих, тыс. руб.


6.1.
При реализации мероприятий по реконструкции котельной предусматривается оснащение ее оборудованием и системой автоматики, позволяющим перевести работу котельной в автоматический режим и снизить численность постоянного обслуживающего персонала


6.1.1.
Среднесписочная численность основных рабочих до реализации мероприятий
человек
5,5
6.1.2.
Среднесписочная численность основных рабочих после реализации мероприятий
человек
2,0
6.1.3.
Сокращение фонда оплаты основных рабочих составит
%
63,6%
6.2.
Расчет годовой экономии ФОТ:
тыс. руб.
- 452,82

Сэкон.ФОТ = СФОТ x % снижения, где



СФОТ год - годовой фонд оплаты труда основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
711,57

Сэкон.ФОТ год = СФОТ год*
63,6%
452,82
6.3.
Расчет годовой экономии страховых взносов от ФОТ:
тыс. руб.
- 135,68

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год x % снижения, где



Сстр.взн.год - годовой объем страховых взносов от ФОТ основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
213,22

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год*
63,6%
135,68
7.
Расчет экономии средств на эксплуатацию котельной за счет выполнения мероприятий:


7.1.
Сэкон. = Сэкон.газ + Ссниж.сети + Сэкон.эл.энер. + Ссниж.расх. + Сэкон.ФОТ + Сэконстр.взн.
тыс. руб.
- 1406,01
8.
Расчет снижения тарифа на выработку тепловой энергии:


8.1.
Среднегодовой тариф на тепловую энергию до реконструкции:



Стар. = Срасх. / Qотп.год, где



Срасх. - расходы на эксплуатацию до реконструкции
тыс. руб.
6079,24

Qотп.год, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
2800,00

Стар. = Срасх. / Qотп.год,
руб./Гкал
2171,16
8.2.
Расчет тариф на котельной после реконструкции:



Стар.после = Срасх.после / Qотп.год, где



Срасх.после = (Срасх. - Сэкон.) - расходы на эксплуатацию после реконструкции
тыс. руб.
4673,23

Qгод, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
2800,00

Стар.после = Срасх. / Qгод
руб./Гкал
1669,01
8.3.
Снижение затрат включаемых в тариф составит, Стар.сниж. = (Стар. - Стар.после)
руб.
- 502,15
9
Расчет срока окупаемости мероприятий по реконструкции котельной и замене ветхих тепловых сетей:



Токуп. = (Срекон.всего) / Сэкон., где


9.1.
Срекон.всего - Расходы на реконструкцию котельной
тыс. руб.
4977,60
9.2.
Сэкон. - Экономия средств за счет внедрения мероприятий
тыс. руб.
1406,01
9.3.
Результат производственной деятельности до внедрения мероприятий, убыток
тыс. руб.
- 632,01
9.4.
Срок окупаемости мероприятий Токуп. = Срекон. / Сэкон.
месяцев
42,48

Технико-экономическое обоснование реконструкции, модернизации объектов системы централизованного теплоснабжения
Адрес
с. Алексеевское, ул. Советская, 142А
Код котельной
15-18
1.
Исходные данные для расчета экономической эффективности реконструкции котельной
1.1.
тип котлов и их количество:

3


1
Универсал-6


2
Универсал-6


3
Братск-1
1.2.
установленная мощность,
Гкал/час
1,660
1.3.
присоединенная нагрузка, всего
Гкал/час
0,303

в том числе:


1.3.1.
присоединенная нагрузка, ГВС
Гкал/час
-
1.4.
коэффициент использования мощности котельной
%
18,2%
1.5.
выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
576,80
1.6.
полезный отпуск тепловой энергии, Qотп.
Гкал/год
415,60
1.7.
потери тепловой энергии на собственные нужды, Qпотер.С.Н.
Гкал/год
9,90
1.8.
потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотер.
Гкал/год
151,30
1.9.
расходы на эксплуатацию котельной, Срасх.
тыс. руб.
180,74

в том числе:


1.9.1.
расход газа на вырабатываемый объем тепловой энергии, Bгаз
тыс. м3/год
88,10
1.9.2.
стоимость потребленного газа
тыс. руб.
392,05
1.9.3.
годовой расход электрической энергии на котельной, Wсущ.
тыс. кВт. час
8,12
1.9.4.
стоимость потребленной электрической энергии и мощности
тыс. руб.
42,00
1.9.5.
среднесписочная численность основных рабочих
человек
2,70
1.9.6.
фонд оплаты труда, основных рабочих
тыс. руб.
349,32
1.9.7.
страховые взносы от ФОТ
тыс. руб.
104,67
1.9.8.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
11,10
1.9.9.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем.
тыс. руб.
-
1.9.10.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
6,90
1.9.11.
общехозяйственные расходы, Собщехоз.
тыс. руб.
262,59
1.10.
сумма затрат на реконструкцию котельной, всего, Срекон.всего
тыс. руб.
1827,64

в том числе:


1.10.1.
затраты на замену ветхих сетей, Светхие сети
тыс. руб.
-
1.10.2.
затраты на переключение не рентабельной котельной, Сперек.
тыс. руб.
-
1.10.3.
затраты на строительство блочной котельной, Сблоч.
тыс. руб.
-
1.10.4.
затраты на замену котлов, на реконструируемой котельной, Скотл.
тыс. руб.
769,91
1.10.5.
затраты на замену приборов учета топливо-энергетических ресурсов и тепловой энергии, Сприб.
тыс. руб.
56,12
1.10.6.
затраты на замену насосного оборудования и шкафов управления ими, Снасос
тыс. руб.
90,18
1.10.7.
затраты на замену общекотельного оборудования, (ХВО, водоподогреватели и т.д.), Собщек.
тыс. руб.
104,24
1.10.8.
затраты на автоматизацию котельной, Савтом.
тыс. руб.
107,33
1.10.9.
затраты на неучтенные материалы и комплектующие
тыс. руб.
169,17
1.10.10.
затраты на ПИР, Спроект
тыс. руб.
45,64
1.10.11.
затраты на СМР, ССМР.
тыс. руб.
440,96
1.10.12.
затраты на ПНР, СПНР.
тыс. руб.
44,10
2.
Расчет снижения потребления газа и затрат на его оплату.


2.1.
Расчет снижения потребления газа за счет ХВО, рециркуляции и установки приборов учета газа:


"количества" часть текста отсутствует.
------------------------------------------------------------------
2.1.1.
На котельной монтируется установка обработки подпиточной воды, которая препятствует отложению солей жесткости на поверхностях нагрева котлов и способствует растворению и удалению существующих отложений в котлах и тепловых сетях. Снижение количества отложе
%
2,00%
2.1.2.
Внедрение системы рециркуляции и автоматизация котельной позволит эксплуатировать оборудование в наиболее экономичном режиме, что приведет к экономии природного газа до 2,2%
%
1,00%
2.1.3.
Монтаж узла учета природного газа с электронным корректором позволит производить учет использованного газа с большей точностью, экономия средств на оплату газа составит до 5%
%
0,00%
2.1.4.
Для расчета принимаем общее снижение расхода газа равное
%
3,00%
2.1.5.
Bгаз - годовой объем газа потребленный котельной на выработку тепловой энергии
тыс. м3
88,10
2.1.6.
Годовая экономия природного газа за счет мероприятий раздела 2.1 (Bэкон2.1) составит - Bэкон2.1 = Bгод x %
тыс. м3
- 2,64
2.2.
Расчет снижения потребления газа за счет замены котлов, переключения нагрузки и установки блочных котельных:


2.2.1.
Реализуемые мероприятия на данной котельной:



строительство блочной котельной
тип
нет

переключение нерентабельной котельной-код котельной

нет

замена существующих котлов на стальные жаротрубные котлы

да

при этом КПД котлов изменится
с
80,3%


до
92,0%
2.2.2.
Снижение объема потребляемого газа составит:



Bсниж.газа КПД = Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nстар. - Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nнов., где



Qгод выраб. - объем выработки тепловой энергии
Гкал/год
576,80

Qтепл.спос. - среднегодовая теплотворная способность топлива
ккал/м3
8148

nнов. - КПД котельного оборудования до реконструкции
%
80,3%

nстар. - КПД котельного оборудования после реконструкции
%
92,0%

Bсниж.газа КПД = Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nстар. - Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nнов.
тыс. м3
- 11,19
2.3.
Расчет снижения объема потребления газа после реализации мероприятий:


2.3.1.
Снижение расхода газа, Bсниж.газ = Bэкон2.1 + Bсниж.газ КПД
тыс. м3
- 13,84
2.4.
Расчет снижения оплаты за потребленный газ после реализации мероприятий:


2.4.1.
Среднегодовой тариф оплаты за газ, Сгаз
руб./м3
4,45
2.4.2.
Сумма снижение оплаты за газ составит, Сэкон.газ.
тыс. руб.
- 61,57
3.
Расчет снижение затрат на выработку тепловой энергии за счет уменьшения потерь после замены ветхих тепловых сетей или сокращения их протяженности за счет приближения источника тепловой энергии к потребителям:


3.1.
Без замены ветхих тепловых сетей

0,0%
3.1.1.
Фактические потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотери
Гкал/год
151,30
%
26,69%
3.1.2.
Выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
576,80
3.1.4.
Доля заменяемых или сокращаемых тепловых сетей в общей протяженности сетей данной котельной
%
0,00%
3.1.5.
Снижение потерь тепловой энергии после реализации мероприятий
Гкал/год
- 75,82
3.1.6.
Объем выработки тепловой энергии после замены ветхих сетей, Qсниж.выраб.
Гкал/год
500,98

3.1.6.
Потери тепловой энергии после реализации мероприятий
%
15,37%
3.2.
Снижение затрат = Ссниж.сети = Qсниж. выраб x уд.нор.газ x тариф газ
тыс. руб.
- 51,53
3.2.1.
Фактическая удельная норма потребления газа на выработку одной Гкал
м3/Гкал
152,74
3.2.2.
Среднегодовой тариф на газ
руб.
4,45
4.
Расчет снижения затрат на оплату электроэнергии:


4.1.
Расчет снижения потребления электрической энергии за счет замены насосов и установки устройств плавного пуска


4.1.1.
Режим работы котельной

сезон
4.1.2.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной, tmax до рекон.
час
1905
4.1.3.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной после реконструкции, tmax после рекон.
час
1407
4.1.4.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной до реконструкции, Рсущ.
кВт
4,26
4.1.5.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной после реконструкции, Руст.
кВт
1,84
4.1.6.
Расчет экономии электрической энергии, Рэкон.эл.энер. = Wсущ. - Руст. x tmax после рекон.
кВт. час
5536
4.1.7.
Экономия средств на оплату электрической энергии и мощности составит, Сэкон.эл.энер.
тыс. руб.
- 28,63
5.
Расчет снижения эксплуатационных расходов на котельной после реконструкции, Ссниж.расх., тыс. руб.


5.1.
Затраты на текущий и капитальный ремонты до реконструкции котельной:


5.1.1.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
11,10
5.1.2.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем. (10% от плановых расходов)
тыс. руб.
15,58
5.1.3.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
6,90
5.2.
После выполнения мероприятий по реконструкции затраты на текущий и капитальный ремонты снизятся на
%
80,0%
5.3.
Снижение расходов на текущий и капитальный ремонт составит, Ссниж.расх. = (Срасх.тек.рем. + Срасх.кап.рем. + Срасх.аморт.) % снижения
тыс. руб.
- 26,87
6.
Расчет экономии фонда оплаты труда и страхового взноса от ФОТ основных рабочих, тыс. руб.


6.1.
При реализации мероприятий по реконструкции котельной предусматривается оснащение ее оборудованием и системой автоматики, позволяющим перевести работу котельной в автоматический режим и снизить численность постоянного обслуживающего персонала


6.1.1.
Среднесписочная численность основных рабочих до реализации мероприятий
человек
2,7
6.1.2.
Среднесписочная численность основных рабочих после реализации мероприятий
человек
2,0
6.1.3.
Сокращение фонда оплаты основных рабочих составит
%
25,9%
6.2.
Расчет годовой экономии ФОТ:
тыс. руб.
- 90,56

Сэкон.ФОТ = СФОТ x % снижения, где



СФОТ год - годовой фонд оплаты труда основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
349,32

Сэкон.ФОТ год = СФОТ год*
25,9%
90,56
6.3.
Расчет годовой экономии страховых взносов от ФОТ:
тыс. руб.
- 27,14

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год x % снижения, где



Сстр.взн.год - годовой объем страховых взносов от ФОТ основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
104,67

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год*
25,9%
27,14
7
Расчет экономии средств на эксплуатацию котельной за счет выполнения мероприятий:


7.1.
Сэкон. = Сэкон.газ + Ссниж.сети + Сэкон.эл.энер. + Ссниж.расх. + Сэкон.ФОТ + Сэконстр.взн.
тыс. руб.
- 286,30
8.
Расчет снижения тарифа на выработку тепловой энергии:


8.1.
Среднегодовой тариф на тепловую энергию до реконструкции:



Стар. = Срасх. / Qотп.год, где



Срасх. - расходы на эксплуатацию до реконструкции
тыс. руб.
1180,74

Qотп.год, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
415,60

Стар. = Срасх. / Qотп.год,
руб./Гкал
2841,04
8.2.
Расчет тариф на котельной после реконструкции:



Стар.после = Срасх.после / Qотп.год, где



Срасх.после = (Срасх. - Сэкон.) - расходы на эксплуатацию после реконструкции
тыс. руб.
894,44

Qгод, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
415,60

Стар.после = Срасх. / Qгод
руб./Гкал
2152,16
8.3.
Снижение затрат включаемых в тариф составит, Стар.сниж. = (Стар. - Стар.после)
руб.
- 688,88
9.
Расчет срока окупаемости мероприятий по реконструкции котельной и замене ветхих тепловых сетей:



Токуп. = (Срекон.всего) / Сэкон., где


9.1.
Срекон.всего - Расходы на реконструкцию котельной
тыс. руб.
1827,64
9.2.
Сэкон. - Экономия средств за счет внедрения мероприятий
тыс. руб.
286,30
9.3.
Результат производственной деятельности до внедрения мероприятий, прибыль
тыс. руб.
- 372,21
9.4.
Срок окупаемости мероприятий Токуп. = Срекон. / Сэкон.
месяцев
76,60

Буденновский район:

Технико-экономическое обоснование реконструкции, модернизации объектов системы централизованного теплоснабжения
Адрес
п. Виноградный, ул. Юбилейная, 4А
Код котельной
16-32
1.
Исходные данные для расчета экономической эффективности реконструкции котельной
1.1.
тип котлов и их количество:

2


1
КСВ-1,86


2
ТВГ-0,75
1.2.
установленная мощность,
Гкал/час
2,350
1.3.
присоединенная нагрузка, всего
Гкал/час
0,509

в том числе:


1.3.1.
присоединенная нагрузка, ГВС
Гкал/час
-
1.4.
коэффициент использования мощности котельной
%
21,7%
1.5.
выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
952,00
1.6.
полезный отпуск тепловой энергии, Qотп.
Гкал/год
691,20
1.7.
потери тепловой энергии на собственные нужды, Qпотер.С.Н.
Гкал/год
22,50
1.8.
потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотер.
Гкал/год
238,30
1.9.
расходы на эксплуатацию котельной, Срасх.
тыс. руб.
2285,94

в том числе:


1.9.1.
расход газа на вырабатываемый объем тепловой энергии, Bгаз
тыс. м3/год
140,47
1.9.2.
стоимость потребленного газа
тыс. руб.
633,43
1.9.3.
годовой расход электрической энергии на котельной, Wсущ.
тыс. кВт. час
78,27
1.9.4.
стоимость потребленной электрической энергии и мощности
тыс. руб.
266,16
1.9.5.
среднесписочная численность основных рабочих
человек
2,60
1.9.6.
фонд оплаты труда, основных рабочих
тыс. руб.
323,50
1.9.7.
страховые взносы от ФОТ
тыс. руб.
97,96
1.9.8.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
193,00
1.9.9.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем.
тыс. руб.
1,10
1.9.10.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
82,20
1.9.11.
общехозяйственные расходы, Собщехоз.
тыс. руб.
632,17
1.10.
сумма затрат на реконструкцию котельной, всего, Срекон.всего
тыс. руб.
2439,55

в том числе:


1.10.1.
затраты на замену ветхих сетей, Светхие сети
тыс. руб.
-
1.10.2.
затраты на переключение не рентабельной котельной, Сперек.
тыс. руб.
-
1.10.3.
затраты на строительство блочной котельной, Сблоч.
тыс. руб.
-
1.10.4.
затраты на замену котлов, на реконструируемой котельной, Скотл.
тыс. руб.
935,02
1.10.5.
затраты на замену приборов учета топливо - энергетических ресурсов и тепловой энергии, Сприб.
тыс. руб.
59,68
1.10.6.
затраты на замену насосного оборудования и шкафов управления ими, Снасос
тыс. руб.
137,27
1.10.7.
затраты на замену общекотельного оборудования, (ХВО, водоподогреватели и т.д.), Собщек.
тыс. руб.
266,07
1.10.8.
затраты на автоматизацию котельной, Савтом.
тыс. руб.
107,33
1.10.9.
затраты на неучтенные материалы и комплектующие
тыс. руб.
225,81
1.10.10.
затраты на ПИР, Спроект
тыс. руб.
60,92
1.10.11.
затраты на СМР, ССМР.
тыс. руб.
588,60
1.10.12.
затраты на ПНР, СПНР.
тыс. руб.
58,86
2.
Расчет снижения потребления газа и затрат на его оплату


2.1.
Расчет снижения потребления газа за счет ХВО, рециркуляции и установки приборов учета газа:


2.1.1.
На котельной монтируется установка обработки подпиточной воды, которая препятствует отложению солей жесткости на поверхностях нагрева котлов и способствует растворению и удалению существующих отложений в котлах и тепловых сетях. Снижение количества отложений на поверхностях нагрева котлов приводит к снижению расхода природного газа на выработку тепловой энергии до 6%
%
2,00%
2.1.2.
Внедрение системы рециркуляции и автоматизация котельной позволит эксплуатировать оборудование в наиболее экономичном режиме, что приведет к экономии природного газа до 2,2%
%
1,00%
2.1.3.
Монтаж узла учета природного газа с электронным корректором позволит производить учет использованного газа с большей точностью, экономия средств на оплату газа составит до 5%
%
0,00%
2.1.4.
Для расчета принимаем общее снижение расхода газа равное
%
3,00%
2.1.5.
Bгаз - годовой объем газа потребленный котельной на выработку тепловой энергии
тыс. м3
140,47
2.1.6.
Годовая экономия природного газа за счет мероприятий раздела 2.1 (Bэкон2.1) составит - Bэкон2.1 = Bгод x %
тыс. м3
- 4,21
2.2.
Расчет снижения потребления газа за счет замены котлов, переключения нагрузки и установки блочных котельных:


2.2.1.
Реализуемые мероприятия на данной котельной:



строительство блочной котельной
тип
нет

переключение нерентабельной котельной-код котельной

нет

замена существующих котлов на стальные жаротрубные котлы

да

при этом КПД котлов изменится
с
82,5%


до
92,0%
2.2.2.
Снижение объема потребляемого газа составит:



Bсниж.газа КПД = Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nстар. - Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nнов., где



Qгод выраб. - объем выработки тепловой энергии
Гкал/год
952,00

Qтепл.спос. - среднегодовая теплотворная способность топлива
ккал/м3
8210

nнов. - КПД котельного оборудования до реконструкции
%
82,5%

nстар. - КПД котельного оборудования после реконструкции
%
92,0%

Bсниж.газа КПД = Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nстар. - Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nнов.
тыс. м3
- 14,49
2.3.
Расчет снижения объема потребления газа после реализации мероприятий:


2.3.1.
Снижение расхода газа, Bсниж.газ = Bэкон2.1 + Bсниж.газ КПД
тыс. м3
- 18,70
2.4.
Расчет снижения оплаты за потребленный газ после реализации мероприятий:


2.4.1.
Среднегодовой тариф оплаты за газ, Сгаз
руб./м3
4,51
2.4.2.
Сумма снижение оплаты за газ составит, Сэкон.газ.
тыс. руб.
- 84,34
3.
Расчет снижение затрат на выработку тепловой энергии за счет уменьшения потерь после замены ветхих тепловых сетей или сокращения их протяженности за счет приближения источника тепловой энергии к потребителям:


3.1.
Без замены ветхих тепловых сетей

0,0%
3.1.1.
Фактические потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотери
Гкал/год
238,30
%
25,64%
3.1.2.
Выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
952,00
3.1.4.
Доля заменяемых или сокращаемых тепловых сетей в общей протяженности сетей данной котельной
%
0,00%
3.1.5.
Снижение потерь тепловой энергии после реализации мероприятий
Гкал/год
0,00
3.1.6.
Объем выработки тепловой энергии после замены ветхих сетей, Qсниж.выраб.
Гкал/год
952,00

3.1.6.
Потери тепловой энергии после реализации мероприятий
%
25,64%
3.2.
Снижение затрат = Ссниж.сети = Qсниж. выраб x уд.нор.газ x тариф газ
тыс. руб.
0,00
3.2.1.
Фактическая удельная норма потребления газа на выработку одной Гкал
м3/Гкал
147,55
3.2.2.
Среднегодовой тариф на газ
руб.
4,51
4.
Расчет снижения затрат на оплату электроэнергии:


4.1.
Расчет снижения потребления электрической энергии за счет замены насосов и установки устройств плавного пуска


4.1.1.
Режим работы котельной

сезон
4.1.2.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной, tmax до рекон.
час
1870
4.1.3.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной после реконструкции, tmax после рекон.
час
1604
4.1.4.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной до реконструкции, Рсущ.
кВт
41,86
4.1.5.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной после реконструкции, Руст.
кВт
9,63
4.1.6.
Расчет экономии электрической энергии, Рэкон.эл.энер. = Wсущ. - Руст. x tmax после рекон.
кВт. час
62829
4.1.7.
Экономия средств на оплату электрической энергии и мощности составит, Сэкон.эл.энер.
тыс. руб.
- 213,65
5.
Расчет снижения эксплуатационных расходов на котельной после реконструкции, Ссниж.расх., тыс. руб.


5.1.
Затраты на текущий и капитальный ремонты до реконструкции котельной:


5.1.1.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
193,00
5.1.2.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем. (10% от плановых расходов)
тыс. руб.
19,72
5.1.3.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
82,20
5.2.
После выполнения мероприятий по реконструкции затраты на текущий и капитальный ремонты снизятся на
%
80,0%
5.3.
Снижение расходов на текущий и капитальный ремонт составит, Ссниж.расх. = (Срасх.тек.рем. + Срасх.кап.рем. + Срасх.аморт.) % снижения
тыс. руб.
- 235,94
6.
Расчет экономии фонда оплаты труда и страхового взноса от ФОТ основных рабочих, тыс. руб.


6.1.
При реализации мероприятий по реконструкции котельной предусматривается оснащение ее оборудованием и системой автоматики, позволяющим перевести работу котельной в автоматический режим и снизить численность постоянного обслуживающего персонала


6.1.1.
Среднесписочная численность основных рабочих до реализации мероприятий
человек
2,6
6.1.2.
Среднесписочная численность основных рабочих после реализации мероприятий
человек
2,0
6.1.3.
Сокращение фонда оплаты основных рабочих составит
%
23,1%
6.2.
Расчет годовой экономии ФОТ:
тыс. руб.
- 74,65

Сэкон.ФОТ = СФОТ x % снижения, где



СФОТ год - годовой фонд оплаты труда основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
323,50

Сэкон.ФОТ год = СФОТ год*
23,1%
74,65
6.3.
Расчет годовой экономии страховых взносов от ФОТ:
тыс. руб.
- 22,61

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год x % снижения, где



Сстр.взн.год - годовой объем страховых взносов от ФОТ основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
97,96

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год*
23,1%
22,61
7.
Расчет экономии средств на эксплуатацию котельной за счет выполнения мероприятий:


7.1.
Сэкон. = Сэкон.газ + Ссниж.сети + Сэкон.эл.энер. + Ссниж.расх. + Сэкон.ФОТ + Сэконстр.взн.
тыс. руб.
- 631,19
8.
Расчет снижения тарифа на выработку тепловой энергии:


8.1.
Среднегодовой тариф на тепловую энергию до реконструкции:



Стар. = Срасх. / Qотп.год, где



Срасх. - расходы на эксплуатацию до реконструкции
тыс. руб.
2285,94

Qотп.год, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
691,20

Стар. = Срасх. / Qотп.год,
руб./Гкал
3307,20
8.2.
Расчет тариф на котельной после реконструкции:



Стар.после = Срасх.после / Qотп.год, где



Срасх.после = (Срасх. - Сэкон.) - расходы на эксплуатацию после реконструкции
тыс. руб.
1654,75

Qгод, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
691,20

Стар.после = Срасх. / Qгод
руб./Гкал
2394,03
8.3.
Снижение затрат включаемых в тариф составит, Стар.сниж. = (Стар. - Стар.после)
руб.
- 913,17
9
Расчет срока окупаемости мероприятий по реконструкции котельной и замене ветхих тепловых сетей:



Токуп. = (Срекон.всего) / Сэкон., где


9.1.
Срекон.всего - Расходы на реконструкцию котельной
тыс. руб.
2439,55
9.2.
Сэкон. - Экономия средств за счет внедрения мероприятий
тыс. руб.
631,19
9.3.
Результат производственной деятельности до внедрения мероприятий, прибыль
тыс. руб.
- 943,49
9.4.
Срок окупаемости мероприятий Токуп. = Срекон. / Сэкон.
месяцев
46,38

Технико-экономическое обоснование реконструкции, модернизации объектов системы централизованного теплоснабжения
Адрес
с. Красный Октябрь, ул. Победы, 7
Код котельной
16-36
1.
Исходные данные для расчета экономической эффективности реконструкции котельной.
1.1.
тип котлов и их количество:

3


1
ТВГ-0,75


2
ТВГ-0,75


3
ТВГ-0,75
1.2.
установленная мощность,
Гкал/час
2,250
1.3.
присоединенная нагрузка, всего
Гкал/час
1,089

в том числе:


1.3.1.
присоединенная нагрузка, ГВС
Гкал/час
-
1.4.
коэффициент использования мощности котельной
%
48,4%
1.5.
выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
2385,70
1.6.
полезный отпуск тепловой энергии, Qотп.
Гкал/год
1509,70
1.7.
потери тепловой энергии на собственные нужды, Qпотер.С.Н.
Гкал/год
71,20
1.8.
потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотер.
Гкал/год
804,80
1.9.
расходы на эксплуатацию котельной, Срасх.
тыс. руб.
3931,29

в том числе:


1.9.1.
расход газа на вырабатываемый объем тепловой энергии, Bгаз
тыс. м3/год
352,97
1.9.2.
стоимость потребленного газа
тыс. руб.
1591,89
1.9.3.
годовой расход электрической энергии на котельной, Wсущ.
тыс. кВт. час
77,23
1.9.4.
стоимость потребленной электрической энергии и мощности
тыс. руб.
312,87
1.9.5.
среднесписочная численность основных рабочих
человек
2,60
1.9.6.
фонд оплаты труда, основных рабочих
тыс. руб.
321,80
1.9.7.
страховые взносы от ФОТ
тыс. руб.
97,44
1.9.8.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
52,90
1.9.9.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем.
тыс. руб.
12,80
1.9.10.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
48,20
1.9.11.
общехозяйственные расходы, Собщехоз.
тыс. руб.
1380,76
1.10.
сумма затрат на реконструкцию котельной, всего, Срекон.всего
тыс. руб.
3169,46

в том числе:


1.10.1.
затраты на замену ветхих сетей, Светхие сети
тыс. руб.
-
1.10.2.
затраты на переключение не рентабельной котельной, Сперек.
тыс. руб.
-
1.10.3.
затраты на строительство блочной котельной, Сблоч.
тыс. руб.
-
1.10.4.
затраты на замену котлов, на реконструируемой котельной, Скотл.
тыс. руб.
1272,32
1.10.5.
затраты на замену приборов учета топливо-энергетических ресурсов и тепловой энергии, Сприб.
тыс. руб.
66,39
1.10.6.
затраты на замену насосного оборудования и шкафов управления ими, Снасос
тыс. руб.
240,11
1.10.7.
затраты на замену общекотельного оборудования, (ХВО, водоподогреватели и Т.Д.), Собщек.
тыс. руб.
269,62
1.10.8.
затраты на автоматизацию котельной, Савтом.
тыс. руб.
107,33
1.10.9.
затраты на неучтенные материалы и комплектующие
тыс. руб.
293,37
1.10.10.
затраты на ПИР, Спроект
тыс. руб.
79,15
1.10.11.
затраты на СМР, ССМР.
тыс. руб.
764,71
1.10.12.
затраты на ПНР, СПНР.
тыс. руб.
76,47
2.
Расчет снижения потребления газа и затрат на его оплату


2.1.
Расчет снижения потребления газа за счет ХВО, рециркуляции и установки приборов учета газа:


2.1.1.
На котельной монтируется установка обработки подпиточной воды, которая препятствует отложению солей жесткости на поверхностях нагрева котлов и способствует растворению и удалению существующих отложений в котлах и тепловых сетях. Снижение количества отложений на поверхностях нагрева котлов приводит к снижению расхода природного газа на выработку тепловой энергии до 6%
%
2,00%
2.1.2.
Внедрение системы рециркуляции и автоматизация котельной позволит эксплуатировать оборудование в наиболее экономичном режиме, что приведет к экономии природного газа до 2,2%
%
1,00%
2.1.3.
Монтаж узла учета природного газа с электронным корректором позволит производить учет использованного газа с большей точностью, экономия средств на оплату газа составит до 5%
%
0,00%
2.1.4.
Для расчета принимаем общее снижение расхода газа равное
%
3,00%
2.1.5.
Bгаз - годовой объем газа потребленный котельной на выработку тепловой энергии
тыс. м3
352,97
2.1.6.
Годовая экономия природного газа за счет мероприятий раздела 2.1 (Bэкон2.1) составит - Bэкон2.1 = Bгод x %
тыс. м3
- 10,59
2.2.
Расчет снижения потребления газа за счет замены котлов, переключения нагрузки и установки блочных котельных:


2.2.1.
Реализуемые мероприятия на данной котельной:



строительство блочной котельной
тип
нет

переключение нерентабельной котельной-код котельной

нет

замена существующих котлов на стальные жаротрубные котлы

да

при этом КПД котлов изменится
с
82,3%


до
92,0%
2.2.2.
Снижение объема потребляемого газа составит:



Bсниж.газа КПД = Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nстар. - Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nнов., где



Qгод выраб. - объем выработки тепловой энергии
Гкал/год
2385,70

Qтепл.спос. - среднегодовая теплотворная способность топлива
ккал/м3
8210

nнов. - КПД котельного оборудования до реконструкции
%
82,3%

nстар. - КПД котельного оборудования после реконструкции
%
92,0%

Bсниж.газа КПД = Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nстар. - Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nнов.
тыс. м3
- 37,26
2.3.
Расчет снижения объема потребления газа после реализации мероприятий:


2.3.1.
Снижение расхода газа, Bсниж.газ = Bэкон2.1 + Bсниж.газ КПД
тыс. м3
- 47,85
2.4.
Расчет снижения оплаты за потребленный газ после реализации мероприятий:


2.4.1.
Среднегодовой тариф оплаты за газ, Сгаз
руб./м3
4,51
2.4.2.
Сумма снижение оплаты за газ составит, Сэкон.газ.
тыс. руб.
- 215,81
3.
Расчет снижение затрат на выработку тепловой энергии за счет уменьшения потерь после замены ветхих тепловых сетей или сокращения их протяженности за счет приближения источника тепловой энергии к потребителям:


3.1.
Без замены ветхих тепловых сетей

0,0%
3.1.1.
Фактические потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотери
Гкал/год
804,80
%
34,77%
3.1.2.
Выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
2385,70
3.1.4.
Доля заменяемых или сокращаемых тепловых сетей в общей протяженности сетей данной котельной
%
0,00%
3.1.5.
Снижение потерь тепловой энергии после реализации мероприятий
Гкал/год
0,00
3.1.6.
Объем выработки тепловой энергии после замены ветхих сетей, Qсниж.выраб.
Гкал/год
2385,70

3.1.6.
Потери тепловой энергии после реализации мероприятий
%
34,77%
3.2.
Снижение затрат = Ссниж.сети = Qсниж. выраб x уд.нор.газ x тариф газ
тыс. руб.
0,00
3.2.1.
Фактическая удельная норма потребления газа на выработку одной Гкал
м3/Гкал
147,95
3.2.2.
Среднегодовой тариф на газ
руб.
4,51
4.
Расчет снижения затрат на оплату электроэнергии:


4.1.
Расчет снижения потребления электрической энергии за счет замены насосов и установки устройств плавного пуска


4.1.1.
Режим работы котельной

сезон
4.1.2.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной, tmax до рекон.
час
2190
4.1.3.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной после реконструкции, tmax после рекон.
час
2010
4.1.4.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной до реконструкции, Рсущ.
кВт
35,27
4.1.5.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной после реконструкции, Руст.
кВт
16,63
4.1.6.
Расчет экономии электрической энергии, Рэкон.эл.энер. = Wсущ. - Руст. x tmax после рекон.
кВт. час
43808
4.1.7.
Экономия средств на оплату электрической энергии и мощности составит, Сэкон.эл.энер.
тыс. руб.
- 177,48
5.
Расчет снижения эксплуатационных расходов на котельной после реконструкции, Ссниж.расх., тыс. руб.


5.1.
Затраты на текущий и капитальный ремонты до реконструкции котельной:


5.1.1.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
52,90
5.1.2.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем. (10% от плановых расходов)
тыс. руб.
19,02
5.1.3.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
48,20
5.2.
После выполнения мероприятий по реконструкции затраты на текущий и капитальный ремонты снизятся на
%
80,0%
5.3.
Снижение расходов на текущий и капитальный ремонт составит, Ссниж.расх. = (Срасх.тек.рем. + Срасх.кап.рем. + Срасх.аморт.) % снижения
тыс. руб.
- 96,09
6.
Расчет экономии фонда оплаты труда и страхового взноса от ФОТ основных рабочих, тыс. руб.


6.1.
При реализации мероприятий по реконструкции котельной предусматривается оснащение ее оборудованием и системой автоматики, позволяющим перевести работу котельной в автоматический режим и снизить численность постоянного обслуживающего персонала


6.1.1.
Среднесписочная численность основных рабочих до реализации мероприятий
человек
2,6
6.1.2.
Среднесписочная численность основных рабочих после реализации мероприятий
человек
2,0
6.1.3.
Сокращение фонда оплаты основных рабочих составит
%
23,1%
6.2.
Расчет годовой экономии ФОТ:
тыс. руб.
- 74,26

Сэкон.ФОТ = СФОТ x % снижения, где



СФОТ год - годовой фонд оплаты труда основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
321,80

Сэкон.ФОТ год = СФОТ год*
23,1%
74,26
6.3.
Расчет годовой экономии страховых взносов от ФОТ:
тыс. руб.
- 22,49

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год x % снижения, где



Сстр.взн.год - годовой объем страховых взносов от ФОТ основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
97,44

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год*
23,1%
22,49
7.
Расчет экономии средств на эксплуатацию котельной за счет выполнения мероприятий:


7.1.
Сэкон. = Сэкон.газ + Ссниж.сети + Сэкон.эл.энер. + Ссниж.расх. + Сэкон.ФОТ + Сэконстр.взн.
тыс. руб.
- 586,13
8.
Расчет снижения тарифа на выработку тепловой энергии:


8.1.
Среднегодовой тариф на тепловую энергию до реконструкции:



Стар. = Срасх. / Qотп.год, где



Срасх. - расходы на эксплуатацию до реконструкции
тыс. руб.
3931,29

Qотп.год, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
1509,70

Стар. = Срасх. / Qотп.год,
руб./Гкал
2604,02
8.2.
Расчет тариф на котельной после реконструкции:



Стар.после = Срасх.после / Qотп.год, где



Срасх.после = (Срасх. - Сэкон.) - расходы на эксплуатацию после реконструкции
тыс. руб.
3345,16

Qгод, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
1509,70

Стар.после = Срасх. / Qгод
руб./Гкал
2215,78
8.3.
Снижение затрат включаемых в тариф составит, Стар.сниж. = (Стар. - Стар.после)
руб.
- 388,24
9.
Расчет срока окупаемости мероприятий по реконструкции котельной и замене ветхих тепловых сетей:



Токуп. = (Срекон.всего) / Сэкон., где


9.1.
Срекон.всего - Расходы на реконструкцию котельной
тыс. руб.
3169,46
9.2.
Сэкон. - Экономия средств за счет внедрения мероприятий
тыс. руб.
586,13
9.3.
Результат производственной деятельности до внедрения мероприятий, прибыль
тыс. руб.
- 999,15
9.4.
Срок окупаемости мероприятий Токуп. = Срекон. / Сэкон.
месяцев
64,89

г. Буденновск:

Технико-экономическое обоснование реконструкции, модернизации объектов системы централизованного теплоснабжения
Адрес
г. Буденновск, микрорайон 6, 21
Код котельной
16-03
1.
Исходные данные для расчета экономической эффективности реконструкции котельной
1.1.
тип котлов и их количество:

3


1
КСВ-2,9


2
КВГ-9,3


3
КВГ-9,3
1.2.
установленная мощность,
Гкал/час
18,500
1.3.
присоединенная нагрузка, всего
Гкал/час
15,333

в том числе:


1.3.1.
присоединенная нагрузка, ГВС
Гкал/час
4,430
1.4.
коэффициент использования мощности котельной
%
82,9%
1.5.
выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
31540,90
1.6.
полезный отпуск тепловой энергии, Qотп.
Гкал/год
25624,70
1.7.
потери тепловой энергии на собственные нужды, Qпотер.С.Н.
Гкал/год
381,80
1.8.
потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотер.
Гкал/год
5534,40
1.9.
расходы на эксплуатацию котельной, Срасх.
тыс. руб.
41878,21

в том числе:


1.9.1.
расход газа на вырабатываемый объем тепловой энергии, Bгаз
тыс. м3/год
4734,05
1.9.2.
стоимость потребленного газа
тыс. руб.
21069,79
1.9.3.
годовой расход электрической энергии на котельной, Wсущ.
тыс. Квт. час
854,12
1.9.4.
стоимость потребленной электрической энергии и мощности
тыс. руб.
2306,00
1.9.5.
среднесписочная численность основных рабочих
человек
11,00
1.9.6.
фонд оплаты труда, основных рабочих
тыс. руб.
900,03
1.9.7.
страховые взносы от ФОТ
тыс. руб.
579,95
1.9.8.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
244,70
1.9.9.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем.
тыс. руб.
118,40
1.9.10.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
507,30
1.9.11.
общехозяйственные расходы, Собщехоз.
тыс. руб.
13059,68
1.10.
сумма затрат на реконструкцию котельной, всего, Срекон.всего
тыс. руб.
22354,28

в том числе:


1.10.1.
затраты на замену ветхих сетей, Светхие сети
тыс. руб.
-
1.10.2.
затраты на переключение не рентабельной котельной, Сперек.
тыс. руб.
-
1.10.3.
затраты на строительство блочной котельной, Сблоч.
тыс. руб.
-
1.10.4.
затраты на замену котлов, на реконструируемой котельной, Скотл.
тыс. руб.
12100,46
1.10.5.
затраты на замену приборов учета топливо - энергетических ресурсов и тепловой энергии, Сприб.
тыс. руб.
105,69
1.10.6.
затраты на замену насосного оборудования и шкафов управления ими, Снасос
тыс. руб.
2469,96
1.10.7.
затраты на замену общекотельного оборудования, (ХВО, водоподогреватели и Т.Д.), Собщек.
тыс. руб.
197,86
1.10.8.
затраты на автоматизацию котельной, Савтом.
тыс. руб.
107,33
1.10.9.
затраты на неучтенные материалы и комплектующие
тыс. руб.
881,92
1.10.10.
затраты на ПИР, Спроект
тыс. руб.
558,23
1.10.11.
затраты на СМР, ССМР.
тыс. руб.
5393,49
1.10.12.
затраты на ПНР, СПНР.
тыс. руб.
539,35
2.
Расчет снижения потребления газа и затрат на его оплату


2.1.
Расчет снижения потребления газа за счет ХВО, рециркуляции и установки приборов учета газа:


2.1.1.
На котельной монтируется установка обработки подпиточной воды, которая препятствует отложению солей жесткости на поверхностях нагрева котлов и способствует растворению и удалению существующих отложений в котлах и тепловых сетях. Снижение количества отложений на поверхностях нагрева котлов приводит к снижению расхода природного газа на выработку тепловой энергии до 6%
%
0,00%
2.1.2.
Внедрение системы рециркуляции и автоматизация котельной позволит эксплуатировать оборудование в наиболее экономичном режиме, что приведет к экономии природного газа до 2,2%
%
1,00%
2.1.3.
Монтаж узла учета природного газа с электронным корректором позволит производить учет использованного газа с большей точностью, экономия средств на оплату газа составит до 5%
%
0,00%
2.1.4.
Для расчета принимаем общее снижение расхода газа равное
%
1,00%
2.1.5.
Bгаз - годовой объем газа потребленный котельной на выработку тепловой энергии
тыс. м3
4734,05
2.1.6.
Годовая экономия природного газа за счет мероприятий раздела 2.1 (Bэкон2.1) составит - Bэкон2.1 = Bгод x %
тыс. м3
- 47,34
2.2.
Расчет снижения потребления газа за счет замены котлов, переключения нагрузки и установки блочных котельных:


2.2.1.
Реализуемые мероприятия на данной котельной:



строительство блочной котельной
тип
нет

переключение нерентабельной котельной-код котельной

нет

замена существующих котлов на стальные жаротрубные котлы

да

при этом КПД котлов изменится
с
81,1%


до
92,0%
2.2.2.
Снижение объема потребляемого газа составит:



Bсниж.газа КПД = Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nстар. - Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nнов., где



Qгод выраб. - объем выработки тепловой энергии
Гкал/год
31540,90

Qтепл.спос. - среднегодовая теплотворная способность топлива
ккал/м3
8210

nнов. - КПД котельного оборудования до реконструкции
%
81,1%

nстар. - КПД котельного оборудования после реконструкции
%
92,0%

Bсниж.газа КПД = Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nстар. - Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nнов.
тыс. м3
- 560,11
2.3.
Расчет снижения объема потребления газа после реализации мероприятий:


2.3.1.
Снижение расхода газа, Bсниж.газ = Bэкон2.1 + Bсниж.газ КПД
тыс. м3
- 607,45
2.4.
Расчет снижения оплаты за потребленный газ после реализации мероприятий:


2.4.1.
Среднегодовой тариф оплаты за газ, Сгаз
руб./м3
4,45
2.4.2.
Сумма снижение оплаты за газ составит, Сэкон.газ.
тыс. руб.
- 2703,56
3.
Расчет снижение затрат на выработку тепловой энергии за счет уменьшения потерь после замены ветхих тепловых сетей или сокращения их протяженности за счет приближения источника тепловой энергии к потребителям:


3.1.
Без замены ветхих тепловых сетей

0,0%
3.1.1.
Фактические потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотери
Гкал/год
5534,40
%
17,76%
3.1.2.
Выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
31540,90
3.1.4.
Доля заменяемых или сокращаемых тепловых сетей в общей протяженности сетей данной котельной
%
0,00%
3.1.5.
Снижение потерь тепловой энергии после реализации мероприятий
Гкал/год
- 2228,42
3.1.6.
Объем выработки тепловой энергии после замены ветхих сетей, Qсниж.выраб.
Гкал/год
29312,48

3.1.6.
Потери тепловой энергии после реализации мероприятий
%
11,43%
3.2.
Снижение затрат = Ссниж.сети = Qсниж. выраб x уд.нор.газ x тариф газ
тыс. руб.
- 1488,61
3.2.1.
Фактическая удельная норма потребления газа на выработку одной Гкал
м3/Гкал
150,09
3.2.2.
Среднегодовой тариф на газ
руб.
4,45
4.
Расчет снижения затрат на оплату электроэнергии:


4.1.
Расчет снижения потребления электрической энергии за счет замены насосов и установки устройств плавного пуска


4.1.1.
Режим работы котельной

год
4.1.2.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной, tmax до рекон.
час
2057
4.1.3.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной после реконструкции, tmax после рекон.
час
1852
4.1.4.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной до реконструкции, Рсущ.
кВт
415,20
4.1.5.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной после реконструкции, Руст.
кВт
296,61
4.1.6.
Расчет экономии электрической энергии, Рэкон.эл.энер. = Wсущ. - Руст. x tmax после рекон.
кВт. час
304667
4.1.7.
Экономия средств на оплату электрической энергии и мощности составит, Сэкон.эл.энер.
тыс. руб.
- 822,56
5.
Расчет снижения эксплуатационных расходов на котельной после реконструкции, Ссниж.расх., тыс. руб.


5.1.
Затраты на текущий и капитальный ремонты до реконструкции котельной:


5.1.1.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
244,70
5.1.2.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем. (10% от плановых расходов)
тыс. руб.
85,75
5.1.3.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
507,30
5.2.
После выполнения мероприятий по реконструкции затраты на текущий и капитальный ремонты снизятся на
%
80,0%
5.3.
Снижение расходов на текущий и капитальный ремонт составит, Ссниж.расх. = (Срасх.тек.рем. + Срасх.кап.рем. + Срасх.аморт.) % снижения
тыс. руб.
- 670,20
6.
Расчет экономии фонда оплаты труда и страхового взноса от ФОТ основных рабочих, тыс. руб.


6.1.
При реализации мероприятий по реконструкции котельной предусматривается оснащение ее оборудованием и системой автоматики, позволяющим перевести работу котельной в автоматический режим и снизить численность постоянного обслуживающего персонала


6.1.1.
Среднесписочная численность основных рабочих до реализации мероприятий
человек
11,0
6.1.2.
Среднесписочная численность основных рабочих после реализации мероприятий
человек
11,0
6.1.3.
Сокращение фонда оплаты основных рабочих составит
%
0,0%
6.2.
Расчет годовой экономии ФОТ:
тыс. руб.
0,00

Сэкон.ФОТ = СФОТ x % снижения, где



СФОТ год - годовой фонд оплаты труда основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
1900,03

Сэкон.ФОТ год = СФОТ год*
0,0%
-
6.3.
Расчет годовой экономии страховых взносов от ФОТ:
тыс. руб.
0,00

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год x % снижения, где



Сстр.взн.год - годовой объем страховых взносов от ФОТ основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
579,95

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год*
0,0%
-
7.
Расчет экономии средств на эксплуатацию котельной за счет выполнения мероприятий:


7.1.
Сэкон. = Сэкон.газ + Ссниж.сети + Сэкон.эл.энер. + Ссниж.расх. + Сэкон.ФОТ + Сэконстр.взн.
тыс. руб.
- 5684,93
8.
Расчет снижения тарифа на выработку тепловой энергии:


8.1.
Среднегодовой тариф на тепловую энергию до реконструкции:



Стар. = Срасх. / Qотп.год, где



Срасх. - расходы на эксплуатацию до реконструкции
тыс. руб.
41878,21

Qотп.год, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
25624,70

Стар. = Срасх. / Qотп.год,
руб./Гкал
1634,29
8.2.
Расчет тариф на котельной после реконструкции:



Стар.после = Срасх.после / Qотп.год, где



Срасх.после = (Срасх. - Сэкон.) - расходы на эксплуатацию после реконструкции
тыс. руб.
36193,28

Qгод, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
25624,70

Стар.после = Срасх. / Qгод
руб./Гкал
412,44
8.3.
Снижение затрат включаемых в тариф составит, Стар.сниж. = (Стар. - Стар.после)
руб.
- 221,85
9
Расчет срока окупаемости мероприятий по реконструкции котельной и замене ветхих тепловых сетей:



Токуп. = (Срекон.всего) / Сэкон., где


9.1.
Срекон.всего - Расходы на реконструкцию котельной
тыс. руб.
22354,28
9.2.
Сэкон. - Экономия средств за счет внедрения мероприятий
тыс. руб.
5684,93
9.3.
Результат производственной деятельности до внедрения мероприятий, прибыль
тыс. руб.
9388,06
9.4.
Срок окупаемости мероприятий Токуп. = Срекон. / Сэкон.
месяцев
47,19

Технико-экономическое обоснование реконструкции, модернизации объектов системы централизованного теплоснабжения
Адрес
г. Буденновск, ул. Борцов Революции, 168Д
Код котельной
16-04
1.
Исходные данные для расчета экономической эффективности реконструкции котельной
1.1.
тип котлов и их количество:

5


1
КСВ-1,86


2
КСВ-1,86


3
КСВ-1,86


4
ТВГ-0,75


5
Радон-0,1
1.2.
установленная мощность
Гкал/час
5,636
1.3.
присоединенная нагрузка, всего
Гкал/час
2,274

в том числе:


1.3.1.
присоединенная нагрузка, ГВС
Гкал/час
0,025
1.4.
коэффициент использования мощности котельной
%
40,4%
1.5.
выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
4529,20
1.6.
полезный отпуск тепловой энергии, Qотп.
Гкал/год
3815,30
1.7.
потери тепловой энергии на собственные нужды, Qпотер.С.Н.
Гкал/год
32,50
1.8.
потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотер.
Гкал/год
681,40
1.9.
расходы на эксплуатацию котельной, Срасх.
тыс. руб.
6631,95

в том числе:


1.9.1.
расход газа на вырабатываемый объем тепловой энергии, Bгаз
тыс. м3/год
645,74
1.9.2.
стоимость потребленного газа
тыс. руб.
2896,03
1.9.3.
годовой расход электрической энергии на котельной, Wсущ.
тыс. Квт. час
122,21
1.9.4.
стоимость потребленной электрической энергии и мощности
тыс. руб.
411,67
1.9.5.
среднесписочная численность основных рабочих
человек
5,00
1.9.6.
фонд оплаты труда, основных рабочих
тыс. руб.
771,30
1.9.7.
страховые взносы от ФОТ
тыс. руб.
235,42
1.9.8.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
20,20
1.9.9.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем.
тыс. руб.
113,20
1.9.10.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
127,40
1.9.11.
общехозяйственные расходы, Собщехоз.
тыс. руб.
1944,47
1.10.
сумма затрат на реконструкцию котельной, всего, Срекон.всего
тыс. руб.
5404,51

в том числе:


1.10.1.
затраты на замену ветхих сетей, Светхие сети
тыс. руб.
-
1.10.2.
затраты на переключение не рентабельной котельной, Сперек.
тыс. руб.
-
1.10.3.
затраты на строительство блочной котельной, Сблоч.
тыс. руб.
-
1.10.4.
затраты на замену котлов, на реконструируемой котельной, Скотл.
тыс. руб.
2211,72
1.10.5.
затраты на замену приборов учета топливо-энергетических ресурсов и тепловой энергии, Сприб.
тыс. руб.
73,94
1.10.6.
затраты на замену насосного оборудования и шкафов управления ими, Снасос
тыс. руб.
428,15
1.10.7.
затраты на замену общекотельного оборудования, (ХВО, водоподогреватели и Т.Д.), Собщек.
тыс. руб.
513,81
1.10.8.
затраты на автоматизацию котельной, Савтом.
тыс. руб.
107,33
1.10.9.
затраты на неучтенные материалы и комплектующие
тыс. руб.
500,24
1.10.10.
затраты на ПИР, Спроект
тыс. руб.
134,96
1.10.11.
затраты на СМР, ССМР.
тыс. руб.
1303,96
1.10.12.
затраты на ПНР, СПНР.
тыс. руб.
130,40
2.
Расчет снижения потребления газа и затрат на его оплату


2.1.
Расчет снижения потребления газа за счет ХВО, рециркуляции и установки приборов учета газа:


2.1.1.
На котельной монтируется установка обработки подпиточной воды, которая препятствует отложению солей жесткости на поверхностях нагрева котлов и способствует растворению и удалению существующих отложений в котлах и тепловых сетях. Снижение количества отложений на поверхностях нагрева котлов приводит к снижению расхода природного газа на выработку тепловой энергии до 6%
%
2,00%
2.1.2.
Внедрение системы рециркуляции и автоматизация котельной позволит эксплуатировать оборудование в наиболее экономичном режиме, что приведет к экономии природного газа до 2,2%
%
1,00%
2.1.3.
Монтаж узла учета природного газа с электронным корректором позволит производить учет использованного газа с большей точностью, экономия средств на оплату газа составит до 5%
%
0,00%
2.1.4.
Для расчета принимаем общее снижение расхода газа равное
%
3,00%
2.1.5.
Bгаз - годовой объем газа потребленный котельной на выработку тепловой энергии
тыс. м3
645,74
2.1.6.
Годовая экономия природного газа за счет мероприятий раздела 2.1 (Bэкон2.1) составит - Bэкон2.1 = Bгод x %
тыс. м3
- 19,37
2.2.
Расчет снижения потребления газа за счет замены котлов, переключения нагрузки и установки блочных котельных:


2.2.1.
Реализуемые мероприятия на данной котельной



строительство блочной котельной
тип
нет

переключение нерентабельной котельной-код котельной

нет

замена существующих котлов на стальные жаротрубные котлы

да

при этом КПД котлов изменится
с
85,4%


до
92,0%
2.2.2.
Снижение объема потребляемого газа составит:



Bсниж.газа КПД = Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nстар. - Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nнов., где



Qгод выраб. - объем выработки тепловой энергии
Гкал/год
4529,20

Qтепл.спос. - среднегодовая теплотворная способность топлива
ккал/м3
8210

nнов. - КПД котельного оборудования до реконструкции
%
85,4%

nстар. - КПД котельного оборудования после реконструкции
%
92,0%

Bсниж.газа КПД = Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nстар. - Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nнов.
тыс. м3
- 46,36
2.3.
Расчет снижения объема потребления газа после реализации мероприятий:


2.3.1.
Снижение расхода газа, Bсниж.газ = Bэкон2.1 + Bсниж.газ КПД
тыс. м3
- 65,73
2.4.
Расчет снижения оплаты за потребленный газ после реализации мероприятий:


2.4.1.
Среднегодовой тариф оплаты за газ, Сгаз
руб./м3
4,48
2.4.2.
Сумма снижение оплаты за газ составит, Сэкон.газ.
тыс. руб.
- 294,81
3.
Расчет снижение затрат на выработку тепловой энергии за счет уменьшения потерь после замены ветхих тепловых сетей или сокращения их протяженности за счет приближения источника тепловой энергии к потребителям:


3.1.
Без замены ветхих тепловых сетей

0,0%
3.1.1.
Фактические потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотери
Гкал/год
681,40
%
15,15%
3.1.2.
Выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
4529,20
3.1.4.
Доля заменяемых или сокращаемых тепловых сетей в общей протяженности сетей данной котельной
%
0,00%
3.1.5.
Снижение потерь тепловой энергии после реализации мероприятий
Гкал/год
- 0,00
3.1.6.
Объем выработки тепловой энергии после замены ветхих сетей, Qсниж.выраб.
Гкал/год
4529,20

3.1.6.
Потери тепловой энергии после реализации мероприятий
%
15,15%
3.2.
Снижение затрат = Ссниж.сети = Qсниж. выраб x уд.нор.газ x тариф газ
тыс. руб.
- 0,00
3.2.1.
Фактическая удельная норма потребления газа на выработку одной Гкал
м3/Гкал
142,57
3.2.2.
Среднегодовой тариф на газ
руб.
4,48
4.
Расчет снижения затрат на оплату электроэнергии:


4.1.
Расчет снижения потребления электрической энергии за счет замены насосов и установки устройств плавного пуска


4.1.1.
Режим работы котельной

год
4.1.2.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной, tmax до рекон.
час
1991
4.1.3.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной после реконструкции, tmax после рекон.
час
3583
4.1.4.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной до реконструкции, Рсущ.
кВт
61,37
4.1.5.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной после реконструкции, Руст.
кВт
30,85
4.1.6.
Расчет экономии электрической энергии, Рэкон.эл.энер. = Wсущ. - Руст. x tmax после рекон.
кВт. час
11664
4.1.7.
Экономия средств на оплату электрической энергии и мощности составит, Сэкон.эл.энер.
тыс. руб.
- 39,29
5.
Расчет снижения эксплуатационных расходов на котельной после реконструкции, Ссниж.расх., тыс. руб.


5.1.
Затраты на текущий и капитальный ремонты до реконструкции котельной:


5.1.1.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
20,20
5.1.2.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем. (10% от плановых расходов)
тыс. руб.
50,66
5.1.3.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
127,40
5.2.
После выполнения мероприятий по реконструкции затраты на текущий и капитальный ремонты снизятся на
%
80,0%
5.3.
Снижение расходов на текущий и капитальный ремонт составит, Ссниж.расх. = (Срасх.тек.рем. + Срасх.кап.рем. + Срасх.аморт.) % снижения
тыс. руб.
- 158,61
6.
Расчет экономии фонда оплаты труда и страхового взноса от ФОТ основных рабочих, тыс. руб.


6.1.
При реализации мероприятий по реконструкции котельной предусматривается оснащение ее оборудованием и системой автоматики, позволяющим перевести работу котельной в автоматический режим и снизить численность постоянного обслуживающего персонала


6.1.1.
Среднесписочная численность основных рабочих до реализации мероприятий
человек
5,0
6.1.2.
Среднесписочная численность основных рабочих после реализации мероприятий
человек
2,0
6.1.3.
Сокращение фонда оплаты основных рабочих составит
%
60,0%
6.2.
Расчет годовой экономии ФОТ:
тыс. руб.
- 462,78

Сэкон.ФОТ = СФОТ x % снижения, где



СФОТ год - годовой фонд оплаты труда основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
771,30

Сэкон.ФОТ год = СФОТ год*
60,0%
462,78
6.3.
Расчет годовой экономии страховых взносов от ФОТ:
тыс. руб.
- 141,25

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год x % снижения, где



Сстр.взн.год - годовой объем страховых взносов от ФОТ основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
235,42

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год*
60,0%
141,25
7.
Расчет экономии средств на эксплуатацию котельной за счет выполнения мероприятий:


7.1.
Сэкон. = Сэкон.газ + Ссниж.сети + Сэкон.эл.энер. + Ссниж.расх. + Сэкон.ФОТ + Сэконстр.взн.
тыс. руб.
- 1096,74
8.
Расчет снижения тарифа на выработку тепловой энергии:


8.1.
Среднегодовой тариф на тепловую энергию до реконструкции:



Стар. = Срасх. / Qотп.год, где



Срасх. - расходы на эксплуатацию до реконструкции
тыс. руб.
6631,95

Qотп.год, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
3815,30

Стар. = Срасх. / Qотп.год,
руб./Гкал
1738,25
8.2.
Расчет тариф на котельной после реконструкции:



Стар.после = Срасх.после / Qотп.год, где



Срасх.после = (Срасх. - Сэкон.) - расходы на эксплуатацию после реконструкции
тыс. руб.
5535,21

Qгод, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
3815,30

Стар.после = Срасх. / Qгод
руб./Гкал
1450,79
8.3.
Снижение затрат включаемых в тариф составит, Стар.сниж. = (Стар. - Стар.после)
руб.
- 287,46
9
Расчет срока окупаемости мероприятий по реконструкции котельной и замене ветхих тепловых сетей:



Токуп. = (Срекон.всего) / Сэкон., где


9.1.
Срекон.всего - Расходы на реконструкцию котельной
тыс. руб.
5404,51
9.2.
Сэкон. - Экономия средств за счет внедрения мероприятий
тыс. руб.
1096,74
9.3.
Результат производственной деятельности до внедрения мероприятий, прибыль
тыс. руб.
799,95
9.4.
Срок окупаемости мероприятий Токуп. = Срекон. / Сэкон.
месяцев
59,13

Георгиевский район:

Технико-экономическое обоснование реконструкции, модернизации объектов системы централизованного теплоснабжения
Адрес
п. Новоульяновский, ул. Кооперативная, 1А
Код котельной
17-08
1.
Исходные данные для расчета экономической эффективности реконструкции котельной
1.1.
тип котлов и их количество:

2


1
ТВГ-0,35


2
ТВГ-0,35


3
-


4
-


5
-


6
-


7
-


8
-
1.2.
установленная мощность,
Гкал/час
0,700
1.3.
присоединенная нагрузка, всего
Гкал/час
0,505

в том числе:


1.3.1.
присоединенная нагрузка, ГВС
Гкал/час
-
1.4.
коэффициент использования мощности котельной
%
72,1%
1.5.
выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
1065,50
1.6.
полезный отпуск тепловой энергии, Qотп.
Гкал/год
927,30
1.7.
потери тепловой энергии на собственные нужды, Qпотер.С.Н.
Гкал/год
12,30
1.8.
потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотер.
Гкал/год
125,90
1.9.
расходы на эксплуатацию котельной, Срасх.
тыс. руб.
1887,37

в том числе:


1.9.1.
расход газа на вырабатываемый объем тепловой энергии, Bгаз
тыс. м3/год
157,15
1.9.2.
стоимость потребленного газа
тыс. руб.
705,00
1.9.3.
годовой расход электрической энергии на котельной, Wсущ.
тыс. Квт. час
20,56
1.9.4.
стоимость потребленной электрической энергии и мощности
тыс. руб.
86,02
1.9.5.
среднесписочная численность основных рабочих
человек
2,06
1.9.6.
фонд оплаты труда, основных рабочих
тыс. руб.
279,97
1.9.7.
страховые взносы от ФОТ
тыс. руб.
84,24
1.9.8.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
2,34
1.9.9.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем.
тыс. руб.
3,60
1.9.10.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
6,80
1.9.11.
общехозяйственные расходы, Собщехоз.
тыс. руб.
693,08
1.10.
сумма затрат на реконструкцию котельной, всего, Срекон.всего
тыс. руб.
2138,14

в том числе:


1.10.1.
затраты на замену ветхих сетей, Светхие сети
тыс. руб.
-
1.10.2.
затраты на переключение не рентабельной котельной, Сперек.
тыс. руб.
-
1.10.3.
затраты на строительство блочной котельной, Сблоч.
тыс. руб.
-
1.10.4.
затраты на замену котлов, на реконструируемой котельной, Скотл.
тыс. руб.
935,02
1.10.5.
затраты на замену приборов учета топливо - энергетических ресурсов и тепловой энергии, Сприб.
тыс. руб.
59,68
1.10.6.
затраты на замену насосного оборудования и шкафов управления ими, Снасос
тыс. руб.
111,28
1.10.7.
затраты на замену общекотельного оборудования, (ХВО, водоподогреватели и Т.Д.), Собщек.
тыс. руб.
106,07
1.10.8.
затраты на автоматизацию котельной, Савтом.
тыс. руб.
107,33
1.10.9.
затраты на неучтенные материалы и комплектующие
тыс. руб.
197,91
1.10.10.
затраты на ПИР, Спроект
тыс. руб.
53,39
1.10.11.
затраты на СМР, ССМР.
тыс. руб.
515,88
1.10.12.
затраты на ПНР, СПНР.
тыс. руб.
51,59
2.
Расчет снижения потребления газа и затрат на его оплату


2.1.
Расчет снижения потребления газа за счет ХВО, рециркуляции и установки приборов учета газа:


2.1.1.
На котельной монтируется установка обработки подпиточной воды, которая препятствует отложению солей жесткости на поверхностях нагрева котлов и способствует растворению и удалению существующих отложений в котлах и тепловых сетях. Снижение количества отложений на поверхностях нагрева котлов приводит к снижению расхода природного газа на выработку тепловой энергии до 6%
%
2,00%
2.1.2.
Внедрение системы рециркуляции и автоматизация котельной позволит эксплуатировать оборудование в наиболее экономичном режиме, что приведет к экономии природного газа до 2,2%
%
1,00%
2.1.3.
Монтаж узла учета природного газа с электронным корректором позволит производить учет использованного газа с большей точностью, экономия средств на оплату газа составит до 5%
%
0,00%
2.1.4.
Для расчета принимаем общее снижение расхода газа равное
%
3,00%
2.1.5.
Bгаз - годовой объем газа потребленный котельной на выработку тепловой энергии
тыс. м3
157,15
2.1.6.
Годовая экономия природного газа за счет мероприятий раздела 2.1 (Bэкон2.1) составит - Bэкон2.1 = Bгод x %
тыс. м3
- 4,71
2.2.
Расчет снижения потребления газа за счет замены котлов, переключения нагрузки и установки блочных котельных:


2.2.1.
Реализуемые мероприятия на данной котельной:



строительство блочной котельной
тип
нет

переключение нерентабельной когельной-код котельной

нет

замена существующих котлов на стальные жаротрубные котлы

да

при этом КПД котлов изменится
с
83,2%


до
92,0%
2.2.2.
Снижение объема потребляемого газа составит:



Bсниж.газа КПД = Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nстар. - Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nнов., где



Qгод выраб. - объем выработки тепловой энергии
Гкал/год
1065,50

Qтепл.спос. - среднегодовая теплотворная способность топлива
ккал/м3
8148

nнов. - КПД котельного оборудования до реконструкции
%
83,2%

nстар. - КПД котельного оборудования после реконструкции
%
92,0%

Bсниж.газа КПД = Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nстар. - Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nнов.
тыс. м3
- 15,08
2.3.
Расчет снижения объема потребления газа после реализации мероприятий:


2.3.1.
Снижение расхода газа, Bсниж.газ = Bэкон2.1 + Bсниж.газ КПД
тыс. м3
- 19,79
2.4.
Расчет снижения оплаты за потребленный газ после реализации мероприятий:


2.4.1.
Среднегодовой тариф оплаты за газ, Сгаз
руб./м3
4,49
2.4.2.
Сумма снижение оплаты за газ составит, Сэкон.газ.
тыс. руб.
- 88,78
3.
Расчет снижение затрат на выработку тепловой энергии за счет уменьшения потерь после замены ветхих тепловых сетей или сокращения их протяженности за счет приближения источника тепловой энергии к потребителям:


3.1.
Без замены ветхих тепловых сетей

0,0%
3.1.1.
Фактические потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотери
Гкал/год
125,90
%
11,95%
3.1.2.
Выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
1065,50
3.1.4.
Доля заменяемых или сокращаемых тепловых сетей в общей протяженности сетей данной котельной
%
0,00%
3.1.5.
Снижение потерь тепловой энергии после реализации мероприятий
Гкал/год
0,00
3.1.6.
Объем выработки тепловой энергии после замены ветхих сетей, Qсниж.выраб.
Гкал/год
1065,50

3.1.6.
Потери тепловой энергии после реализации мероприятий
%
11,95%
3.2.
Снижение затрат = Ссниж.сети = Qсниж. выраб x уд.нор.газ x тариф газ
тыс. руб.
0,00
3.2.1.
Фактическая удельная норма потребления газа на выработку одной Гкал
м3/Гкал
147,49
3.2.2.
Среднегодовой тариф на газ
руб.
4,49
4.
Расчет снижения затрат на оплату электроэнергии:


4.1.
Расчет снижения потребления электрической энергии за счет замены насосов и установки устройств плавного пуска


4.1.1.
Режим работы котельной

сезон
4.1.2.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной, tmax до рекон.
час
2112
4.1.3.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной после реконструкции, tmax после рекон.
час
1796
4.1.4.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной до реконструкции, Рсущ.
кВт
9,74
4.1.5.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной после реконструкции, Руст.
кВт
4,21
4.1.6.
Расчет экономии электрической энергии, Рэкон.эл.энер. = Wсущ. - Руст. x tmax после рекон.
кВт. час
12996
4.1.7.
Экономия средств на оплату электрической энергии и мощности составит, Сэкон.эл.энер.
тыс. руб.
- 54,38
5.
Расчет снижения эксплуатационных расходов на котельной после реконструкции, Ссниж.расх., тыс. руб.


5.1.
Затраты на текущий и капитальный ремонты до реконструкции котельной:


5.1.1.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
2,34
5.1.2.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем. (10% от плановых расходов)
тыс. руб.
8,33
5.1.3.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
6,80
5.2.
После выполнения мероприятий по реконструкции затраты на текущий и капитальный ремонты снизятся на
%
80,0%
5.3.
Снижение расходов на текущий и капитальный ремонт составит, Ссниж.расх. = (Срасх.тек.рем. + Срасх.кап.рем. + Срасх.аморт.) % снижения
тыс. руб.
- 13,98
6.
Расчет экономии фонда оплаты труда и страхового взноса от ФОТ основных рабочих, тыс. руб.


6.1.
При реализации мероприятий по реконструкции котельной предусматривается оснащение ее оборудованием и системой автоматики, позволяющим перевести работу котельной в автоматический режим и снизить численность постоянного обслуживающего персонала


6.1.1.
Среднесписочная численность основных рабочих до реализации мероприятий
человек
2,1
6.1.2.
Среднесписочная численность основных рабочих после реализации мероприятий
человек
2,0
6.1.3.
Сокращение фонда оплаты основных рабочих составит
%
3,1%
6.2.
Расчет годовой экономии ФОТ:
тыс. руб.
- 8,75

Сэкон.ФОТ = СФОТ x % снижения, где



СФОТ год - годовой фонд оплаты труда основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
279,97

Сэкон.ФОТ год = СФОТ год*
3,1%
8,75
6.3.
Расчет годовой экономии страховых взносов от ФОТ:
тыс. руб.
- 2,63

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год x % снижения, где



Сстр.взн.год - годовой объем страховых взносов от ФОТ основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
84,24

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год*
3,1%
2,63
7.
Расчет экономии средств на эксплуатацию котельной за счет выполнения мероприятий:


7.1.
Сэкон. = Сэкон.газ + Ссниж.сети + Сэкон.эл.энер. + Ссниж.расх. + Сэкон.ФОТ + Сэконстр.взн.
тыс. руб.
- 168,51
8.
Расчет снижения тарифа на выработку тепловой энергии:


8.1.
Среднегодовой тариф на тепловую энергию до реконструкции:



Стар. = Срасх. / Qотп.год, где



Срасх. - расходы на эксплуатацию до реконструкции
тыс. руб.
1887,37

Qотп.год, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
927,30

Стар. = Срасх. / Qотп.год,
руб./Гкал
2035,34
8.2.
Расчет тариф на котельной после реконструкции:



Стар.после = Срасх.после / Qотп.год, где



Срасх.после = (Срасх. - Сэкон.) - расходы на эксплуатацию после реконструкции
тыс. руб.
1718,85

Qгод, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
927,30

Стар.после = Срасх. / Qгод
руб./Гкал
1853,61
8.3.
Снижение затрат включаемых в тариф составит, Стар.сниж. = (Стар. - Стар.после)
руб.
- 181,72
9
Расчет срока окупаемости мероприятий по реконструкции котельной и замене ветхих тепловых сетей:



Токуп. = (Срекон.всего) / Сэкон., где


9.1.
Срекон.всего - Расходы на реконструкцию котельной
тыс. руб.
2138,14
9.2.
Сэкон. - Экономия средств за счет внедрения мероприятий
тыс. руб.
168,51
9.3.
Результат производственной деятельности до внедрения мероприятий, убыток
тыс. руб.
- 83,88
9.4.
Срок окупаемости мероприятий Токуп. = Срекон. / Сэкон.
месяцев
152,26

Технико-экономическое обоснование реконструкции, модернизации объектов системы централизованного теплоснабжения
Адрес
с. Новозаведенное, ул. Кооперативная, 3Б
Код котельной
17-11
1.
Исходные данные для расчета экономической эффективности реконструкции котельной
1.1.
тип котлов и их количество:

2


1
КВ-1


2
КВ-1
1.2.
установленная мощность,
Гкал/час
2,000
1.3.
присоединенная нагрузка, всего
Гкал/час
0,533

в том числе:


1.3.1.
присоединенная нагрузка, ГВС
Гкал/час
-
1.4.
коэффициент использования мощности котельной
%
26,6%
1.5.
выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
182,50
1.6.
полезный отпуск тепловой энергии, Qотп.
Гкал/год
991,70
1.7.
потери тепловой энергии на собственные нужды, Qпотер.С.Н.
Гкал/год
11,90
1.8.
потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотер.
Гкал/год
178,90
1.9.
расходы на эксплуатацию котельной, Срасх.
тыс. руб.
2005,74

в том числе:


1.9.1.
расход газа на вырабатываемый объем тепловой энергии, Bгаз
тыс. м3/год
172,22
1.9.2.
стоимость потребленного газа
тыс. руб.
752,00
1.9.3.
годовой расход электрической энергии на котельной, Wсущ.
тыс. кВт. час
20,59
1.9.4.
стоимость потребленной электрической энергии и мощности
тыс. руб.
72,64
1.9.5.
среднесписочная численность основных рабочих
человек
2,03
1.9.6.
фонд оплаты труда, основных рабочих
тыс. руб.
275,10
1.9.7.
страховые взносы от ФОТ
тыс. руб.
82,78
1.9.8.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
10,22
1.9.9.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем.
тыс. руб.
15,70
1.9.10.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
29,70
1.9.11.
общехозяйственные расходы, Собщехоз.
тыс. руб.
741,21
1.10.
сумма затрат на реконструкцию котельной, всего, Срекон.всего
тыс. руб.
2183,49

в том числе:


1.10.1.
затраты на замену ветхих сетей, Светхие сети
тыс. руб.
-
1.10.2.
затраты на переключение не рентабельной котельной, Сперек.
тыс. руб.
-
1.10.3.
затраты на строительство блочной котельной, Сблоч.
тыс. руб.
-
1.10.4.
затраты на замену котлов, на реконструируемой котельной, Скотл.
тыс. руб.
935,02
1.10.5.
затраты на замену приборов учета топливо - энергетических ресурсов и тепловой энергии, Сприб.
тыс. руб.
61,68
1.10.6.
затраты на замену насосного оборудования и шкафов управления ими, Снасос
тыс. руб.
137,27
1.10.7.
затраты на замену общекотельного оборудования, (ХВО, водоподогреватели и Т.Д.), Собщек.
тыс. руб.
106,07
1.10.8.
затраты на автоматизацию котельной, Савтом.
тыс. руб.
107,33
1.10.9.
затраты на неучтенные материалы и комплектующие
тыс. руб.
202,10
1.10.10.
затраты на ПИР, Спроект
тыс. руб.
54,53
1.10.11.
затраты на СМР, ССМР.
тыс. руб.
526,82
1.10.12.
затраты на ПНР, СПНР.
тыс. руб.
52,68
2.
Расчет снижения потребления газа и затрат на его оплату


2.1.
Расчет снижения потребления газа за счет ХВО, рециркуляции и установки приборов учета газа:


"количества" часть текста отсутствует.
------------------------------------------------------------------
2.1.1.
На котельной монтируется установка обработки подпиточной воды, которая препятствует отложению солей жесткости на поверхностях нагрева котлов и способствует растворению и удалению существующих отложений в котлах и тепловых сетях. Снижение количества отложе
%
2,00%
2.1.2.
Внедрение системы рециркуляции и автоматизация котельной позволит эксплуатировать оборудование в наиболее экономичном режиме, что приведет к экономии природного газа до 2,2%
%
1,00%
2.1.3.
Монтаж узла учета природного газа с электронным корректором позволит производить учет использованного газа с большей точностью, экономия средств на оплату газа составит до 5%
%
0,00%
2.1.4.
Для расчета принимаем общее снижение расхода газа равное
%
3,00%
2.1.5.
Bгаз - годовой объем газа потребленный котельной на выработку тепловой энергии
тыс. м3
172,22
2.1.6.
Годовая экономия природного газа за счет мероприятий раздела 2.1(Bэкон2.1) составит - Bэкон2.1 = Bгод x %
тыс. м3
- 5,17
2.2.
Расчет снижения потребления газа за счет замены котлов, переключения нагрузки и установки блочных котельных:


2.2.1.
Реализуемые мероприятия на данной котельной:



строительство блочной котельной
тип
нет

переключение нерентабельной котельной-код котельной

нет

замена существующих котлов на стальные жаротрубные котлы

да

при этом КПД котлов изменится
с
83,8%


до
92,0%
2.2.2.
Снижение объема потребляемого газа составит:



Bсниж.газа КПД = Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nстар. - Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nнов., где



Qгод выраб. - объем выработки тепловой энергии
Гкал/год
182,50

Qтепл.спос. - среднегодовая теплотворная способность топлива
ккал/м3
8192

nнов. - КПД котельного оборудования до реконструкции
%
83,8%

nстар. - КПД котельного оборудования после реконструкции
%
92,0%

Bсниж.газа КПД = Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nстар. - Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nнов.
тыс. м3
- 15,39
2.3.
Расчет снижения объема потребления газа после реализации мероприятий:


2.3.1.
Снижение расхода газа, Bсниж.газ = Bэкон2.1 + Bсниж.газ КПД
тыс. м3
- 20,55
2.4.
Расчет снижения оплаты за потребленный газ после реализации мероприятий:


2.4.1.
Среднегодовой тариф оплаты за газ, Сгаз
руб./м3
4,37
2.4.2.
Сумма снижение оплаты за газ составит, Сэкон.газ.
тыс. руб.
- 89,75
3.
Расчет снижение затрат на выработку тепловой энергии за счет уменьшения потерь после замены ветхих тепловых сетей или сокращения их протяженности за счет приближения источника тепловой энергии к потребителям:


3.1.
Без замены ветхих тепловых сетей

0,0%
3.1.1.
Фактические потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотери
Гкал/год
178,90
%
15,28%
3.1.2.
Выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
182,50
3.1.4.
Доля заменяемых или сокращаемых тепловых сетей в общей протяженности сетей данной котельной
%
0,00%
3.1.5.
Снижение потерь тепловой энергии после реализации мероприятий
Гкал/год
- 0,00
3.1.6.
Объем выработки тепловой энергии после замены ветхих сетей, Qсниж.выраб.
Гкал/год
182,50

3.1.6.
Потери тепловой энергии после реализации мероприятий
%
15,28%
3.2.
Снижение затрат = Ссниж.сети = Qсниж. выраб x уд.нор.газ x тариф газ
тыс. руб.
- 0,00
3.2.1.
Фактическая удельная норма потребления газа на выработку одной Гкал
м3/Гкал
145,64
3.2.2.
Среднегодовой тариф на газ
руб.
4,37
4.
Расчет снижения затрат на оплату электроэнергии:


4.1.
Расчет снижения потребления электрической энергии за счет замены насосов и установки устройств плавного пуска


4.1.1.
Режим работы котельной

сезон
4.1.2.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной, tmax до рекон.
час
2219
4.1.3.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной после реконструкции, tmax после рекон.
час
1993
4.1.4.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной до реконструкции, Рсущ.
кВт
9,28
4.1.5.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной после реконструкции, Руст.
кВт
7,13
4.1.6.
Расчет экономии электрической энергии, Рэкон.эл.энер. = Wсущ. - Руст. x tmax после рекон.
кВт. час
6391
4.1.7.
Экономия средств на оплату электрической энергии и мощности составит, Сэкон.эл.энер.
тыс. руб.
- 22,55
5.
Расчет снижения эксплуатационных расходов на котельной после реконструкции, Ссниж.расх., тыс. руб.


5.1.
Затраты на текущий и капитальный ремонты до реконструкции котельной:


5.1.1.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
10,22
5.1.2.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем. (10% от плановых расходов)
тыс. руб.
14,50
5.1.3.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
29,70
5.2.
После выполнения мероприятий по реконструкции затраты на текущий и капитальный ремонты снизятся на
%
80,0%
5.3.
Снижение расходов на текущий и капитальный ремонт составит, Ссниж.расх. = (Срасх.тек.рем. + Срасх.кап.рем. + Срасх.аморт.) % снижения
тыс. руб.
- 43,54
6.
Расчет экономии фонда оплаты труда и страхового взноса от ФОТ основных рабочих, тыс. руб.


6.1.
При реализации мероприятий по реконструкции котельной предусматривается оснащение ее оборудованием и системой автоматики, позволяющим перевести работу котельной в автоматический режим и снизить численность постоянного обслуживающего персонала


6.1.1.
Среднесписочная численность основных рабочих до реализации мероприятий
человек
2,0
6.1.2.
Среднесписочная численность основных рабочих после реализации мероприятий
человек
2,0
6.1.3.
Сокращение фонда оплаты основных рабочих составит
%
1,4%
6.2.
Расчет годовой экономии ФОТ:
тыс. руб.
- 3,88

Сэкон.ФОТ = СФОТ x % снижения, где



СФОТ год - годовой фонд оплаты труда основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
275,10

Сэкон.ФОТ год = СФОТ год*
1,4%
3,88
6.3.
Расчет годовой экономии страховых взносов от ФОТ:
тыс. руб.
- 1,17

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год x % снижения, где



Сстр.взн.год - годовой объем страховых взносов от ФОТ основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
82,78

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год*
1,4%
1,17
7.
Расчет экономии средств на эксплуатацию котельной за счет выполнения мероприятий:


7.1.
Сэкон. = Сэкон.газ + Ссниж.сети + Сэкон.эл.энер. + Ссниж.расх. + Сэкон.ФОТ + Сэконстр.взн.
тыс. руб.
- 160,89
8.
Расчет снижения тарифа на выработку тепловой энергии:


8.1.
Среднегодовой тариф на тепловую энергию до реконструкции:



Стар. = Срасх. / Qотп.год, где



Срасх. - расходы на эксплуатацию до реконструкции
тыс. руб.
2005,74

Qотп.год, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
991,70

Стар. = Срасх. / Qотп.год,
руб./Гкал
2022,53
8.2.
Расчет тариф на котельной после реконструкции:



Стар.после = Срасх.после / Qотп.год, где



Срасх.после = (Срасх. - Сэкон.) - расходы на эксплуатацию после реконструкции
тыс. руб.
1844,85

Qгод, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
991,70

Стар.после = Срасх. / Qгод
руб./Гкал
1860,29
8.3.
Снижение затрат включаемых в тариф составит, Стар.сниж. = (Стар. - Стар.после)
руб.
- 162,23
9
Расчет срока окупаемости мероприятий по реконструкции котельной и замене ветхих тепловых сетей:



Токуп. = (Срекон.всего) / Сэкон., где


9.1.
Срекон.всего - Расходы на реконструкцию котельной
тыс. руб.
2183,49
9.2.
Сэкон. - Экономия средств за счет внедрения мероприятий
тыс. руб.
160,89
9.3.
Результат производственной деятельности до внедрения мероприятий, убыток
тыс. руб.
- 77,01
9.4.
Срок окупаемости мероприятий Токуп. = Срекон. / Сэкон.
месяцев
162,86

Изобильненский район:

Технико-экономическое обоснование реконструкции, модернизации объектов системы централизованного теплоснабжения
Адрес
с. Тищенское, ул. Мира, 14А
Код котельной
20-27
1.
Исходные данные для расчета экономической эффективности реконструкции котельной
1.1.
тип котлов и их количество:

3


1
Минск-1


2
Минск-1


3
Минск-1
1.2.
установленная мощность,
Гкал/час
1,500
1.3.
присоединенная нагрузка, всего
Гкал/час
0,580

в том числе:


1.3.1.
присоединенная нагрузка, ГВС
Гкал/час
0,043
1.4.
коэффициент использования мощности котельной
%
38,7%
1.5.
выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
1252,10
1.6.
полезный отпуск тепловой энергии, Qотп.
Гкал/год
944,90
1.7.
потери тепловой энергии на собственные нужды, Qпотер.С.Н.
Гкал/год
11,10
1.8.
потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотер.
Гкал/год
296,10
1.9.
расходы на эксплуатацию котельной, Срасх.
тыс. руб.
2192,57

в том числе:


1.9.1.
расход газа на вырабатываемый объем тепловой энергии, Bгаз
тыс. м3/год
219,57
1.9.2.
стоимость потребленного газа
тыс. руб.
974,03
1.9.3.
годовой расход электрической энергии на котельной, Wсущ.
тыс. кВт. час
21,61
1.9.4.
стоимость потребленной электрической энергии и мощности
тыс. руб.
74,54
1.9.5.
среднесписочная численность основных рабочих
человек
2,00
1.9.6.
фонд оплаты труда, основных рабочих
тыс. руб.
348,30
1.9.7.
страховые взносы от ФОТ
тыс. руб.
105,19
1.9.8.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
23,76
1.9.9.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем.
тыс. руб.
20,86
1.9.10.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
23,80
1.9.11.
общехозяйственные расходы, Собщехоз.
тыс. руб.
622,09
1.10.
сумма затрат на реконструкцию котельной, всего, Срекон.всего
тыс. руб.
2117,71

в том числе:


1.10.1.
затраты на замену ветхих сетей, Светхие сети
тыс. руб.
-
1.10.2.
затраты на переключение не рентабельной котельной, Сперек.
тыс. руб.
-
1.10.3.
затраты на строительство блочной котельной, Сблоч.
тыс. руб.
-
1.10.4.
затраты на замену котлов, на реконструируемой котельной, Скотл.
тыс. руб.
935,02
1.10.5.
затраты на замену приборов учета топливо - энергетических ресурсов и тепловой энергии, Сприб.
тыс. руб.
63,02
1.10.6.
затраты на замену насосного оборудования и шкафов управления ими, Снасос
тыс. руб.
137,27
1.10.7.
затраты на замену общекотельного оборудования, (ХВО, водоподогреватели и Т.Д.), Собщек.
тыс. руб.
64,13
1.10.8.
затраты на автоматизацию котельной, Савтом.
тыс. руб.
107,33
1.10.9.
затраты на неучтенные материалы и комплектующие
тыс. руб.
196,02
1.10.10.
затраты на ПИР, Спроект
тыс. руб.
52,88
1.10.11.
затраты на СМР, ССМР.
тыс. руб.
510,95
1.10.12.
затраты на ПНР, СПНР.
тыс. руб.
51,09
2.
Расчет снижения потребления газа и затрат на его оплату


2.1.
Расчет снижения потребления газа за счет ХВО, рециркуляции и установки приборов учета газа:


2.1.1.
На котельной монтируется установка обработки подпиточной воды, которая препятствует отложению солей жесткости на поверхностях нагрева котлов и способствует растворению и удалению существующих отложений в котлах и тепловых сетях. Снижение количества отложений на поверхностях нагрева котлов приводит к снижению расхода природного газа на выработку тепловой энергии до 6%
%
0,00%
2.1.2.
Внедрение системы рециркуляции и автоматизация котельной позволит эксплуатировать оборудование в наиболее экономичном режиме, что приведет к экономии природного газа до 2,2%
%
1,00%
2.1.3.
Монтаж узла учета природного газа с электронным корректором позволит производить учет использованного газа с большей точностью, экономия средств на оплату газа составит до 5%
%
0,00%
2.1.4.
Для расчета принимаем общее снижение расхода газа равное
%
1,00%
2.1.5.
Bгаз - годовой объем газа потребленный котельной на выработку тепловой энергии
тыс. м3
219,57
2.1.6.
Годовая экономия природного газа за счет мероприятий раздела 2.1 (Bэкон2.1) составит - Bэкон2.1 = Bгод x %
тыс. м3
- 2,20
2.2.
Расчет снижения потребления газа за счет замены котлов, переключения нагрузки и установки блочных котельных:


2.2.1.
Реализуемые мероприятия на данной котельной:



строительство блочной котельной
тип
нет

переключение нерентабельной котельной-код котельной

нет

замена существующих котлов на стальные жаротрубные котлы

да

при этом КПД котлов изменится
с
70,1%


до
92,0%
2.2.2.
Снижение объема потребляемого газа составит:



Bсниж.газа КПД = Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nстар. - Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nнов., где



Qгод выраб. - объем выработки тепловой энергии
Гкал/год
1252,10

Qтепл.спос. - среднегодовая теплотворная способность топлива
ккал/м3
8127

nнов. - КПД котельного оборудования до реконструкции
%
70,1%

nстар. - КПД котельного оборудования после реконструкции
%
92,0%

Bсниж.газа КПД = Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nстар. - Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nнов.
тыс. м3
- 52,20
2.3.
Расчет снижения объема потребления газа после реализации мероприятий:


2.3.1.
Снижение расхода газа, Bсниж.газ = Bэкон2.1 + Bсниж.газ КПД
тыс. м3
- 54,39
2.4.
Расчет снижения оплаты за потребленный газ после реализации мероприятий:


2.4.1.
Среднегодовой тариф оплаты за газ, Сгаз
руб./м3
4,44
2.4.2.
Сумма снижение оплаты за газ составит, Сэкон.газ.
тыс. руб.
- 241,29
3.
Расчет снижение затрат на выработку тепловой энергии за счет уменьшения потерь после замены ветхих тепловых сетей или сокращения их протяженности за счет приближения источника тепловой энергии к потребителям:


3.1.
Без замены ветхих тепловых сетей

0,0%
3.1.1.
Фактические потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотери
Гкал/год
296,10
%
23,86%
3.1.2.
Выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
1252,10
3.1.4.
Доля заменяемых или сокращаемых тепловых сетей в общей протяженности сетей данной котельной
%
0,00%
3.1.5.
Снижение потерь тепловой энергии после реализации мероприятий
Гкал/год
- 91,29
3.1.6.
Объем выработки тепловой энергии после замены ветхих сетей, Qсниж.выраб.
Гкал/год
1160,81

3.1.6.
Потери тепловой энергии после реализации мероприятий
%
17,81%
3.2.
Снижение затрат = Ссниж.сети = Qсниж. выраб x уд.нор.газ x тариф газ
тыс. руб.
- 71,02
3.2.1.
Фактическая удельная норма потребления газа на выработку одной Гкал
м3/Гкал
175,36
3.2.2.
Среднегодовой тариф на газ
руб.
4,44
4.
Расчет снижения затрат на оплату электроэнергии:


4.1.
Расчет снижения потребления электрической энергии за счет замены насосов и установки устройств плавного пуска


4.1.1.
Режим работы котельной

сезон
4.1.2.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной, tmax до рекон.
час
2158
4.1.3.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной после реконструкции, tmax после рекон.
час
1956
4.1.4.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной до реконструкции, Рсущ.
кВт
10,01
4.1.5.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной после реконструкции, Руст.
кВт
5,13
4.1.6.
Расчет экономии электрической энергии, Рэкон.эл.энер. = Wсущ. - Руст. x tmax после рекон.
кВт. час
11583
4.1.7.
Экономия средств на оплату электрической энергии и мощности составит, Сэкон.эл.энер.
тыс. руб.
- 39,96
5.
Расчет снижения эксплуатационных расходов на котельной после реконструкции, Ссниж.расх., тыс. руб.


5.1.
Затраты на текущий и капитальный ремонты до реконструкции котельной:


5.1.1.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
23,76
5.1.2.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем. (10% от плановых расходов)
тыс. руб.
19,02
5.1.3.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
23,80
5.2.
После выполнения мероприятий по реконструкции затраты на текущий и капитальный ремонты снизятся на
%
80,0%
5.3.
Снижение расходов на текущий и капитальный ремонт составит, Ссниж.расх. = (Срасх.тек.рем. + Срасх.кап.рем. + Срасх.аморт.) % снижения
тыс. руб.
- 53,26
6.
Расчет экономии фонда оплаты труда и страхового взноса от ФОТ основных рабочих, тыс. руб.


6.1.
При реализации мероприятий по реконструкции котельной предусматривается оснащение ее оборудованием и системой автоматики, позволяющим перевести работу котельной в автоматический режим и снизить численность постоянного обслуживающего персонала


6.1.1.
Среднесписочная численность основных рабочих до реализации мероприятий
человек
2,0
6.1.2.
Среднесписочная численность основных рабочих после реализации мероприятий
человек
2,0
6.1.3.
Сокращение фонда оплаты основных рабочих составит
%
0,0%
6.2.
Расчет годовой экономии ФОТ:
тыс. руб.
0,00

Сэкон.ФОТ = СФОТ x % снижения, где



СФОТ год - годовой фонд оплаты труда основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
348,30

Сэкон.ФОТ год = СФОТ год*
0,0%
-
6.3.
Расчет годовой экономии страховых взносов от ФОТ:
тыс. руб.
0,00

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год x % снижения, где



Сстр.взн.год - годовой объем страховых взносов от ФОТ основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
105,19

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год*
0,0%
-
7.
Расчет экономии средств на эксплуатацию котельной за счет выполнения мероприятий:


7.1.
Сэкон. = Сэкон.газ + Ссниж.сети + Сэкон.эл.энер. + Ссниж.расх. + Сэкон.ФОТ + Сэконстр.взн.
тыс. руб.
- 405,53
8.
Расчет снижения тарифа на выработку тепловой энергии:


8.1.
Среднегодовой тариф на тепловую энергию до реконструкции:



Стар. = Срасх. / Qотп.год, где



Срасх. - расходы на эксплуатацию до реконструкции
тыс. руб.
2192,57

Qотп.год, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
944,90

Стар. = Срасх. / Qотп.год,
руб./Гкал
2320,43
8.2.
Расчет тариф на котельной после реконструкции:



Стар.после = Срасх.после / Qотп.год, где



Срасх.после = (Срасх. - Сэкон.) - расходы на эксплуатацию после реконструкции
тыс. руб.
1787,05

Qгод, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
944,90

Стар.после = Срасх. / Qгод
руб./Гкал
1891,25
8.3.
Снижение затрат включаемых в тариф составит, Стар.сниж. = (Стар. - Стар.после)
руб.
- 429,17
9
Расчет срока окупаемости мероприятий по реконструкции котельной и замене ветхих тепловых сетей:



Токуп. = (Срекон.всего) / Сэкон., где


9.1.
Срекон.всего - Расходы на реконструкцию котельной
тыс. руб.
2117,71
9.2.
Сэкон. - Экономия средств за счет внедрения мероприятий
тыс. руб.
405,53
9.3.
Результат производственной деятельности до внедрения мероприятий, убыток
тыс. руб.
- 364,21
9.4.
Срок окупаемости мероприятий Токуп. = Срекон. / Сэкон.
месяцев
62,67

Ипатовский район:

Технико-экономическое обоснование реконструкции, модернизации объектов системы централизованного теплоснабжения
Адрес
г. Ипатово, ул. Циолковского, 8А
Код котельной
21-01
1.
Исходные данные для расчета экономической эффективности реконструкции котельной
1.1.
тип котлов и их количество:

3


1
КСВ-2,9


2
КСВ-2,9


3
ВК-21
1.2.
установленная мощность
Гкал/час
6,700
1.3.
присоединенная нагрузка, всего
Гкал/час
3,530

в том числе:


1.3.1.
присоединенная нагрузка, ГВС
Гкал/час
-
1.4.
коэффициент использования мощности котельной
%
52,7%
1.5.
выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
6801,30
1.6.
полезный отпуск тепловой энергии, Qотп.
Гкал/год
6214,50
1.7.
потери тепловой энергии на собственные нужды, Qпотер.С.Н.
Гкал/год
8,40
1.8.
потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотер.
Гкал/год
578,40
1.9.
расходы на эксплуатацию котельной, Срасх.
тыс. руб.
9326,70

в том числе:


1.9.1.
расход газа на вырабатываемый объем тепловой энергии, Bгаз
тыс. м3/год
902,03
1.9.2.
стоимость потребленного газа
тыс. руб.
3968,44
1.9.3.
годовой расход электрической энергии на котельной, Wсущ.
тыс. Квт. час
142,57
1.9.4.
стоимость потребленной электрической энергии и мощности
тыс. руб.
586,92
1.9.5.
среднесписочная численность основных рабочих
человек
2,44
1.9.6.
фонд оплаты труда, основных рабочих
тыс. руб.
338,90
1.9.7.
страховые взносы от ФОТ
тыс. руб.
101,70
1.9.8.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
46,26
1.9.9.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем.
тыс. руб.
22,26
1.9.10.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
110,90
1.9.11.
общехозяйственные расходы, Собщехоз.
тыс. руб.
3985,35
1.10.
сумма затрат на реконструкцию котельной, всего, Срекон.всего
тыс. руб.
8407,24

в том числе:


1.10.1.
затраты на замену ветхих сетей, Светхие сети
тыс. руб.
-
1.10.2.
затраты на переключение не рентабельной котельной, Сперек.
тыс. руб.
-
1.10.3.
затраты на строительство блочной котельной, Сблоч.
тыс. руб.
-
1.10.4.
затраты на замену котлов, на реконструируемой котельной, Скотл.
тыс. руб.
3521,68
1.10.5.
затраты на замену приборов учета топливо - энергетических ресурсов и тепловой энергии, Сприб.
тыс. руб.
75,04
1.10.6.
затраты на замену насосного оборудования и шкафов управления ими, Снасос
тыс. руб.
739,22
1.10.7.
затраты на замену общекотельного оборудования, (ХВО, водоподогреватели и Т.Д.), Собщек.
тыс. руб.
744,57
1.10.8.
затраты на автоматизацию котельной, Савтом.
тыс. руб.
107,33
1.10.9.
затраты на неучтенные материалы и комплектующие
тыс. руб.
778,18
1.10.10.
затраты на ПИР, Спроект
тыс. руб.
209,94
1.10.11.
затраты на СМР, ССМР.
тыс. руб.
2028,44
1.10.12.
затраты на ПНР, СПНР.
тыс. руб.
202,84
2.
Расчет снижения потребления газа и затрат на его оплату


2.1.
Расчет снижения потребления газа за счет ХВО, рециркуляции и установки приборов учета газа:


"количества" часть текста отсутствует.
------------------------------------------------------------------
2.1.1.
На котельной монтируется установка обработки подпиточной воды, которая препятствует отложению солей жесткости на поверхностях нагрева котлов и способствует растворению и удалению существующих отложений в котлах и тепловых сетях. Снижение количества отложе
%
2,00%
2.1.2.
Внедрение системы рециркуляции и автоматизация котельной позволит эксплуатировать оборудование в наиболее экономичном режиме, что приведет к экономии природного газа до 2,2%
%
1,00%
2.1.3.
Монтаж узла учета природного газа с электронным корректором позволит производить учет использованного газа с большей точностью, экономия средств на оплату газа составит до 5%
%
0,00%
2.1.4.
Для расчета принимаем общее снижение расхода газа равное
%
3,00%
2.1.5.
Bгаз - годовой объем газа потребленный котельной на выработку тепловой энергии
тыс. м3
902,03
2.1.6.
Годовая экономия природного газа за счет мероприятий раздела 2.1 (Bэкон2.1) составит - Bэкон2.1 = Bгод x %
тыс. м3
- 27,06
2.2.
Расчет снижения потребления газа за счет замены котлов, переключения нагрузки и установки блочных котельных:


2.2.1.
Реализуемые мероприятия на данной котельной:



строительство блочной котельной
тип
нет

переключение нерентабельной котельной-код котельной

нет

замена существующих котлов на стальные жаротрубные котлы

да

при этом КПД котлов изменится
с
91,2%


до
92,0%
2.2.2.
Снижение объема потребляемого газа составит:



Bсниж.газа КПД = Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nстар. - Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nнов., где



Qгод выраб. - объем выработки тепловой энергии
Гкал/год
6801,30

Qтепл.спос. - среднегодовая теплотворная способность топлива
ккал/м3
8001

nнов. - КПД котельного оборудования до реконструкции
%
91,2%

nстар. - КПД котельного оборудования после реконструкции
%
92,0%

Bсниж.газа КПД = Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nстар. - Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nнов.
тыс. м3
- 8,10
2.3.
Расчет снижения объема потребления газа после реализации мероприятий:


2.3.1.
Снижение расхода газа, Bсниж.газ = Bэкон2.1 + Bсниж.газ КПД
тыс. м3
- 35,16
2.4.
Расчет снижения оплаты за потребленный газ после реализации мероприятий:


2.4.1.
Среднегодовой тариф оплаты за газ, Сгаз
руб./м3
4,40
2.4.2.
Сумма снижение оплаты за газ составит, Сэкон.газ.
тыс. руб.
- 154,68
3.
Расчет снижение затрат на выработку тепловой энергии за счет уменьшения потерь после замены ветхих тепловых сетей или сокращения их протяженности за счет приближения источника тепловой энергии к потребителям:


3.1.
Без замены ветхих тепловых сетей

0,0%
3.1.1.
Фактические потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотери
Гкал/год
578,40
%
8,51%
3.1.2.
Выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
6801,30
3.1.4.
Доля заменяемых или сокращаемых тепловых сетей в общей протяженности сетей данной котельной
%
0,00%
3.1.5.
Снижение потерь тепловой энергии после реализации мероприятий
Гкал/год
0,00
3.1.6.
Объем выработки тепловой энергии после замены ветхих сетей, Qсниж.выраб.
Гкал/год
6801,30

3.1.6.
Потери тепловой энергии после реализации мероприятий
%
8,51%
3.2.
Снижение затрат = Ссниж.сети = Qсниж. выраб x уд.нор.газ x тариф газ
тыс. руб.
0,00
3.2.1.
Фактическая удельная норма потребления газа на выработку одной Гкал
м3/Гкал
132,63
3.2.2.
Среднегодовой тариф на газ
руб.
4,40
4.
Расчет снижения затрат на оплату электроэнергии:


4.1.
Расчет снижения потребления электрической энергии за счет замены насосов и установки устройств плавного пуска


4.1.1.
Режим работы котельной

сезон
4.1.2.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной, tmax до рекон.
час
1927
4.1.3.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной после реконструкции, tmax после рекон.
час
1791
4.1.4.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной до реконструкции, Рсущ.
кВт
73,99
4.1.5.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной после реконструкции, Руст.
кВт
57,63
4.1.6.
Расчет экономии электрической энергии, Рэкон.эл.энер. = Wсущ. - Руст. x tmax после рекон.
кВт. час
39371
4.1.7.
Экономия средств на оплату электрической энергии и мощности составит, Сэкон.эл.энер.
тыс. руб.
- 162,08
5.
Расчет снижения эксплуатационных расходов на котельной после реконструкции, Ссниж.расх., тыс. руб.


5.1.
Затраты на текущий и капитальный ремонты до реконструкции котельной:


5.1.1.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
46,26
5.1.2.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем. (10% от плановых расходов)
тыс. руб.
40,16
5.1.3.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
110,90
5.2.
После выполнения мероприятий по реконструкции затраты на текущий и капитальный ремонты снизятся на
%
80,0%
5.3.
Снижение расходов на текущий и капитальный ремонт составит, Ссниж.расх. = (Срасх.тек.рем. + Срасх.кап.рем. + Срасх.аморт.) % снижения
тыс. руб.
- 157,85
6.
Расчет экономии фонда оплаты труда и страхового взноса от ФОТ основных рабочих, тыс. руб.


6.1.
При реализации мероприятий по реконструкции котельной предусматривается оснащение ее оборудованием и системой автоматики, позволяющим перевести работу котельной в автоматический режим и снизить численность постоянного обслуживающего персонала


6.1.1.
Среднесписочная численность основных рабочих до реализации мероприятий
человек
2,4
6.1.2.
Среднесписочная численность основных рабочих после реализации мероприятий
человек
2,4
6.1.3.
Сокращение фонда оплаты основных рабочих составит
%
0,0%
6.2.
Расчет годовой экономии ФОТ:
тыс. руб.
0,00

Сэкон.ФОТ = СФОТ x % снижения, где



СФОТ год - годовой фонд оплаты труда основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
338,90

Сэкон.ФОТ год = СФОТ год*
0,0%
-
6.3.
Расчет годовой экономии страховых взносов от ФОТ:
тыс. руб.
0,00

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год x % снижения, где



Сстр.взн.год - годовой объем страховых взносов от ФОТ основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
101,70

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год*
0,0%
-
7.
Расчет экономии средств на эксплуатацию котельной за счет выполнения мероприятий:


7.1.
Сэкон. = Сэкон.газ + Ссниж.сети + Сэкон.эл.энер. + Ссниж.расх. + Сэкон.ФОТ + Сэконстр.взн.
тыс. руб.
-474,61
8.
Расчет снижения тарифа на выработку тепловой энергии:


8.1.
Среднегодовой тариф на тепловую энергию до реконструкции:



Стар. = Срасх. / Qотп.год, где



Срасх. - расходы на эксплуатацию до реконструкции
тыс. руб.
9326,70

Qотп.год, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
6214,50

Стар. = Срасх. / Qотп.год,
руб./Гкал
1500,80
8.2.
Расчет тариф на котельной после реконструкции:



Стар.после = Срасх.после / Qотп.год, где



Срасх.после = (Срасх. - Сэкон.) - расходы на эксплуатацию после реконструкции
тыс. руб.
8852,09

Qгод, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
6214,50

Стар.после = Срасх. / Qгод
руб./Гкал
1424,43
8.3.
Снижение затрат включаемых в тариф составит, Стар.сниж. = (Стар. - Стар.после)
руб.
- 76,37
9.
Расчет срока окупаемости мероприятий по реконструкции котельной и замене ветхих тепловых сетей:



Токуп. = (Срекон.всего) / Сэкон., где


9.1.
Срекон.всего - Расходы на реконструкцию котельной
тыс. руб.
8407,24
9.2.
Сэкон. - Экономия средств за счет внедрения мероприятий
тыс. руб.
474,61
9.3.
Результат производственной деятельности до внедрения мероприятий, прибыль
тыс. руб.
3061,22
9.4.
Срок окупаемости мероприятий Токуп. = Срекон. / Сэкон.
месяцев
212,57

Технико-экономическое обоснование реконструкции, модернизации объектов системы централизованного теплоснабжения
Адрес
г. Ипатово, ул. Гагарина, 123
Код котельной
21-02
1.
Исходные данные для расчета экономической эффективности реконструкции котельной
1.1.
тип котлов и их количество:

3


1
КСВ-2,9


2
КСВ-2,9


3
Е-1-9-Г
1.2.
установленная мощность,
Гкал/час
5,860
1.3.
присоединенная нагрузка, всего
Гкал/час
3,494

в том числе:


1.3.1.
присоединенная нагрузка, ГВС
Гкал/час
1,291
1.4.
коэффициент использования мощности котельной
%
59,6%
1.5.
выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
4836,60
1.6.
полезный отпуск тепловой энергии, Qотп.
Гкал/год
4515,90
1.7.
потери тепловой энергии на собственные нужды, Qпотер.С.Н.
Гкал/год
72,50
1.8.
потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотер.
Гкал/год
248,20
1.9.
расходы на эксплуатацию котельной, Срасх.
тыс. руб.
8665,48

в том числе:


1.9.1.
расход газа на вырабатываемый объем тепловой энергии, Bгаз
тыс. м3/год
740,79
1.9.2.
стоимость потребленного газа
тыс. руб.
3259,07
1.9.3.
годовой расход электрической энергии на котельной, Wсущ.
тыс. Квт. час
110,23
1.9.4.
стоимость потребленной электрической энергии и мощности
тыс. руб.
453,79
1.9.5.
среднесписочная численность основных рабочих
человек
5,00
1.9.6.
фонд оплаты труда, основных рабочих
тыс. руб.
753,00
1.9.7.
страховые взносы от ФОТ
тыс. руб.
227,10
1.9.8.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
71,03
1.9.9.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем.
тыс. руб.
274,16
1.9.10.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
201,30
1.9.11.
общехозяйственные расходы, Собщехоз.
тыс. руб.
2896,04
1.10.
сумма затрат на реконструкцию котельной, всего, Срекон.всего
тыс. руб.
9149,29

в том числе:


1.10.1.
затраты на замену ветхих сетей, Светхие сети
тыс. руб.
-
1.10.2.
затраты на переключение не рентабельной котельной, Сперек.
тыс. руб.
-
1.10.3.
затраты на строительство блочной котельной, Сблоч.
тыс. руб.
-
1.10.4.
затраты на замену котлов, на реконструируемой котельной, Скотл.
тыс. руб.
4010,02
1.10.5.
затраты на замену приборов учета топливо-энергетических ресурсов и тепловой энергии, Сприб.
тыс. руб.
73,94
1.10.6.
затраты на замену насосного оборудования и шкафов управления ими, Снасос
тыс. руб.
709,87
1.10.7.
затраты на замену общекотельного оборудования, (ХВО, водоподогреватели и Т.Д.), Собщек.
тыс. руб.
744,57
1.10.8.
затраты на автоматизацию котельной, Савтом.
тыс. руб.
107,33
1.10.9.
затраты на неучтенные материалы и комплектующие
тыс. руб.
846,86
1.10.10.
затраты на ПИР, Спроект
тыс. руб.
228,47
1.10.11.
затраты на СМР, ССМР.
тыс. руб.
2207,48
1.10.12.
затраты на ПНР, СПНР.
тыс. руб.
220,75
2.
Расчет снижения потребления газа и затрат на его оплату


2.1.
Расчет снижения потребления газа за счет ХВО, рециркуляции и установки приборов учета газа:


"количества" часть текста отсутствует.
------------------------------------------------------------------
2.1.1.
На котельной монтируется установка обработки подпиточной воды, которая препятствует отложению солей жесткости на поверхностях нагрева котлов и способствует растворению и удалению существующих отложений в котлах и тепловых сетях. Снижение количества огложе
%
2,00%
2.1.2.
Внедрение системы рециркуляции и автоматизация котельной позволит эксплуатировать оборудование в наиболее экономичном режиме, что приведет к экономии природного газа до 2,2%
%
1,00%
2.1.3.
Монтаж узла учета природного газа с электронным корректором позволит производить учет использованного газа с большей точностью, экономия средств на оплату газа составит до 5%
%
0,00%
2.1.4.
Для расчета принимаем общее снижение расхода газа равное
%
3,00%
2.1.5.
Bгаз - годовой объем газа потребленный котельной на выработку тепловой энергии
тыс. м3
740,79
2.1.6.
Годовая экономия природного газа за счет мероприятий раздела 2.1 (Bэкон2.1) составит - Bэкон2.1 = Bгод x %
тыс. м3
- 22,22
2.2.
Расчет снижения потребления газа за счет замены котлов, переключения нагрузки и установки блочных котельных:


2.2.1.
Реализуемые мероприятия на данной котельной:



строительство блочной котельной
тип
нет

переключение нерентабельной котельной-код котельной

нет

замена существующих котлов на стальные жаротрубные котлы

да

при этом КПД котлов изменится
с
81,6%


до
92,0%
2.2.2.
Снижение объема потребляемого газа составит:



Bсниж.газа КПД = Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nстар. - Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nнов., где



Qгод выраб. - объем выработки тепловой энергии
Гкал/год
4836,60

Qтепл.спос. - среднегодовая теплотворная способность топлива
ккал/м3
8001

nнов. - КПД котельного оборудования до реконструкции
%
81,6%

nстар. - КПД котельного оборудования после реконструкции
%
92,0%

Bсниж.газа КПД = Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nстар. - Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nнов.
тыс. м3
- 84,02
2.3.
Расчет снижения объема потребления газа после реализации мероприятий:


2.3.1.
Снижение расхода газа, Bсниж.газ = Bэкон2.1 + Bсниж.газ КПД
тыс. м3
- 106,24
2.4.
Расчет снижения оплаты за потребленный газ после реализации мероприятий:


2.4.1.
Среднегодовой тариф оплаты за газ, Сгаз
руб./м3
4,40
2.4.2.
Сумма снижение оплаты за газ составит, Сэкон.газ.
тыс. руб.
- 467,41
3.
Расчет снижение затрат на выработку тепловой энергии за счет уменьшения потерь после замены ветхих тепловых сетей или сокращения их протяженности за счет приближения источника тепловой энергии к потребителям:


3.1.
Без замены ветхих тепловых сетей

0,0%
3.1.1.
Фактические потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотери
Гкал/год
248,20
%
5,21%
3.1.2.
Выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
4836,60
3.1.4.
Доля заменяемых или сокращаемых тепловых сетей в общей протяженности сетей данной котельной
%
0,00%
3.1.5.
Снижение потерь тепловой энергии после реализации мероприятий
Гкал/год
- 0,00
3.1.6.
Объем выработки тепловой энергии после замены ветхих сетей, Qсниж.выраб.
Гкал/год
4836,60

3.1.6.
Потери тепловой энергии после реализации мероприятий
%
5,21%
3.2.
Снижение затрат = Ссниж.сети = Qсниж. выраб x уд.нор.газ x тариф газ
тыс. руб.
- 0,00
3.2.1.
Фактическая удельная норма потребления газа на выработку одной Гкал
м3/Гкал
153,16
3.2.2.
Среднегодовой тариф на газ
руб.
4,40
4.
Расчет снижения затрат на оплату электроэнергии:


4.1.
Расчет снижения потребления электрической энергии за счет замены насосов и установки устройств плавного пуска


4.1.1.
Режим работы котельной

год
4.1.2.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной, tmax до рекон.
час
1384
4.1.3.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной после реконструкции, tmax после рекон.
час
1187
4.1.4.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной до реконструкции, Рсущ.
кВт
79,62
4.1.5.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной после реконструкции, Руст.
кВт
44,95
4.1.6.
Расчет экономии электрической энергии, Рэкон.эл.энер. = Wсущ. - Руст. x tmax после рекон.
кВт. час
56865
4.1.7.
Экономия средств на оплату электрической энергии и мощности составит, Сэкон.эл.энер.
тыс. руб.
- 234,10
5.
Расчет снижения эксплуатационных расходов на котельной после реконструкции, Ссниж.расх., тыс. руб.


5.1.
Затраты на текущий и капитальный ремонты до реконструкции котельной:


5.1.1.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
71,03
5.1.2.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем. (10% от плановых расходов)
тыс. руб.
34,02
5.1.3.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
201,30
5.2.
После выполнения мероприятий по реконструкции затраты на текущий и капитальный ремонты снизятся на
%
80,0%
5.3.
Снижение расходов на текущий и капитальный ремонт составит, Ссниж.расх. = (Срасх.тек.рем. + Срасх.кап.рем. + Срасх.аморт.) % снижения
тыс. руб.
- 245,08
6.
Расчет экономии фонда оплаты труда и страхового взноса от ФОТ основных рабочих, тыс. руб.


6.1.
При реализации мероприятий по реконструкции котельной предусматривается оснащение ее оборудованием и системой автоматики, позволяющим перевести работу котельной в автоматический режим и снизить численность постоянного обслуживающего персонала


6.1.1.
Среднесписочная численность основных рабочих до реализации мероприятий
человек
5,0
6.1.2.
Среднесписочная численность основных рабочих после реализации мероприятий
человек
4,0
6.1.3.
Сокращение фонда оплаты основных рабочих составит
%
20,0%
6.2.
Расчет годовой экономии ФОТ:
тыс. руб.
- 150,60

Сэкон.ФОТ = СФОТ x % снижения, где



СФОТ год - годовой фонд оплаты труда основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
753,00

Сэкон.ФОТ год = СФОТ год*
20,0%
150,60
6.3.
Расчет годовой экономии страховых взносов от ФОТ:
тыс. руб.
-45,42

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год x % снижения, где



Сстр.взн.год - годовой объем страховых взносов от ФОТ основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
227,10

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год*
20,0%
45,42
7.
Расчет экономии средств на эксплуатацию котельной за счет выполнения мероприятий:


7.1.
Сэкон. = Сэкон.газ + Ссниж.сети + Сэкон.эл.энер. + Ссниж.расх. + Сэкон.ФОТ + Сэконстр.взн.
тыс. руб.
- 1142,62
8.
Расчет снижения тарифа на выработку тепловой энергии:


8.1.
Среднегодовой тариф на тепловую энергию до реконструкции:



Стар. = Срасх. / Qотп.год, где



Срасх. - расходы на эксплуатацию до реконструкции
тыс. руб.
8665,48

Qотп.год, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
4515,90

Стар. = Срасх. / Qотп.год,
руб./Гкал
1918,88
8.2.
Расчет тариф на котельной после реконструкции:



Стар.после = Срасх.после / Qотп.год, где



Срасх.после = (Срасх. - Сэкон.) - расходы на эксплуатацию после реконструкции
тыс. руб.
7522,86

Qгод, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
4515,90

Стар.после = Срасх. / Qгод
руб./Гкал
1665,86
8.3.
Снижение затрат включаемых в тариф составит, Стар.сниж. = (Стар. - Стар.после)
руб.
- 253,02
9
Расчет срока окупаемости мероприятий по реконструкции котельной и замене ветхих тепловых сетей:



Токуп. = (Срекон.всего) / Сэкон., где


9.1.
Срекон.всего - Расходы на реконструкцию котельной
тыс. руб.
9149,29
9.2.
Сэкон. - Экономия средств за счет внедрения мероприятий
тыс. руб.
1142,62
9.3.
Результат производственной деятельности до внедрения мероприятий, прибыль
тыс. руб.
150,84
9.4.
Срок окупаемости мероприятий Токуп. = Срекон. / Сэкон.
месяцев
96,09

Технико-экономическое обоснование реконструкции, модернизации объектов системы централизованного теплоснабжения
Адрес
г. Ипатово, ул. Гагарина, 106
Код котельной
21-04
1.
Исходные данные для расчета экономической эффективности реконструкции котельной
1.1.
тип котлов и их количество:

3


1
КСВ-1,86


2
КСВ-1,86


3
УН-5
1.2.
установленная мощность,
Гкал/час
3,600
1.3.
присоединенная нагрузка, всего
Гкал/час
2,790

в том числе:


1.3.1.
присоединенная нагрузка, ГВС
Гкал/час
0,036
1.4.
коэффициент использования мощности котельной
%
77,5%
1.5.
выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
4620,10
1.6.
полезный отпуск тепловой энергии, Qотп.
Гкал/год
4414,10
1.7.
потери тепловой энергии на собственные нужды, Qпотер.С.Н.
Гкал/год
68,70
1.8.
потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотер.
Гкал/год
137,30
1.9.
расходы на эксплуатацию котельной, Срасх.
тыс. руб.
7417,56

в том числе:


1.9.1.
расход газа на вырабатываемый объем тепловой энергии, Bгаз
тыс. м3/год
713,28
1.9.2.
стоимость потребленного газа
тыс. руб.
3138,03
1.9.3.
годовой расход электрической энергии на котельной, Wсущ.
тыс. Квт. час
106,12
1.9.4.
стоимость потребленной электрической энергии и мощности
тыс. руб.
436,88
1.9.5.
среднесписочная численность основных рабочих
человек
4,00
1.9.6.
фонд оплаты труда, основных рабочих
тыс. руб.
428,60
1.9.7.
страховые взносы от ФОТ
тыс. руб.
128,60
1.9.8.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
41,52
1.9.9.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем.
тыс. руб.
43,17
1.9.10.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
253,50
1.9.11.
общехозяйственные расходы, Собщехоз.
тыс. руб.
2830,76
1.10.
сумма затрат на реконструкцию котельной, всего, Срекон.всего
тыс. руб.
6914,91

в том числе:


1.10.1.
затраты на замену ветхих сетей, Светхие сети
тыс. руб.
-
1.10.2.
затраты на переключение не рентабельной котельной, Сперек.
тыс. руб.
-
1.10.3.
затраты на строительство блочной котельной, Сблоч.
тыс. руб.
-
1.10.4.
затраты на замену котлов, на реконструируемой котельной, Скотл.
тыс. руб.
2976,34
1.10.5.
затраты на замену приборов учета топливо - энергетических ресурсов и тепловой энергии, Сприб.
тыс. руб.
74,28
1.10.6.
затраты на замену насосного оборудования и шкафов управления ими, Снасос
тыс. руб.
464,45
1.10.7.
затраты на замену общекотельного оборудования, (ХВО, водоподогреватели и Т.Д.), Собщек.
тыс. руб.
644,57
1.10.8.
затраты на автоматизацию котельной, Савтом.
тыс. руб.
107,33
1.10.9.
затраты на неучтенные материалы и комплектующие
тыс. руб.
640,04
1.10.10.
затраты на ПИР, Спроект
тыс. руб.
172,68
1.10.11.
затраты на СМР, ССМР.
тыс. руб.
1668,38
1.10.12.
затраты на ПНР, СПНР.
тыс. руб.
166,84
2.
Расчет снижения потребления газа и затрат на его оплату


2.1.
Расчет снижения потребления газа за счет ХВО, рециркуляции и установки приборов учета газа:


2.1.1.
На котельной монтируется установка обработки подпиточной воды, которая препятствует отложению солей жесткости на поверхностях нагрева котлов и способствует растворению и удалению существующих отложений в котлах и тепловых сетях. Снижение количества отложений на поверхностях нагрева котлов приводит к снижению расхода природного газа на выработку тепловой энергии до 6%
%
2,00%
2.1.2.
Внедрение системы рециркуляции и автоматизация котельной позволит эксплуатировать оборудование в наиболее экономичном режиме, что приведет к экономии природного газа до 2,2%
%
1,00%
2.1.3.
Монтаж узла учета природного газа с электронным корректором позволит производить учет использованного газа с большей точностью, экономия средств на оплату газа составит до 5%
%
0,00%
2.1.4.
Для расчета принимаем общее снижение расхода газа равное
%
3,00%
2.1.5.
Bгаз - годовой объем газа потребленный котельной на выработку тепловой энергии
тыс. м3
713,28
2.1.6.
Годовая экономия природного газа за счет мероприятий раздела 2.1 (Bэкон2.1) составит - Bэкон2.1 = Bгод x %
тыс. м3
- 21,40
2.2.
Расчет снижения потребления газа за счет замены котлов, переключения нагрузки и установки блочных котельных:


2.2.1.
Реализуемые мероприятия на данной котельной:



строительство блочной котельной
тип
нет

переключение нерентабельной котельной-код котельной

нет

замена существующих котлов на стальные жаротрубные котлы

да

при этом КПД котлов изменится
с
80,9%


до
92,0%
2.2.2.
Снижение объема потребляемого газа составит:



Bсниж.газа КПД = Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nстар. - Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nнов., где



Qгод выраб. - объем выработки тепловой энергии
Гкал/год
4620,10

Qтепл.спос. - среднегодовая теплотворная способность топлива
ккал/м3
8001

nнов. - КПД котельного оборудования до реконструкции
%
80,9%

nстар. - КПД котельного оборудования после реконструкции
%
92,0%

Bсниж.газа КПД = Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nстар. - Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nнов.
тыс. м3
- 85,91
2.3.
Расчет снижения объема потребления газа после реализации мероприятий:


2.3.1.
Снижение расхода газа, Bсниж.газ = Bэкон2.1 + Bсниж.газ КПД
тыс. м3
- 107,31
2.4.
Расчет снижения оплаты за потребленный газ после реализации мероприятий:


2.4.1.
Среднегодовой тариф оплаты за газ, Сгаз
руб./м3
4,40
2.4.2.
Сумма снижение оплаты за газ составит, Сэкон.газ.
тыс. руб.
- 472,09
3.
Расчет снижение затрат на выработку тепловой энергии за счет уменьшения потерь после замены ветхих тепловых сетей или сокращения их протяженности за счет приближения источника тепловой энергии к потребителям:


3.1.
Без замены ветхих тепловых сетей

0,0%
3.1.1.
Фактические потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотери
Гкал/год
137,30
%
3,02%
3.1.2.
Выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
4620,10
3.1.4.
Доля заменяемых или сокращаемых тепловых сетей в общей протяженности сетей данной котельной
%
0,00%
3.1.5.
Снижение потерь тепловой энергии после реализации мероприятий
Гкал/год
0,00
3.1.6.
Объем выработки тепловой энергии после замены ветхих сетей, Qсниж.выраб.
Гкал/год
4620,10

3.1.6.
Потери тепловой энергии после реализации мероприятий
%
3,02%
3.2.
Снижение затрат = Ссниж.сети = Qсниж. выраб x уд.нор.газ x тариф газ
тыс. руб.
0,00
3.2.1.
Фактическая удельная норма потребления газа на выработку одной Гкал
м3/Гкал
154,39
3.2.2.
Среднегодовой тариф на газ
руб.
4,40
4.
Расчет снижения затрат на оплату электроэнергии:


4.1.
Расчет снижения потребления электрической энергии за счет замены насосов и установки устройств плавного пуска


4.1.1.
Режим работы котельной

год
4.1.2.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной, tmax до рекон.
час
1656
4.1.3.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной после реконструкции, tmax после рекон.
час
2825
4.1.4.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной до реконструкции, Рсущ.
кВт
64,09
4.1.5.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной после реконструкции, Руст.
кВт
36,33
4.1.6.
Расчет экономии электрической энергии, Рэкон.эл.энер. = Wсущ. - Руст. x tmax после рекон.
кВт. час
3492
4.1.7.
Экономия средств на оплату электрической энергии и мощности составит, Сэкон.эл.энер.
тыс. руб.
- 14,37
5.
Расчет снижения эксплуатационных расходов на котельной после реконструкции, Ссниж.расх., тыс. руб.


5.1.
Затраты на текущий и капитальный ремонты до реконструкции котельной:


5.1.1.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
41,52
5.1.2.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем. (10% от плановых расходов)
тыс. руб.
30,94
5.1.3.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
253,50
5.2.
После выполнения мероприятий по реконструкции затраты на текущий и капитальный ремонты снизятся на
%
80,0%
5.3.
Снижение расходов на текущий и капитальный ремонт составит, Ссниж.расх. = (Срасх.тек.рем. + Срасх.кап.рем. + Срасх.аморт.) % снижения
тыс. руб.
- 260,76
6.
Расчет экономии фонда оплаты труда и страхового взноса от ФОТ основных рабочих, тыс. руб.


6.1.
При реализации мероприятий по реконструкции котельной предусматривается оснащение ее оборудованием и системой автоматики, позволяющим перевести работу котельной в автоматический режим и снизить численность постоянного обслуживающего персонала


6.1.1.
Среднесписочная численность основных рабочих до реализации мероприятий
человек
4,0
6.1.2.
Среднесписочная численность основных рабочих после реализации мероприятий
человек
3,0
6.1.3.
Сокращение фонда оплаты основных рабочих составит
%
25,0%
6.2.
Расчет годовой экономии ФОТ:
тыс. руб.
- 107,15

Сэкон.ФОТ = СФОТ x % снижения, где



СФОТ год - годовой фонд оплаты труда основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
428,60

Сэкон.ФОТ год = СФОТ год*
25,0%
107,15
6.3.
Расчет годовой экономии страховых взносов от ФОТ:
тыс. руб.
- 32,15

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год x % снижения, где



Сстр.взн.год - годовой объем страховых взносов от ФОТ основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
128,60

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год*
25,0%
32,15
7.
Расчет экономии средств на эксплуатацию котельной за счет выполнения мероприятий:


7.1.
Сэкон. = Сэкон.газ + Ссниж.сети + Сэкон.эл.энер. + Ссниж.расх. + Сэкон.ФОТ + Сэконстр.взн.
тыс. руб.
- 886,53
8.
Расчет снижения тарифа на выработку тепловой энергии:


8.1.
Среднегодовой тариф на тепловую энергию до реконструкции



Стар. = Срасх. / Qотп.год, где



Срасх. - расходы на эксплуатацию до реконструкции
тыс. руб.
7417,56

Qотп.год, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
4414,10

Стар. = Срасх. / Qотп.год,
руб./Гкал
1680,42
8.2.
Расчет тариф на котельной после реконструкции:



Стар.после = Срасх.после / Qотп.год, где



Срасх.после = (Срасх. - Сэкон.) - расходы на эксплуатацию после реконструкции
тыс. руб.
6531,03

Qгод, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
4414,10

Стар.после = Срасх. / Qгод
руб./Гкал
1479,58
8.3.
Снижение затрат включаемых в тариф составит, Стар.сниж. = (Стар. - Стар.после)
руб.
- 200,84
9.
Расчет срока окупаемости мероприятий по реконструкции котельной и замене ветхих тепловых сетей:



Токуп. = (Срекон.всего) / Сэкон., где


9.1.
Срекон.всего - Расходы на реконструкцию котельной
тыс. руб.
6914,91
9.2.
Сэкон. - Экономия средств за счет внедрения мероприятий
тыс. руб.
886,53
9.3.
Результат производственной деятельности до внедрения мероприятий, прибыль
тыс. руб.
1200,02
9.4.
Срок окупаемости мероприятий Токуп. = Срекон. / Сэкон.
месяцев
93,60

Технико-экономическое обоснование реконструкции, модернизации объектов системы централизованного теплоснабжения
Адрес
г. Ипатово, ул. Голубовского, 295
Код котельной
21-07
1.
Исходные данные для расчета экономической эффективности реконструкции котельной
1.1.
тип котлов и их количество:

2


1
УН-5


2
УН-6
1.2.
установленная мощность,
Гкал/час
1,000
1.3.
присоединенная нагрузка, всего
Гкал/час
0,134

в том числе:


1.3.1.
присоединенная нагрузка, ГВС
Гкал/час
-
1.4.
коэффициент использования мощности котельной
%
13,4%
1.5.
выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
300,10
1.6.
полезный отпуск тепловой энергии, Qотп.
Гкал/год
247,10
1.7.
потери тепловой энергии на собственные нужды, Qпотер.С.Н.
Гкал/год
6,40
1.8.
потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотер.
Гкал/год
46,60
1.9.
расходы на эксплуатацию котельной, Срасх.
тыс. руб.
954,56

в том числе:


1.9.1.
расход газа на вырабатываемый объем тепловой энергии, Bгаз
тыс. м3/год
50,16
1.9.2.
стоимость потребленного газа
тыс. руб.
220,67
1.9.3.
годовой расход электрической энергии на котельной, Wсущ.
тыс. Квт. час
14,95
1.9.4.
стоимость потребленной электрической энергии и мощности
тыс. руб.
61,55
1.9.5.
среднесписочная численность основных рабочих
человек
2,44
1.9.6.
фонд оплаты труда, основных рабочих
тыс. руб.
320,40
1.9.7.
страховые взносы от ФОТ
тыс. руб.
96,20
1.9.8.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
46,30
1.9.9.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем.
тыс. руб.
32,77
1.9.10.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
13,20
1.9.11.
общехозяйственные расходы, Собщехоз.
тыс. руб.
158,46
1.10.
сумма затрат на реконструкцию котельной, всего, Срекон.всего
тыс. руб.
1417,74

в том числе:


1.10.1.
затраты на замену ветхих сетей, Светхие сети
тыс. руб.
-
1.10.2.
затраты на переключение не рентабельной котельной, Сперек.
тыс. руб.
-
1.10.3.
затраты на строительство блочной котельной, Сблоч.
тыс. руб.
-
1.10.4.
затраты на замену котлов, на реконструируемой котельной, Скотл.
тыс. руб.
520,21
1.10.5.
затраты на замену приборов учета топливо - энергетических ресурсов и тепловой энергии, Сприб.
тыс. руб.
53,13
1.10.6.
затраты на замену насосного оборудования и шкафов управления ими, Снасос
тыс. руб.
90,16
1.10.7.
затраты на замену общекотельного оборудования, (ХВО, водоподогреватели и Т.Д.), Собщек.
тыс. руб.
104,01
1.10.8.
затраты на автоматизацию котельной, Савтом.
тыс. руб.
107,33
1.10.9.
затраты на неучтенные материалы и комплектующие
тыс. руб.
131,23
1.10.10.
затраты на ПИР, Спроект
тыс. руб.
35,40
1.10.11.
затраты на СМР, ССМР.
тыс. руб.
342,06
1.10.12.
затраты на ПНР, СПНР.
тыс. руб.
34,21
2.
Расчет снижения потребления газа и затрат на его оплату


2.1.
Расчет снижения потребления газа за счет ХВО, рециркуляции и установки приборов учета газа:


2.1.1.
На котельной монтируется установка обработки подпиточной воды, которая препятствует отложению солей жесткости на поверхностях нагрева котлов и способствует растворению и удалению существующих отложений в котлах и тепловых сетях. Снижение количества отложений на поверхностях нагрева котлов приводит к снижению расхода природного газа на выработку тепловой энергии до 6%
%
2,00%
2.1.2.
Внедрение системы рециркуляции и автоматизация котельной позволит эксплуатировать оборудование в наиболее экономичном режиме, что приведет к экономии природного газа до 2,2%
%
1,00%
2.1.3.
Монтаж узла учета природного газа с электронным корректором позволит производить учет использованного газа с большей точностью, экономия средств на оплату газа составит до 5%
%
0,00%
2.1.4.
Для расчета принимаем общее снижение расхода газа равное
%
3,00%
2.1.5.
Bгаз - годовой объем газа потребленный котельной на выработку тепловой энергии
тыс. м3
50,16
2.1.6.
Годовая экономия природного газа за счет мероприятий раздела 2.1 (Bэкон2.1) составит - Bэкон2.1 = Bгод x %
тыс. м3
- 1,50
2.2.
Расчет снижения потребления газа за счет замены котлов, переключения нагрузки и установки блочных котельных:


2.2.1.
Реализуемые мероприятия на данной котельной:



строительство блочной котельной
тип
нет

переключение нерентабельной котельной-код котельной

нет

замена существующих котлов на стальные жаротрубные котлы

да

при этом КПД котлов изменится
с
74,7%


до
92,0%
2.2.2.
Снижение объема потребляемого газа составит:



Bсниж.газа КПД = Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nстар. - Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nнов., где



Qгод выраб. - объем выработки тепловой энергии
Гкал/год
300,10

Qтепл.спос. - среднегодовая теплотворная способность топлива
ккал/м3
8001

nнов. - КПД котельного оборудования до реконструкции
%
74,7%

nстар. - КПД котельного оборудования после реконструкции
%
92,0%

Bсниж.газа КПД = Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nстар. - Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nнов.
тыс. м3
- 9,41
2.3.
Расчет снижения объема потребления газа после реализации мероприятий:


2.3.1.
Снижение расхода газа, Bсниж.газ = Bэкон2.1 + Bсниж.газ КПД
тыс. м3
- 10,91
2.4.
Расчет снижения оплаты за потребленный газ после реализации мероприятий:


2.4.1.
Среднегодовой тариф оплаты за газ, Сгаз
руб./м3
4,40
2.4.2.
Сумма снижение оплаты за газ составит, Сэкон.газ.
тыс. руб.
- 48,01
3.
Расчет снижение затрат на выработку тепловой энергии за счет уменьшения потерь после замены ветхих тепловых сетей или сокращения их протяженности за счет приближения источника тепловой энергии к потребителям:


3.1.
Без замены ветхих тепловых сетей

0,0%
3.1.1.
Фактические потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотери
Гкал/год
46,60
%
15,87%
3.1.2.
Выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
300,10
3.1.4.
Доля заменяемых или сокращаемых тепловых сетей в общей протяженности сетей данной котельной
%
0,00%
3.1.5.
Снижение потерь тепловой энергии после реализации мероприятий
Гкал/год
- 18,18
3.1.6.
Объем выработки тепловой энергии после замены ветхих сетей, Qсниж.выраб.
Гкал/год
281,92

3.1.6.
Потери тепловой энергии после реализации мероприятий
%
10,31%
3.2.
Снижение затрат = Ссниж.сети = Qсниж. выраб x уд.нор.газ x тариф газ
тыс. руб.
- 13,37
3.2.1.
Фактическая удельная норма потребления газа на выработку одной Гкал
м3/Гкал
167,14
3.2.2.
Среднегодовой тариф на газ
руб.
4,40
4.
Расчет снижения затрат на оплату электроэнергии:


4.1.
Расчет снижения потребления электрической энергии за счет замены насосов и установки устройств плавного пуска


4.1.1.
Режим работы котельной

сезон
4.1.2.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной, tmax до рекон.
час
2246
4.1.3.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной после реконструкции, tmax после рекон.
час
1697
4.1.4.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной до реконструкции, Рсущ.
кВт
6,66
4.1.5.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной после реконструкции, Руст.
кВт
3,34
4.1.6.
Расчет экономии электрической энергии, Рэкон.эл.энер. = Wсущ. - Руст. x tmax после рекон.
кВт. час
9288
4.1.7.
Экономия средств на оплату электрической энергии и мощности составит, Сэкон.эл.энер.
тыс. руб.
- 38,24
5.
Расчет снижения эксплуатационных расходов на котельной после реконструкции, Ссниж.расх., тыс. руб.


5.1.
Затраты на текущий и капитальный ремонты до реконструкции котельной:


5.1.1.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
46,30
5.1.2.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем. (10% от плановых расходов)
тыс. руб.
12,68
5.1.3.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
13,20
5.2.
После выполнения мероприятий по реконструкции затраты на текущий и капитальный ремонты снизятся на
%
80,0%
5.3.
Снижение расходов на текущий и капитальный ремонт составит, Ссниж.расх. = (Срасх.тек.рем. + Срасх.кап.рем. + Срасх.аморт.) % снижения
тыс. руб.
- 57,74
6.
Расчет экономии фонда оплаты труда и страхового взноса от ФОТ основных рабочих, тыс. руб.


6.1.
При реализации мероприятий по реконструкции котельной предусматривается оснащение ее оборудованием и системой автоматики, позволяющим перевести работу котельной в автоматический режим и снизить численность постоянного обслуживающего персонала


6.1.1.
Среднесписочная численность основных рабочих до реализации мероприятий
человек
2,4
6.1.2.
Среднесписочная численность основных рабочих после реализации мероприятий
человек
2,0
6.1.3.
Сокращение фонда оплаты основных рабочих составит
%
18,0%
6.2.
Расчет годовой экономии ФОТ:
тыс. руб.
- 57,78

Сэкон.ФОТ = СФОТ x % снижения, где



СФОТ год - годовой фонд оплаты труда основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
320,40

Сэкон.ФОТ год = СФОТ год*
18,0%
57,78
6.3.
Расчет годовой экономии страховых взносов от ФОТ:
тыс. руб.
- 17,35

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год x % снижения, где



Сстр.взн.год - годовой объем страховых взносов от ФОТ основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
96,20

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год*
18,0%
17,35
7.
Расчет экономии средств на эксплуатацию котельной за счет выполнения мероприятий:


7.1.
Сэкон. = Сэкон.газ + Ссниж.сети + Сэкон.эл.энер. + Ссниж.расх. + Сэкон.ФОТ + Сэконстр.взн.
тыс. руб.
- 232,49
8.
Расчет снижения тарифа на выработку тепловой энергии:


8.1.
Среднегодовой тариф на тепловую энергию до реконструкции:



Стар. = Срасх. / Qотп.год, где



Срасх. - расходы на эксплуатацию до реконструкции
тыс. руб.
954,56

Qотп.год, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
247,10

Стар. = Срасх. / Qотп.год,
руб./Гкал
3863,05
8.2.
Расчет тариф на котельной после реконструкции:



Стар.после = Срасх.после / Qотп.год, где



Срасх.после = (Срасх. - Сэкон.) - расходы на эксплуатацию после реконструкции
тыс. руб.
722,07

Qгод, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
247,10

Стар.после = Срасх. / Qгод
руб./Гкал
2922,19
8.3.
Снижение затрат включаемых в тариф составит, Стар.сниж. = (Стар. - Стар.после)
руб.
- 940,86
9.
Расчет срока окупаемости мероприятий по реконструкции котельной и замене ветхих тепловых сетей:



Токуп. = (Срекон.всего) / Сэкон., где


9.1.
Срекон.всего - Расходы на реконструкцию котельной
тыс. руб.
1417,74
9.2.
Сэкон. - Экономия средств за счет внедрения мероприятий
тыс. руб.
232,49
9.3.
Результат производственной деятельности до внедрения мероприятий, убыток
тыс. руб.
- 472,15
9.4.
Срок окупаемости мероприятий Токуп. = Срекон. / Сэкон.
месяцев
73,18

Технико-экономическое обоснование реконструкции, модернизации объектов системы централизованного теплоснабжения
Адрес
г. Ипатово, ул. Орджоникидзе, 123А
Код котельной
21-11
1.
Исходные данные для расчета экономической эффективности реконструкции котельной
1.1.
тип котлов и их количество:

2


1
Братск


2
Братск
1.2.
установленная мощность,
Гкал/час
1,720
1.3.
присоединенная нагрузка, всего
Гкал/час
0,627

в том числе:


1.3.1.
присоединенная нагрузка, ГВС
Гкал/час
0,061
1.4.
коэффициент использования мощности котельной
%
36,4%
1.5.
выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
1396,60
1.6.
полезный отпуск тепловой энергии, Qотп.
Гкал/год
1310,90
1.7.
потери тепловой энергии на собственные нужды, Qпотер.С.Н.
Гкал/год
21,90
1.8.
потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотер.
Гкал/год
63,80
1.9.
расходы на эксплуатацию котельной, Срасх.
тыс. руб.
3206,11

в том числе:


1.9.1.
расход газа на вырабатываемый объем тепловой энергии, Bгаз
тыс. м3/год
228,24
1.9.2.
стоимость потребленного газа
тыс. руб.
1004,13
1.9.3.
годовой расход электрической энергии на котельной, Wсущ.
тыс. Квт. час
54,81
1.9.4.
стоимость потребленной электрической энергии и мощности
тыс. руб.
225,64
1.9.5.
среднесписочная численность основных рабочих
человек
4,50
1.9.6.
фонд оплаты труда, основных рабочих
тыс. руб.
660,30
1.9.7.
страховые взносы от ФОТ
тыс. руб.
198,10
1.9.8.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
44,32
1.9.9.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем.
тыс. руб.
84,68
1.9.10.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
121,90
1.9.11.
общехозяйственные расходы, Собщехоз.
тыс. руб.
840,68
1.10.
сумма затрат на реконструкцию котельной, всего, Срекон.всего
тыс. руб.
2725,96

в том числе:


1.10.1.
затраты на замену ветхих сетей, Светхие сети
тыс. руб.
-
1.10.2.
затраты на переключение не рентабельной котельной, Сперек.
тыс. руб.
-
1.10.3.
затраты на строительство блочной котельной, Сблоч.
тыс. руб.
-
1.10.4.
затраты на замену котлов, на реконструируемой котельной, Скотл.
тыс. руб.
1199,83
1.10.5.
затраты на замену приборов учета топливо - энергетических ресурсов и тепловой энергии, Сприб.
тыс. руб.
60,58
1.10.6.
затраты на замену насосного оборудования и шкафов управления ими, Снасос
тыс. руб.
126,23
1.10.7.
затраты на замену общекотельного оборудования, (ХВО, водоподогреватели и Т.Д.), Собщек.
тыс. руб.
188,13
1.10.8.
затраты на автоматизацию котельной, Савтом.
тыс. руб.
107,33
1.10.9.
затраты на неучтенные материалы и комплектующие
тыс. руб.
252,31
1.10.10.
затраты на ПИР, Спроект
тыс. руб.
68,07
1.10.11.
затраты на СМР, ССМР.
тыс. руб.
657,70
1.10.12.
затраты на ПНР, СПНР.
тыс. руб.
65,77
2.
Расчет снижения потребления газа и затрат на его оплату


2.1.
Расчет снижения потребления газа за счет ХВО, рециркуляции и установки приборов учета газа:


2.1.1.
На котельной монтируется установка обработки подпиточной воды, которая препятствует отложению солей жесткости на поверхностях нагрева котлов и способствует растворению и удалению существующих отложений в котлах и тепловых сетях. Снижение количества отложений на поверхностях нагрева котлов приводит к снижению расхода природного газа на выработку тепловой энергии до 6%
%
2,00%
2.1.2.
Внедрение системы рециркуляции и автоматизация котельной позволит эксплуатировать оборудование в наиболее экономичном режиме, что приведет к экономии природного газа до 2,2%
%
1,00%
2.1.3.
Монтаж узла учета природного газа с электронным корректором позволит производить учет использованного газа с большей точностью, экономия средств на оплату газа составит до 5%
%
0,00%
2.1.4.
Для расчета принимаем общее снижение расхода газа равное
%
3,00%
2.1.5.
Bгаз - годовой объем газа потребленный котельной на выработку тепловой энергии
тыс. м3
228,24
2.1.6.
Годовая экономия природного газа за счет мероприятий раздела 2.1 (Bэкон2.1) составит - Bэкон2.1 = Bгод x %
тыс. м3
- 6,85
2.2.
Расчет снижения потребления газа за счет замены котлов, переключения нагрузки и установки блочных котельных:


2.2.1.
Реализуемые мероприятия на данной котельной:



строительство блочной котельной
тип
нет

переключение нерентабельной котельной-код котельной

нет

замена существующих котлов на стальные жаротрубные котлы

да

при этом КПД котлов изменится
с
76,4%


до
92,0%
2.2.2.
Снижение объема потребляемого газа составит:



Bсниж.газа КПД = Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nстар. - Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nнов., где



Qгод выраб. - объем выработки тепловой энергии
Гкал/год
1396,60

Qтепл.спос. - среднегодовая теплотворная способность топлива
ккал/м3
8001

nнов. - КПД котельного оборудования до реконструкции
%
76,4%

nстар. - КПД котельного оборудования после реконструкции
%
92,0%

Bсниж.газа КПД = Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nстар. - Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nнов.
тыс. м3
- 38,60
2.3.
Расчет снижения объема потребления газа после реализации мероприятий:


2.3.1.
Снижение расхода газа, Bсниж.газ = Bэкон2.1 + Bсниж.газ КПД
тыс. м3
- 45,45
2.4.
Расчет снижения оплаты за потребленный газ после реализации мероприятий:


2.4.1.
Среднегодовой тариф оплаты за газ, Сгаз
руб./м3
4,40
2.4.2.
Сумма снижение оплаты за газ составит, Сэкон.газ.
тыс. руб.
- 199,94
3.
Расчет снижение затрат на выработку тепловой энергии за счет уменьшения потерь после замены ветхих тепловых сетей или сокращения их протяженности за счет приближения источника тепловой энергии к потребителям:


3.1.
Без замены ветхих тепловых сетей

0,0%
3.1.1.
Фактические потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотери
Гкал/год
63,80
%
4,64%
3.1.2.
Выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
1396,60
3.1.4.
Доля заменяемых или сокращаемых тепловых сетей в общей протяженности сетей данной котельной
%
0,00%
3.1.5.
Снижение потерь тепловой энергии после реализации мероприятий
Гкал/год
0,00
3.1.6.
Объем выработки тепловой энергии после замены ветхих сетей, Qсниж.выраб.
Гкал/год
1396,60

3.1.6.
Потери тепловой энергии после реализации мероприятий
%
4,64%
3.2.
Снижение затрат = Ссниж.сети = Qсниж. выраб x уд.нор.газ x тариф газ
тыс. руб.
0,00
3.2.1.
Фактическая удельная норма потребления газа на выработку одной Гкал
м3/Гкал
163,43
3.2.2.
Среднегодовой тариф на газ
руб.
4,40
4.
Расчет снижения затрат на оплату электроэнергии:


4.1.
Расчет снижения потребления электрической энергии за счет замены насосов и установки устройств плавного пуска


4.1.1.
Режим работы котельной

год
4.1.2.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной, tmax до рекон.
час
2229
4.1.3.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной после реконструкции, tmax после рекон.
час
3413
4.1.4.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной до реконструкции, Рсущ.
кВт
24,59
4.1.5.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной после реконструкции, Руст.
кВт
7,01
4.1.6.
Расчет экономии электрической энергии, Рэкон.эл.энер. = Wсущ. - Руст. x tmax после рекон.
кВт. час
30870
4.1.7.
Экономия средств на оплату электрической энергии и мощности составит, Сэкон.эл.энер.
тыс. руб.
- 127,09
5.
Расчет снижения эксплуатационных расходов на котельной после реконструкции, Ссниж.расх., тыс. руб.


5.1.
Затраты на текущий и капитальный ремонты до реконструкции котельной:


5.1.1.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
44,32
5.1.2.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем. (10% от плановых расходов)
тыс. руб.
14,50
5.1.3.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
121,90
5.2.
После выполнения мероприятий по реконструкции затраты на текущий и капитальный ремонты снизятся на
%
80,0%
5.3.
Снижение расходов на текущий и капитальный ремонт составит, Ссниж.расх. = (Срасх.тек.рем. + Срасх.кап.рем. + Срасх.аморт.) % снижения
тыс. руб.
- 144,58
6.
Расчет экономии фонда оплаты труда и страхового взноса от ФОТ основных рабочих, тыс. руб.


6.1.
При реализации мероприятий по реконструкции котельной предусматривается оснащение ее оборудованием и системой автоматики, позволяющим перевести работу котельной в автоматический режим и снизить численность постоянного обслуживающего персонала


6.1.1.
Среднесписочная численность основных рабочих до реализации мероприятий
человек
4,5
6.1.2.
Среднесписочная численность основных рабочих после реализации мероприятий
человек
4,0
6.1.3.
Сокращение фонда оплаты основных рабочих составит
%
11,1%
6.2.
Расчет годовой экономии ФОТ:
тыс. руб.
- 73,37

Сэкон.ФОТ = СФОТ x % снижения, где



СФОТ год - годовой фонд оплаты труда основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
660,30

Сэкон.ФОТ год = СФОТ год*
11,1%
73,37
6.3.
Расчет годовой экономии страховых взносов от ФОТ:
тыс. руб.
- 22,01

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год x % снижения, где



Сстр.взн.год - годовой объем страховых взносов от ФОТ основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
198,10

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год*
11,1%
22,01
7.
Расчет экономии средств на эксплуатацию котельной за счет выполнения мероприятий:


7.1.
Сэкон. = Сэкон.газ + Ссниж.сети + Сэкон.эл.энер. + Ссниж.расх. + Сэкон.ФОТ + Сэконстр.взн.
тыс. руб.
- 566,98
8.
Расчет снижения тарифа на выработку тепловой энергии:


8.1.
Среднегодовой тариф на тепловую энергию до реконструкции:



Стар. = Срасх. / Qотп.год, где



Срасх. - расходы на эксплуатацию до реконструкции
тыс. руб.
3206,11

Qотп.год, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
1310,90

Стар. = Срасх. / Qотп.год,
руб./Гкал
2445,73
8.2.
Расчет тариф на котельной после реконструкции:



Стар.после = Срасх.после / Qотп.год, где



Срасх.после = (Срасх. - Сэкон.) - расходы на эксплуатацию после реконструкции
тыс. руб.
2639,13

Qгод, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
1310,90

Стар.после = Срасх. / Qгод
руб./Гкал
2013,22
8.3.
Снижение затрат включаемых в тариф составит, Стар.сниж. = (Стар. - Стар.после)
руб.
- 432,51
9.
Расчет срока окупаемости мероприятий по реконструкции котельной и замене ветхих тепловых сетей:



Токуп. = (Срекон.всего) / Сэкон., где


9.1.
Срекон.всего - Расходы на реконструкцию котельной
тыс. руб.
2725,96
9.2.
Сэкон. - Экономия средств за счет внедрения мероприятий
тыс. руб.
566,98
9.3.
Результат производственной деятельности до внедрения мероприятий, убыток
тыс. руб.
- 646,86
9.4.
Срок окупаемости мероприятий Токуп. = Срекон. / Сэкон.
месяцев
57,69

Технико-экономическое обоснование реконструкции, модернизации объектов системы централизованного теплоснабжения
Адрес
г. Ипатово, ул. Орджоникидзе, 116
Код котельной
21-13
1.
Исходные данные для расчета экономической эффективности реконструкции котельной
1.1.
тип котлов и их количество:

3


1
УН-6


2
УН-5


3
УН-5
1.2.
установленная мощность,
Гкал/час
1,400
1.3.
присоединенная нагрузка, всего
Гкал/час
0,653

в том числе:


1.3.1.
присоединенная нагрузка, ГВС
Гкал/час
-
1.4.
коэффициент использования мощности котельной
%
46,6%
1.5.
выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
1047,70
1.6.
полезный отпуск тепловой энергии, Qотп.
Гкал/год
950,10
1.7.
потери тепловой энергии на собственные нужды, Qпотер.С.Н.
Гкал/год
0,90
1.8.
потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотер.
Гкал/год
96,70
1.9.
расходы на эксплуатацию котельной, Срасх.
тыс. руб.
1830,20

в том числе:


1.9.1.
расход газа на вырабатываемый объем тепловой энергии, Bгаз
тыс. м3/год
146,32
1.9.2.
стоимость потребленного газа
тыс. руб.
643,75
1.9.3.
годовой расход электрической энергии на котельной, Wсущ.
тыс. Квт. час
23,78
1.9.4.
стоимость потребленной электрической энергии и мощности
тыс. руб.
97,91
1.9.5.
среднесписочная численность основных рабочих
человек
2,44
1.9.6.
фонд оплаты труда, основных рабочих
тыс. руб.
307,60
1.9.7.
страховые взносы от ФОТ
тыс. руб.
92,40
1.9.8.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
1,37
1.9.9.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем.
тыс. руб.
-
1.9.10.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
57,30
1.9.11.
общехозяйственные расходы, Собщехоз.
тыс. руб.
609,30
1.10.
сумма затрат на реконструкцию котельной, всего, Срекон.всего
тыс. руб.
2251,05

в том числе:


1.10.1.
затраты на замену ветхих сетей, Светхие сети
тыс. руб.
-
1.10.2.
затраты на переключение не рентабельной котельной, Сперек.
тыс. руб.
-
1.10.3.
затраты на строительство блочной котельной, Сблоч.
тыс. руб.
-
1.10.4.
затраты на замену котлов, на реконструируемой котельной, Скотл.
тыс. руб.
947,72
1.10.5.
затраты на замену приборов учета топливо - энергетических ресурсов и тепловой энергии, Сприб.
тыс. руб.
61,68
1.10.6.
затраты на замену насосного оборудования и шкафов управления ими, Снасос
тыс. руб.
124,20
1.10.7.
затраты на замену общекотельного оборудования, (ХВО, водоподогреватели и Т.Д.), Собщек.
тыс. руб.
148,13
1.10.8.
затраты на автоматизацию котельной, Савтом.
тыс. руб.
107,33
1.10.9.
затраты на неучтенные материалы и комплектующие
тыс. руб.
208,36
1.10.10.
затраты на ПИР, Спроект
тыс. руб.
56,21
1.10.11.
затраты на СМР, ССМР.
тыс. руб.
543,12
1.10.12.
затраты на ПНР, СПНР.
тыс. руб.
54,31
2.
Расчет снижения потребления газа и затрат на его оплату


2.1.
Расчет снижения потребления газа за счет ХВО, рециркуляции и установки приборов учета газа:


2.1.1.
На котельной монтируется установка обработки подпиточной воды, которая препятствует отложению солей жесткости на поверхностях нагрева котлов и способствует растворению и удалению существующих отложений в котлах и тепловых сетях. Снижение количества отложений на поверхностях нагрева котлов приводит к снижению расхода природного газа на выработку тепловой энергии до 6%
%
2,00%
2.1.2.
Внедрение системы рециркуляции и автоматизация котельной позволит эксплуатировать оборудование в наиболее экономичном режиме, что приведет к экономии природного газа до 2,2%
%
1,00%
2.1.3.
Монтаж узла учета природного газа с электронным корректором позволит производить учет использованного газа с большей точностью, экономия средств на оплату газа составит до 5%
%
0,00%
2.1.4.
Для расчета принимаем общее снижение расхода газа равное
%
3,00%
2.1.5.
Bгаз - годовой объем газа потребленный котельной на выработку тепловой энергии
тыс. м3
146,32
2.1.6.
Годовая экономия природного газа за счет мероприятий раздела 2.1 (Bэкон2.1) составит - Bэкон2.1 = Bгод x %
тыс. м3
- 4,39
2.2.
Расчет снижения потребления газа за счет замены котлов, переключения нагрузки и установки блочных котельных:


2.2.1.
Реализуемые мероприятия на данной котельной:



строительство блочной котельной
тип
нет

переключение нерентабельной котельной-код котельной

нет

замена существующих котлов на стальные жаротрубные котлы

да

при этом КПД котлов изменится
с
89,5%


до
92,0%
2.2.2.
Снижение объема потребляемого газа составит:



Bсниж.газа КПД = Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nстар. - Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nнов., где



Qгод выраб. - объем выработки тепловой энергии
Гкал/год
1047,70

Qтепл.спос. - среднегодовая теплотворная способность топлива
ккал/м3
8001

nнов. - КПД котельного оборудования до реконструкции
%
89,5%

nстар. - КПД котельного оборудования после реконструкции
%
92,0%

Bсниж.газа КПД = Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nстар. - Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nнов.
тыс. м3
- 4,05
2.3.
Расчет снижения объема потребления газа после реализации мероприятий:


2.3.1.
Снижение расхода газа, Bсниж.газ = Bэкон2.1 + Bсниж.газ КПД
тыс. м3
- 8,44
2.4.
Расчет снижения оплаты за потребленный газ после реализации мероприятий:


2.4.1.
Среднегодовой тариф оплаты за газ, Сгаз
руб./м3
4,40
2.4.2.
Сумма снижение оплаты за газ составит, Сэкон.газ.
тыс. руб.
- 37,13
3.
Расчет снижение затрат на выработку тепловой энергии за счет уменьшения потерь после замены ветхих тепловых сетей или сокращения их протяженности за счет приближения источника тепловой энергии к потребителям:


3.1.
Без замены ветхих тепловых сетей

0,0%
3.1.1.
Фактические потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотери
Гкал/год
96,70
%
9,24%
3.1.2.
Выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
1047,70
3.1.4.
Доля заменяемых или сокращаемых тепловых сетей в общей протяженности сетей данной котельной
%
0,00%
3.1.5.
Снижение потерь тепловой энергии после реализации мероприятий
Гкал/год
0,00
3.1.6.
Объем выработки тепловой энергии после замены ветхих сетей, Qсниж.выраб.
Гкал/год
1047,70

3.1.6.
Потери тепловой энергии после реализации мероприятий
%
9,24%
3.2.
Снижение затрат = Ссниж.сети = Qсниж. выраб x уд.нор.газ x тариф газ
тыс. руб.
0,00
3.2.1.
Фактическая удельная норма потребления газа на выработку одной Гкал
м3/Гкал
139,66
3.2.2.
Среднегодовой тариф на газ
руб.
4,40
4.
Расчет снижения затрат на оплату электроэнергии:


4.1.
Расчет снижения потребления электрической энергии за счет замены насосов и установки устройств плавного пуска


4.1.1.
Режим работы котельной

сезон
4.1.2.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной, tmax до рекон.
час
1606
4.1.3.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной после реконструкции, tmax после рекон.
час
1471
4.1.4.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной до реконструкции, Рсущ.
кВт
14,81
4.1.5.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной после реконструкции, Руст.
кВт
5,46
4.1.6.
Расчет экономии электрической энергии, Рэкон.эл.энер. = Wсущ. - Руст. x tmax после рекон.
кВт. час
15747
4.1.7.
Экономия средств на оплату электрической энергии и мощности составит, Сэкон.эл.энер.
тыс. руб.
- 64,83
5.
Расчет снижения эксплуатационных расходов на котельной после реконструкции, Ссниж.расх., тыс. руб.


5.1.
Затраты на текущий и капитальный ремонты до реконструкции котельной:


5.1.1.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
1,37
5.1.2.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем. (10% от плановых расходов)
тыс. руб.
14,67
5.1.3.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
57,30
5.2.
После выполнения мероприятий по реконструкции затраты на текущий и капитальный ремонты снизятся на
%
80,0%
5.3.
Снижение расходов на текущий и капитальный ремонт составит, Ссниж.расх. = (Срасх.тек.рем. + Срасх.кап.рем. + Срасх.аморт.) % снижения
тыс. руб.
- 58,67
6.
Расчет экономии фонда оплаты труда и страхового взноса от ФОТ основных рабочих, тыс. руб.


6.1.
При реализации мероприятий по реконструкции котельной предусматривается оснащение ее оборудованием и системой автоматики, позволяющим перевести работу котельной в автоматический режим и снизить численность постоянного обслуживающего персонала


6.1.1.
Среднесписочная численность основных рабочих до реализации мероприятий
человек
2,4
6.1.2.
Среднесписочная численность основных рабочих после реализации мероприятий
человек
2,0
6.1.3.
Сокращение фонда оплаты основных рабочих составит
%
18,0%
6.2.
Расчет годовой экономии ФОТ:
тыс. руб.
- 55,47

Сэкон.ФОТ = СФОТ x % снижения, где



СФОТ год - годовой фонд оплаты труда основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
307,60

Сэкон.ФОТ год = СФОТ год*
18,0%
55,47
6.3.
Расчет годовой экономии страховых взносов от ФОТ:
тыс. руб.
- 16,66

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год x % снижения, где



Сстр.взн.год - годовой объем страховых взносов от ФОТ основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
92,40

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год*
18,0%
16,66
7.
Расчет экономии средств на эксплуатацию котельной за счет выполнения мероприятий:


7.1.
Сэкон. = Сэкон.газ + Ссниж.сети + Сэкон.эл.энер. + Ссниж.расх. + Сэкон.ФОТ + Сэконстр.взн.
тыс. руб.
- 232,76
8.
Расчет снижения тарифа на выработку тепловой энергии:


8.1.
Среднегодовой тариф на тепловую энергию до реконструкции:



Стар. = Срасх. / Qотп.год, где



Срасх. - расходы на эксплуатацию до реконструкции
тыс. руб.
1830,20

Qотп.год, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
950,10

Стар. = Срасх. / Qотп.год,
руб./Гкал
1926,32
8.2.
Расчет тариф на котельной после реконструкции:



Стар.после = Срасх.после / Qотп.год, где



Срасх.после = (Срасх. - Сэкон.) - расходы на эксплуатацию после реконструкции
тыс. руб.
1597,44

Qгод, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
950,10

Стар.после = Срасх. / Qгод
руб./Гкал
1681,34
8.3.
Снижение затрат включаемых в тариф составит, Стар.сниж. = (Стар. - Стар.после)
руб.
- 244,98
9.
Расчет срока окупаемости мероприятий по реконструкции котельной и замене ветхих тепловых сетей:



Токуп. = (Срекон.всего) / Сэкон., где


9.1.
Срекон.всего - Расходы на реконструкцию котельной
тыс. руб.
2251,05
9.2.
Сэкон. - Экономия средств за счет внедрения мероприятий
тыс. руб.
232,76
9.3.
Результат производственной деятельности до внедрения мероприятий, прибыль
тыс. руб.
84,34
9.4.
Срок окупаемости мероприятий Токуп. = Срекон. / Сэкон.
месяцев
116,06

Технико-экономическое обоснование реконструкции, модернизации объектов системы централизованного теплоснабжения
Адрес
г. Ипатово, ул. Келдыша, 15Б
Код котельной
21-15
1.
Исходные данные для расчета экономической эффективности реконструкции котельной
1.1.
тип котлов и их количество:

2


1
УН-6


2
УН-6
1.2.
установленная мощность,
Гкал/час
1,200
1.3.
присоединенная нагрузка, всего
Гкал/час
0,413

в том числе:


1.3.1.
присоединенная нагрузка, ГВС
Гкал/час
-
1.4.
коэффициент использования мощности котельной
%
34,4%
1.5.
выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
867,70
1.6.
полезный отпуск тепловой энергии, Qотп.
Гкал/год
753,60
1.7.
потери тепловой энергии на собственные нужды, Qпотер.С.Н.
Гкал/год
17,10
1.8.
потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотер.
Гкал/год
97,00
1.9.
расходы на эксплуатацию котельной Срасх.
тыс. руб.
1606,82

в том числе:


1.9.1.
расход газа на вырабатываемый объем тепловой энергии, Bгаз
тыс. м3/год
136,16
1.9.2.
стоимость потребленного газа
тыс. руб.
599,02
1.9.3.
годовой расход электрической энергии на котельной, Wсущ.
тыс. Квт. час
24,18
1.9.4.
стоимость потребленной электрической энергии и мощности
тыс. руб.
99,54
1.9.5.
среднесписочная численность основных рабочих
человек
2,44
1.9.6.
фонд оплаты труда, основных рабочих
тыс. руб.
306,10
1.9.7.
страховые взносы от ФОТ
тыс. руб.
91,90
1.9.8.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
5,60
1.9.9.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем.
тыс. руб.
-
1.9.10.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
7,90
1.9.11.
общехозяйственные расходы, Собщехоз.
тыс. руб.
483,28
1.10.
сумма затрат на реконструкцию котельной, всего, Срекон.всего
тыс. руб.
2020,65

в том числе:


1.10.1.
затраты на замену ветхих сетей, Светхие сети
тыс. руб.
-
1.10.2.
затраты на переключение не рентабельной котельной, Сперек.
тыс. руб.
-
1.10.3.
затраты на строительство блочной котельной, Сблоч.
тыс. руб.
-
1.10.4.
затраты на замену котлов, на реконструируемой котельной, Скотл.
тыс. руб.
862,52
1.10.5.
затраты на замену приборов учета топливо - энергетических ресурсов и тепловой энергии, Сприб.
тыс. руб.
59,68
1.10.6.
затраты на замену насосного оборудования и шкафов управления ими, Снасос
тыс. руб.
111,28
1.10.7.
затраты на замену общекотельного оборудования, (ХВО, водоподогреватели и Т.Д.), Собщек.
тыс. руб.
106,07
1.10.8.
затраты на автоматизацию котельной, Савтом.
тыс. руб.
107,33
1.10.9.
затраты на неучтенные материалы и комплектующие
тыс. руб.
187,03
1.10.10.
затраты на ПИР, Спроект
тыс. руб.
50,46
1.10.11.
затраты на СМР, ССМР.
тыс. руб.
487,53
1.10.12.
затраты на ПНР, СПНР.
тыс. руб.
48,75
2.
Расчет снижения потребления газа и затрат на его оплату


2.1.
Расчет снижения потребления газа за счет ХВО, рециркуляции и установки приборов учета газа:


"количества" часть текста отсутствует.
------------------------------------------------------------------
2.1.1.
На котельной монтируется установка обработки подпиточной воды, которая препятствует отложению солей жесткости на поверхностях нагрева котлов и способствует растворению и удалению существующих отложений в котлах и тепловых сетях. Снижение количества отложе
%
2,00%
2.1.2.
Внедрение системы рециркуляции и автоматизация котельной позволит эксплуатировать оборудование в наиболее экономичном режиме, что приведет к экономии природного газа до 2,2%
%
1,00%
2.1.3.
Монтаж узла учета природного газа с электронным корректором позволит производить учет использованного газа с большей точностью, экономия средств на оплату газа составит до 5%
%
0,00%
2.1.4.
Для расчета принимаем общее снижение расхода газа равное
%
3,00%
2.1.5.
Bгаз - годовой объем газа потребленный котельной на выработку тепловой энергии
тыс. м3
136,16
2.1.6.
Годовая экономия природного газа за счет мероприятий раздела 2.1 (Bэкон2.1) составит - Bэкон2.1 = Bгод x %
тыс. м3
- 4,08
2.2.
Расчет снижения потребления газа за счет замены котлов, переключения нагрузки и установки блочных котельных:


2.2.1.
Реализуемые мероприятия на данной котельной:



строительство блочной котельной
тип
нет

переключение нерентабельной котельной-код котельной

нет

замена существующих котлов на стальные жаротрубные котлы

да

при этом КПД котлов изменится
с
79,6%


до
92,0%
2.2.2.
Снижение объема потребляемого газа составит:



Bсниж.газа КПД = Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nстар. - Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nнов., где



Qгод выраб. - объем выработки тепловой энергии
Гкал/год
867,70

Qтепл.спос. - среднегодовая теплотворная способность топлива
ккал/м3
8001

nнов. - КПД котельного оборудования до реконструкции
%
79,6%

nстар. - КПД котельного оборудования после реконструкции
%
92,0%

Bсниж.газа КПД = Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nстар. - Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nнов.
тыс. м3
- 18,33
2.3.
Расчет снижения объема потребления газа после реализации мероприятий:


2.3.1.
Снижение расхода газа, Bсниж.газ = Bэкон2.1 + Bсниж.газ КПД
тыс. м3
- 22,42
2.4.
Расчет снижения оплаты за потребленный газ после реализации мероприятий:


2.4.1.
Среднегодовой тариф оплаты за газ, Сгаз
руб./м3
4,40
2.4.2.
Сумма снижение оплаты за газ составит, Сэкон.газ.
тыс. руб.
- 98,62
3.
Расчет снижение затрат на выработку тепловой энергии за счет уменьшения потерь после замены ветхих тепловых сетей или сокращения их протяженности за счет приближения источника тепловой энергии к потребителям:


3.1.
Без замены ветхих тепловых сетей

0,0%
3.1.1.
Фактические потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотери
Гкал/год
97,00
%
11,40%
3.1.2.
Выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
867,70
3.1.4.
Доля заменяемых или сокращаемых тепловых сетей в общей протяженности сетей данной котельной
%
0,00%
3.1.5.
Снижение потерь тепловой энергии после реализации мероприятий
Гкал/год
0,00
3.1.6.
Объем выработки тепловой энергии после замены ветхих сетей, Qсниж.выраб.
Гкал/год
867,70

3.1.6.
Потери тепловой энергии после реализации мероприятий
%
11,40%
3.2.
Снижение затрат = Ссниж.сети = Qсниж. выраб x уд.нор.газ x тариф газ
тыс. руб.
0,00
3.2.1.
Фактическая удельная норма потребления газа на выработку одной Гкал
м3/Гкал
156,92
3.2.2.
Среднегодовой тариф на газ
руб.
4,40
4.
Расчет снижения затрат на оплату электроэнергии:


4.1.
Расчет снижения потребления электрической энергии за счет замены насосов и установки устройств плавного пуска


4.1.1.
Режим работы котельной

сезон
4.1.2.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной, tmax до рекон.
час
2101
4.1.3.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной после реконструкции, tmax после рекон.
час
1828
4.1.4.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной до реконструкции, Рсущ.
кВт
11,51
4.1.5.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной после реконструкции, Руст.
кВт
5,71
4.1.6.
Расчет экономии электрической энергии, Рэкон.эл.энер. = Wсущ. - Руст. x tmax после рекон.
кВт. час
13737
4.1.7.
Экономия средств на оплату электрической энергии и мощности составит, Сэкон.эл.энер.
тыс. руб.
- 56,55
5.
Расчет снижения эксплуатационных расходов на котельной после реконструкции, Ссниж.расх., тыс. руб.


5.1.
Затраты на текущий и капитальный ремонты до реконструкции котельной:


5.1.1.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
5,60
5.1.2.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем. (10% от плановых расходов)
тыс. руб.
12,68
5.1.3.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
7,90
5.2.
После выполнения мероприятий по реконструкции затраты на текущий и капитальный ремонты снизятся на
%
80,0%
5.3.
Снижение расходов на текущий и капитальный ремонт составит, Ссниж.расх. = (Срасх.тек.рем. + Срасх.кап.рем. + Срасх.аморт.) % снижения
тыс. руб.
- 20,94
6.
Расчет экономии фонда оплаты труда и страхового взноса от ФОТ основных рабочих, тыс. руб.


6.1.
При реализации мероприятий по реконструкции котельной предусматривается оснащение ее оборудованием и системой автоматики, позволяющим перевести работу котельной в автоматический режим и снизить численность постоянного обслуживающего персонала


6.1.1.
Среднесписочная численность основных рабочих до реализации мероприятий
человек
2,4
6.1.2.
Среднесписочная численность основных рабочих после реализации мероприятий
человек
2,0
6.1.3.
Сокращение фонда оплаты основных рабочих составит
%
18,0%
6.2.
Расчет годовой экономии ФОТ:
тыс. руб.
- 55,20

Сэкон.ФОТ = СФОТ x % снижения, где



СФОТ год - годовой фонд оплаты труда основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
306,10

Сэкон.ФОТ год = СФОТ год*
18,0%
55,20
6.3.
Расчет годовой экономии страховых взносов от ФОТ:
тыс. руб.
- 16,57

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год x % снижения, где



Сстр.взн.год - годовой объем страховых взносов от ФОТ основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
91,90

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год*
18,0%
16,57
7.
Расчет экономии средств на эксплуатацию котельной за счет выполнения мероприятий:


7.1.
Сэкон. = Сэкон.газ + Ссниж.сети + Сэкон.эл.энер. + Ссниж.расх. + Сэкон.ФОТ + Сэконстр.взн.
тыс. руб.
- 247,88
8.
Расчет снижения тарифа на выработку тепловой энергии:


8.1.
Среднегодовой тариф на тепловую энергию до реконструкции:



Стар. = Срасх. / Qотп.год, где



Срасх. - расходы на эксплуатацию до реконструкции
тыс. руб.
1606,82

Qотп.год, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
753,60

Стар. = Срасх. / Qотп.год,
руб./Гкал
2132,20
8.2.
Расчет тариф на котельной после реконструкции:



Стар.после = Срасх.после / Qотп.год, где



Срасх.после = (Срасх. - Сэкон.) - расходы на эксплуатацию после реконструкции
тыс. руб.
1358,94

Qгод, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
753,60

Стар.после = Срасх. / Qгод
руб./Гкал
1803,27
8.3.
Снижение затрат включаемых в тариф составит, Стар.сниж. = (Стар. - Стар.после)
руб.
- 328,93
9.
Расчет срока окупаемости мероприятий по реконструкции котельной и замене ветхих тепловых сетей:



Токуп. = (Срекон.всего) / Сэкон., где


9.1.
Срекон.всего - Расходы на реконструкцию котельной
тыс. руб.
2020,65
9.2.
Сэкон. - Экономия средств за счет внедрения мероприятий
тыс. руб.
247,88
9.3.
Результат производственной деятельности до внедрения мероприятий, убыток
тыс. руб.
- 135,58
9.4.
Срок окупаемости мероприятий Токуп. = Срекон. / Сэкон.
месяцев
97,82

Технико-экономическое обоснование реконструкции, модернизации объектов системы централизованного теплоснабжения
Адрес
с Октябрьское, ул. Ленина, 159А
Код котельной
21-21
1.
Исходные данные для расчета экономической эффективности реконструкции котельной
1.1.
тип котлов и их количество:

4


1
УН-6


2
УН-5


3
УН-5


4
УН-6
1.2.
установленная мощность,
Гкал/час
1,600
1.3.
присоединенная нагрузка, всего
Гкал/час
0,328

в том числе:


1.3.1.
присоединенная нагрузка, ГВС
Гкал/час
-
1.4.
коэффициент использования мощности котельной
%
20,5%
1.5.
выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
548,70
1.6.
полезный отпуск тепловой энергии, Qотп.
Гкал/год
497,30
1.7.
потери тепловой энергии на собственные нужды, Qпотер.С.Н.
Гкал/год
10,80
1.8.
потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотер.
Гкал/год
40,60
1.9.
расходы на эксплуатацию котельной, Срасх.
тыс. руб.
1197,00

в том числе:


1.9.1.
расход газа на вырабатываемый объем тепловой энергии, Bгаз
тыс. м3/год
84,60
1.9.2.
стоимость потребленного газа
тыс. руб.
372,21
1.9.3.
годовой расход электрической энергии на котельной, Wсущ.
тыс. Квт. час
5,51
1.9.4.
стоимость потребленной электрической энергии и мощности
тыс. руб.
22,67
1.9.5.
среднесписочная численность основных рабочих
человек
2,44
1.9.6.
фонд оплаты труда, основных рабочих
тыс. руб.
323,80
1.9.7.
страховые взносы от ФОТ
тыс. руб.
97,20
1.9.8.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
49,55
1.9.9.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем.
тыс. руб.
3,31
1.9.10.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
-
1.9.11.
общехозяйственные расходы, Собщехоз.
тыс. руб.
318,92
1.10.
сумма затрат на реконструкцию котельной, всего, Срекон.всего
тыс. руб.
1829,43

в том числе:


1.10.1.
затраты на замену ветхих сетей, Светхие сети
тыс. руб.
-
1.10.2.
затраты на переключение не рентабельной котельной, Сперек.
тыс. руб.
-
1.10.3.
затраты на строительство блочной котельной, Сблоч.
тыс. руб.
-
1.10.4.
затраты на замену котлов, на реконструируемой котельной, Скотл.
тыс. руб.
769,91
1.10.5.
затраты на замену приборов учета топливо - энергетических ресурсов и тепловой энергии, Сприб.
тыс. руб.
57,22
1.10.6.
затраты на замену насосного оборудования и шкафов управления ими, Снасос
тыс. руб.
90,18
1.10.7.
затраты на замену общекотельного оборудования, (ХВО, водоподогреватели и Т.Д.), Собщек.
тыс. руб.
104,24
1.10.8.
затраты на автоматизацию котельной, Савтом.
тыс. руб.
107,33
1.10.9.
затраты на неучтенные материалы и комплектующие
тыс. руб.
169,33
1.10.10.
затраты на ПИР, Спроект
тыс. руб.
45,68
1.10.11.
затраты на СМР, ССМР.
тыс. руб.
441,39
1.10.12.
затраты на ПНР, СПНР.
тыс. руб.
44,14
2.
Расчет снижения потребления газа и затрат на его оплату


2.1.
Расчет снижения потребления газа за счет ХВО, рециркуляции и установки приборов учета газа:


"количества" часть текста отсутствует.
------------------------------------------------------------------
2.1.1.
На котельной монтируется установка обработки подпиточной воды, которая препятствует отложению солей жесткости на поверхностях нагрева котлов и способствует растворению и удалению существующих отложений в котлах и тепловых сетях. Снижение количества отложе
%
2,00%
2.1.2.
Внедрение системы рециркуляции и автоматизация котельной позволит эксплуатировать оборудование в наиболее экономичном режиме, что приведет к экономии природного газа до 2,2%
%
1,00%
2.1.3.
Монтаж узла учета природного газа с электронным корректором позволит производить учет использованного газа с большей точностью, экономия средств на оплату газа составит до 5%
%
0,00%
2.1.4.
Для расчета принимаем общее снижение расхода газа равное
%
3,00%
2.1.5.
Bгаз - годовой объем газа потребленный котельной на выработку тепловой энергии
тыс. м3
84,60
2.1.6.
Годовая экономия природного газа за счет мероприятий раздела 2.1 (Bэкон2.1) составит - Bэкон2.1 = Bгод x %
тыс. м3
- 2,54
2.2.
Расчет снижения потребления газа за счет замены котлов, переключения нагрузки и установки блочных котельных:


2.2.1.
Реализуемые мероприятия на данной котельной:



строительство блочной котельной
тип
нет

переключение нерентабельной котельной-код котельной

нет

замена существующих котлов на стальные жаротрубные котлы

да

при этом КПД котлов изменится
с
81,0%


до
92,0%
2.2.2.
Снижение объема потребляемого газа составит:



Bсниж.газа КПД = Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nстар. - Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nнов., где



Qгод выраб. - объем выработки тепловой энергии
Гкал/год
548,70

Qтепл.спос. - среднегодовая теплотворная способность топлива
ккал/м3
8001

nнов. - КПД котельного оборудования до реконструкции
%
81,0%

nстар. - КПД котельного оборудования после реконструкции
%
92,0%

Bсниж.газа КПД = Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nстар. - Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nнов.
тыс. м3
- 10,09
2.3.
Расчет снижения объема потребления газа после реализации мероприятий:


2.3.1.
Снижение расхода газа, Bсниж.газ = Bэкон2.1 + Bсниж.газ КПД
тыс. м3
- 12,63
2.4.
Расчет снижения оплаты за потребленный газ после реализации мероприятий:


2.4.1.
Среднегодовой тариф оплаты за газ, Сгаз
руб./м3
4,40
2.4.2.
Сумма снижение оплаты за газ составит, Сэкон.газ.
тыс. руб.
- 55,58
3.
Расчет снижение затрат на выработку тепловой энергии за счет уменьшения потерь после замены ветхих тепловых сетей или сокращения их протяженности за счет приближения источника тепловой энергии к потребителям:


3.1.
Без замены ветхих тепловых сетей

0,0%
3.1.1.
Фактические потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотери
Гкал/год
40,60
%
7,55%
3.1.2.
Выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
548,70
3.1.4.
Доля заменяемых или сокращаемых тепловых сетей в общей протяженности сетей данной котельной
%
0,00%
3.1.5.
Снижение потерь тепловой энергии после реализации мероприятий
Гкал/год
0,00
3.1.6.
Объем выработки тепловой энергии после замены ветхих сетей, Qсниж.выраб.
Гкал/год
548,70

3.1.6.
Потери тепловой энергии после реализации мероприятий
%
7,55%
3.2.
Снижение затрат = Ссниж.сети = Qсниж. выраб x уд.нор.газ x тариф газ
тыс. руб.
0,00
3.2.1.
Фактическая удельная норма потребления газа на выработку одной Гкал
м3/Гкал
154,19
3.2.2.
Среднегодовой тариф на газ
руб.
4,40
4.
Расчет снижения затрат на оплату электроэнергии:


4.1.
Расчет снижения потребления электрической энергии за счет замены насосов и установки устройств плавного пуска


4.1.1.
Режим работы котельной

сезон
4.1.2.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной, tmax до рекон.
час
1671
4.1.3.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной после реконструкции, tmax после рекон.
час
1541
4.1.4.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной до реконструкции, Рсущ.
кВт
3,30
4.1.5.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной после реконструкции, Руст.
кВт
2,84
4.1.6.
Расчет экономии электрической энергии, Рэкон.эл.энер. = Wсущ. - Руст. x tmax после рекон.
кВт. час
1135
4.1.7.
Экономия средств на оплату электрической энергии и мощности составит, Сэкон.эл.энер.
тыс. руб.
- 4,67
5.
Расчет снижения эксплуатационных расходов на котельной после реконструкции, Ссниж.расх., тыс. руб.


5.1.
Затраты на текущий и капитальный ремонты до реконструкции котельной:


5.1.1.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
49,55
5.1.2.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем. (10% от плановых расходов)
тыс. руб.
16,66
5.1.3.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
-
5.2.
После выполнения мероприятий по реконструкции затраты на текущий и капитальный ремонты снизятся на
%
80,0%
5.3.
Снижение расходов на текущий и капитальный ремонт составит, Ссниж.расх. = (Срасх.тек.рем. + Срасх.кап.рем. + Срасх.аморт.) % снижения
тыс. руб.
- 52,97
6.
Расчет экономии фонда оплаты труда и страхового взноса от ФОТ основных рабочих, тыс. руб.


6.1.
При реализации мероприятий по реконструкции котельной предусматривается оснащение ее оборудованием и системой автоматики, позволяющим перевести работу котельной в автоматический режим и снизить численность постоянного обслуживающего персонала


6.1.1.
Среднесписочная численность основных рабочих до реализации мероприятий
человек
2,4
6.1.2.
Среднесписочная численность основных рабочих после реализации мероприятий
человек
2,0
6.1.3.
Сокращение фонда оплаты основных рабочих составит
%
18,0%
6.2.
Расчет годовой экономии ФОТ:
тыс. руб.
- 58,39

Сэкон.ФОТ = СФОТ x % снижения, где



СФОТ год - годовой фонд оплаты труда основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
323,80

Сэкон.ФОТ год = СФОТ год*
18,0%
58,39
6.3.
Расчет годовой экономии страховых взносов от ФОТ:
тыс. руб.
- 17,53

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год x % снижения, где



Сстр.взн.год - годовой объем страховых взносов от ФОТ основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
97,20

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год*
18,0%
17,53
7.
Расчет экономии средств на эксплуатацию котельной за счет выполнения мероприятий:


7.1.
Сэкон. = Сэкон.газ + Ссниж.сети + Сэкон.эл.энер. + Ссниж.расх. + Сэкон.ФОТ + Сэконстр.взн.
тыс. руб.
- 189,13
8.
Расчет снижения тарифа на выработку тепловой энергии:


8.1.
Среднегодовой тариф на тепловую энергию до реконструкции:



Стар. = Срасх. / Qотп.год, где



Срасх. - расходы на эксплуатацию до реконструкции
тыс. руб.
1197,00

Qотп.год, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
497,30

Стар. = Срасх. / Qотп.год,
руб./Гкал
2406,99
8.2.
Расчет тариф на котельной после реконструкции:



Стар.после = Срасх.после / Qотп.год, где



Срасх.после = (Срасх. - Сэкон.) - расходы на эксплуатацию после реконструкции
тыс. руб.
1007,86

Qгод, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
497,30

Стар.после = Срасх. / Qгод
руб./Гкал
2026,67
8.3.
Снижение затрат включаемых в тариф составит, Стар.сниж. = (Стар. - Стар.после)
руб.
- 380,32
9.
Расчет срока окупаемости мероприятий по реконструкции котельной и замене ветхих тепловых сетей:



Токуп. = (Срекон.всего) / Сэкон., где


9.1.
Срекон.всего - Расходы на реконструкцию котельной
тыс. руб.
1829,43
9.2.
Сэкон. - Экономия средств за счет внедрения мероприятий
тыс. руб.
189,13
9.3.
Результат производственной деятельности до внедрения мероприятий, убыток
тыс. руб.
- 226,12
9.4.
Срок окупаемости мероприятий Токуп. = Срекон. / Сэкон.
месяцев
116,07

Кочубеевский район:

Технико-экономическое обоснование реконструкции, модернизации объектов системы централизованного теплоснабжения
Адрес
с. Балахоновское, ул. Школьная, 17
Код котельной
12-15
1.
Исходные данные для расчета экономической эффективности реконструкции котельной
1.1.
тип котлов и их количество:

5


1
Е-1-9-Г


2
Е-1-9-Г
1.2.
установленная мощность,
Гкал/час
2,250
1.3.
присоединенная нагрузка, всего
Гкал/час
0,433

в том числе:


1.3.1.
присоединенная нагрузка, ГВС
Гкал/час
0,059
1.4.
коэффициент использования мощности котельной
%
19,3%
1.5.
выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
545,40
1.6.
полезный отпуск тепловой энергии, Qотп.
Гкал/год
381,40
1.7.
потери тепловой энергии на собственные нужды, Qпотер.С.Н.
Гкал/год
11,80
1.8.
потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотер.
Гкал/год
152,20
1.9.
расходы на эксплуатацию котельной, Срасх.
тыс. руб.
1114,51

в том числе:


1.9.1.
расход газа на вырабатываемый объем тепловой энергии, Bгаз
тыс. м3/год
100,53
1.9.2.
стоимость потребленного газа
тыс. руб.
452,19
1.9.3.
годовой расход электрической энергии на котельной, Wсущ.
тыс. Квт. час
21,56
1.9.4.
стоимость потребленной электрической энергии и мощности
тыс. руб.
78,80
1.9.5.
среднесписочная численность основных рабочих
человек
3,00
1.9.6.
фонд оплаты труда, основных рабочих
тыс. руб.
184,40
1.9.7.
страховые взносы от ФОТ
тыс. руб.
56,10
1.9.8.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
24,02
1.9.9.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем.
тыс. руб.
-
1.9.10.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
7,40
1.9.11.
общехозяйственные расходы, Собщехоз.
тыс. руб.
294,99
1.10.
сумма затрат на реконструкцию котельной, всего, Срекон.всего
тыс. руб.
2592,91

в том числе:


1.10.1.
затраты на замену ветхих сетей, Светхие сети
тыс. руб.
-
1.10.2.
затраты на переключение не рентабельной котельной, Сперек.
тыс. руб.
-
1.10.3.
затраты на строительство блочной котельной, Сблоч.
тыс. руб.
-
1.10.4.
затраты на замену котлов, на реконструируемой котельной, Скотл.
тыс. руб.
1035,92
1.10.5.
затраты на замену приборов учета топливо - энергетических ресурсов и тепловой энергии, Сприб.
тыс. руб.
55,59
1.10.6.
затраты на замену насосного оборудования и шкафов управления ими, Снасос
тыс. руб.
-
1.10.7.
затраты на замену общекотельного оборудования, (ХВО, водоподогреватели и Т.Д.), Собщек.
тыс. руб.
401,15
1.10.8.
затраты на автоматизацию котельной, Савтом.
тыс. руб.
107,33
1.10.9.
затраты на неучтенные материалы и комплектующие
тыс. руб.
240,00
1.10.10.
затраты на ПИР, Спроект
тыс. руб.
64,75
1.10.11.
затраты на СМР, ССМР.
тыс. руб.
625,60
1.10.12.
затраты на ПНР, СПНР.
тыс. руб.
62,56
2.
Расчет снижения потребления газа и затрат на его оплату


2.1.
Расчет снижения потребления газа за счет ХВО, рециркуляции и установки приборов учета газа:


2.1.1.
На котельной монтируется установка обработки подпиточной воды, которая препятствует отложению солей жесткости на поверхностях нагрева котлов и способствует растворению и удалению существующих отложений в котлах и тепловых сетях. Снижение количества отложений на поверхностях нагрева котлов приводит к снижению расхода природного газа на выработку тепловой энергии до 6%
%
2,00%
2.1.2.
Внедрение системы рециркуляции и автоматизация котельной позволит эксплуатировать оборудование в наиболее экономичном режиме, что приведет к экономии природного газа до 2,2%
%
1,00%
2.1.3.
Монтаж узла учета природного газа с электронным корректором позволит производить учет использованного газа с большей точностью, экономия средств на оплату газа составит до 5%
%
0,00%
2.1.4.
Для расчета принимаем общее снижение расхода газа равное
%
3,00%
2.1.5.
Bгаз - годовой объем газа потребленный котельной на выработку тепловой энергии
тыс. м3
100,53
2.1.6.
Годовая экономия природного газа за счет мероприятий раздела 2.1 (Bэкон2.1) составит - Bэкон2.1 = Bгод x %
тыс. м3
- 3,02
2.2.
Расчет снижения потребления газа за счет замены котлов, переключения нагрузки и установки блочных котельных:


2.2.1.
Реализуемые мероприятия на данной котельной:



строительство блочной котельной
тип
нет

переключение нерентабельной котельной-код котельной

нет

замена существующих котлов на стальные жаротрубные котлы

да

при этом КПД котлов изменится
с
66,4%


до
92,0%
2.2.2.
Снижение объема потребляемого газа составит:



Bсниж.газа КПД = Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nстар. - Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nнов., где



Qгод выраб. - объем выработки тепловой энергии
Гкал/год
545,40

Qтепл.спос. - среднегодовая теплотворная способность топлива
ккал/м3
8162

nнов. - КПД котельного оборудования до реконструкции
%
66,4%

nстар. - КПД котельного оборудования после реконструкции
%
92,0%

Bсниж.газа КПД = Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nстар. - Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nнов.
тыс. м3
- 27,94
2.3.
Расчет снижения объема потребления газа после реализации мероприятий:


2.3.1.
Снижение расхода газа, Bсниж.газ = Bэкон2.1 + Bсниж.газ КПД
тыс. м3
- 30,95
2.4.
Расчет снижения оплаты за потребленный газ после реализации мероприятий:


2.4.1.
Среднегодовой тариф оплаты за газ, Сгаз
руб./м3
4,50
2.4.2.
Сумма снижение оплаты за газ составит, Сэкон.газ.
тыс. руб.
- 139,23
3.
Расчет снижение затрат на выработку тепловой энергии за счет уменьшения потерь после замены ветхих тепловых сетей или сокращения их протяженности за счет приближения источника тепловой энергии к потребителям:


3.1.
Без замены ветхих тепловых сетей

0,0%
3.1.1.
Фактические потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотери
Гкал/год
152,20
%
28,52%
3.1.2.
Выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
545,40
3.1.4.
Доля заменяемых или сокращаемых тепловых сетей в общей протяженности сетей данной котельной
%
0,00%
3.1.5.
Снижение потерь тепловой энергии после реализации мероприятий
Гкал/год
0,00
3.1.6.
Объем выработки тепловой энергии после замены ветхих сетей, Qсниж.выраб.
Гкал/год
545,40

3.1.6.
Потери тепловой энергии после реализации мероприятий
%
28,52%
3.2.
Снижение затрат = Ссниж.сети = Qсниж. выраб x уд.нор.газ x тариф газ
тыс. руб.
0,00
3.2.1.
Фактическая удельная норма потребления газа на выработку одной Гкал
м3/Гкал
184,33
3.2.2.
Среднегодовой тариф на газ
руб.
4,50
4.
Расчет снижения затрат на оплату электроэнергии:


4.1.
Расчет снижения потребления электрической энергии за счет замены насосов и установки устройств плавного пуска


4.1.1.
Режим работы котельной

год
4.1.2.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной, tmax до рекон.
час
1259
4.1.3.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной после реконструкции, tmax после рекон.
час
1490
4.1.4.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной до реконструкции, Рсущ.
кВт
17,13
4.1.5.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной после реконструкции, Руст.
кВт
10,13
4.1.6.
Расчет экономии электрической энергии, Рэкон.эл.энер. = Wсущ. - Руст. x tmax после рекон.
кВт. час
6465
4.1.7.
Экономия средств на оплату электрической энергии и мощности составит, Сэкон.эл.энер.
тыс. руб.
- 23,63
5.
Расчет снижения эксплуатационных расходов на котельной после реконструкции, Ссниж.расх., тыс. руб.


5.1.
Затраты на текущий и капитальный ремонты до реконструкции котельной:


5.1.1.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
24,02
5.1.2.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем. (10% от плановых расходов)
тыс. руб.
25,18
5.1.3.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
7,40
5.2.
После выполнения мероприятий по реконструкции затраты на текущий и капитальный ремонты снизятся на
%
80,0%
5.3.
Снижение расходов на текущий и капитальный ремонт составит, Ссниж.расх. = (Срасх.тек.рем. + Срасх.кап.рем. + Срасх.аморт.) % снижения
тыс. руб.
- 45,28
6.
Расчет экономии фонда оплаты труда и страхового взноса от ФОТ основных рабочих, тыс. руб.


6.1.
При реализации мероприятий по реконструкции котельной предусматривается оснащение ее оборудованием и системой автоматики, позволяющим перевести работу котельной в автоматический режим и снизить численность постоянного обслуживающего персонала.


6.1.1.
Среднесписочная численность основных рабочих до реализации мероприятий
человек
3,0
6.1.2.
Среднесписочная численность основных рабочих после реализации мероприятий
человек
2,0
6.1.3.
Сокращение фонда оплаты основных рабочих составит
%
33,3%
6.2.
Расчет годовой экономии ФОТ:
тыс. руб.
- 61,47

Сэкон.ФОТ = СФОТ x % снижения, где



СФОТ год - годовой фонд оплаты труда основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
184,40

Сэкон.ФОТ год = СФОТ год*
33,3%
61,47
6.3.
Расчет годовой экономии страховых взносов от ФОТ:
тыс. руб.
- 18,70

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год x % снижения, где



Сстр.взн.год - годовой объем страховых взносов от ФОТ основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
56,10

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год*
33,3%
18,70
7
Расчет экономии средств на эксплуатацию котельной за счет выполнения мероприятий:


7.1.
Сэкон. = Сэкон.газ + Ссниж.сети + Сэкон.эл.энер. + Ссниж.расх. + Сэкон.ФОТ + Сэконстр.взн.
тыс. руб.
- 288,31
8.
Расчет снижения тарифа на выработку тепловой энергии:


8.1.
Среднегодовой тариф на тепловую энергию до реконструкции:



Стар. = Срасх. / Qотп.год, где



Срасх. - расходы на эксплуатацию до реконструкции
тыс. руб.
1114,51

Qотп.год, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
381,40

Стар. = Срасх. / Qотп.год,
руб./Гкал
2922,16
8.2.
Расчет тариф на котельной после реконструкции:



Стар.после = Срасх.после / Qотп.год, где



Срасх.после = (Срасх. - Сэкон.) - расходы на эксплуатацию после реконструкции
тыс. руб.
826,20

Qгод, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
381,40

Стар.после = Срасх. / Qгод
руб./Гкал
2166,23
8.3.
Снижение затрат включаемых в тариф составит, Стар.сниж. = (Стар. - Стар.после)
руб.
- 755,93
9.
Расчет срока окупаемости мероприятий по реконструкции котельной и замене ветхих тепловых сетей:



Токуп. = (Срекон.всего) / Сэкон., где


9.1.
Срекон.всего - Расходы на реконструкцию котельной
тыс. руб.
2592,91
9.2.
Сэкон. - Экономия средств за счет внедрения мероприятий
тыс. руб.
288,31
9.3.
Результат производственной деятельности до внедрения мероприятий, убыток
тыс. руб.
- 340,76
9.4.
Срок окупаемости мероприятий Токуп. = Срекон. / Сэкон.
месяцев
107,92

Технико-экономическое обоснование реконструкции, модернизации объектов системы централизованного теплоснабжения
Адрес
п. Тоннельный, ул. Королева, 6
Код котельной
12-16
1.
Исходные данные для расчета экономической эффективности реконструкции котельной
1.1.
тип котлов и их количество:

2


1
КВа-1-Гн


2
КВа-1-Гн
1.2.
установленная мощность,
Гкал/час
1,720
1.3.
присоединенная нагрузка, всего
Гкал/час
0,571

в том числе:


1.3.1.
присоединенная нагрузка, ГВС
Гкал/час
0,289
1.4.
коэффициент использования мощности котельной
%
33,2%
1.5.
выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
972,60
1.6.
полезный отпуск тепловой энергии, Qотп.
Гкал/год
842,10
1.7.
потери тепловой энергии на собственные нужды, Qпотер.С.Н.
Гкал/год
21,10
1.8.
потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотер.
Гкал/год
109,40
1.9.
расходы на эксплуатацию котельной, Срасх.
тыс. руб.
1591,18

в том числе:


1.9.1.
расход газа на вырабатываемый объем тепловой энергии, Bгаз
тыс. м3/год
139,28
1.9.2.
стоимость потребленного газа
тыс. руб.
532,25
1.9.3.
годовой расход электрической энергии на котельной, Wсущ.
тыс. Квт. час
35,31
1.9.4.
стоимость потребленной электрической энергии и мощности
тыс. руб.
113,00
1.9.5.
среднесписочная численность основных рабочих
человек
3,00
1.9.6.
фонд оплаты труда, основных рабочих
тыс. руб.
184,40
1.9.7.
страховые взносы от ФОТ
тыс. руб.
56,10
1.9.8.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
18,81
1.9.9.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем.
тыс. руб.
18,16
1.9.10.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
66,70
1.9.11.
общехозяйственные расходы, Собщехоз.
тыс. руб.
687,75
1.10.
сумма затрат на реконструкцию котельной, всего, Срекон.всего
тыс. руб.
2871,04

в том числе:


1.10.1.
затраты на замену ветхих сетей, Светхие сети
тыс. руб.
-
1.10.2.
затраты на переключение не рентабельной котельной, Сперек.
тыс. руб.
-
1.10.3.
затраты на строительство блочной котельной, Сблоч.
тыс. руб.
-
1.10.4.
затраты на замену котлов, на реконструируемой котельной, Скотл.
тыс. руб.
935,02
1.10.5.
затраты на замену приборов учета топливо - энергетических ресурсов и тепловой энергии, Сприб.
тыс. руб.
60,58
1.10.6.
затраты на замену насосного оборудования и шкафов управления ими, Снасос
тыс. руб.
186,50
1.10.7.
затраты на замену общекотельного оборудования, (ХВО, водоподогреватели и Т.Д.), Собщек.
тыс. руб.
482,19
1.10.8.
затраты на автоматизацию котельной, Савтом.
тыс. руб.
107,33
1.10.9.
затраты на неучтенные материалы и комплектующие
тыс. руб.
265,74
1.10.10.
затраты на ПИР, Спроект
тыс. руб.
71,70
1.10.11.
затраты на СМР, ССМР.
тыс. руб.
692,71
1.10.12.
затраты на ПНР, СПНР.
тыс. руб.
69,27
2.
Расчет снижения потребления газа и затрат на его оплату


2.1.
Расчет снижения потребления газа за счет ХВО, рециркуляции и установки приборов учета газа:


2.1.1.
На котельной монтируется установка обработки подпиточной воды, которая препятствует отложению солей жесткости на поверхностях нагрева котлов и способствует растворению и удалению существующих отложений в котлах и тепловых сетях. Снижение количества отложений на поверхностях нагрева котлов приводит к снижению расхода природного газа на выработку тепловой энергии до 6%
%
2,00%
2.1.2.
Внедрение системы рециркуляции и автоматизация котельной позволит эксплуатировать оборудование в наиболее экономичном режиме, что приведет к экономии природного газа до 2,2%
%
1,00%
2.1.3.
Монтаж узла учета природного газа с электронным корректором позволит производить учет использованного газа с большей точностью, экономия средств на оплату газа составит до 5%
%
0,00%
2.1.4.
Для расчета принимаем общее снижение расхода газа равное
%
3,00%
2.1.5.
Bгаз - годовой объем газа потребленный котельной на выработку тепловой энергии
тыс. м3
139,28
2.1.6.
Годовая экономия природного газа за счет мероприятий раздела 2.1 (Bэкон2.1) составит - Bэкон2.1 = Bгод x %
тыс. м3
- 4,18
2.2.
Расчет снижения потребления газа за счет замены котлов, переключения нагрузки и установки блочных котельных:


2.2.1.
Реализуемые мероприятия на данной котельной:



строительство блочной котельной
тип
нет

переключение нерентабельной котельной-код котельной

нет

замена существующих котлов на стальные жаротрубные котлы

да

при этом КПД котлов изменится
с
85,6%


до
92,0%
2.2.2.
Снижение объема потребляемого газа составит:



Bсниж.газа КПД = Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nстар. - Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nнов., где



Qгод выраб. - объем выработки тепловой энергии
Гкал/год
972,60

Qтепл.спос. - среднегодовая теплотворная способность топлива
ккал/м3
8154

nнов. - КПД котельного оборудования до реконструкции
%
85,6%

nстар. - КПД котельного оборудования после реконструкции
%
92,0%

Bсниж.газа КПД = Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nстар. - Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nнов.
тыс. м3
- 9,68
2.3.
Расчет снижения объема потребления газа после реализации мероприятий:


2.3.1.
Снижение расхода газа, Bсниж.газ = Bэкон2.1 + Bсниж.газ КПД
тыс. м3
- 13,86
2.4.
Расчет снижения оплаты за потребленный газ после реализации мероприятий:


2.4.1.
Среднегодовой тариф оплаты за газ, Сгаз
руб./м3
3,82
2.4.2.
Сумма снижение оплаты за газ составит, Сэкон.газ.
тыс. руб.
- 52,98
3.
Расчет снижение затрат на выработку тепловой энергии за счет уменьшения потерь после замены ветхих тепловых сетей или сокращения их протяженности за счет приближения источника тепловой энергии к потребителям:


3.1.
Без замены ветхих тепловых сетей

0,0%
3.1.1.
Фактические потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотери
Гкал/год
109,40
%
11,50%
3.1.2.
Выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
972,60
3.1.4.
Доля заменяемых или сокращаемых тепловых сетей в общей протяженности сетей данной котельной
%
0,00%
3.1.5.
Снижение потерь тепловой энергии после реализации мероприятий
Гкал/год
0,00
3.1.6.
Объем выработки тепловой энергии после замены ветхих сетей, Qсниж.выраб.
Гкал/год
972,60

3.1.6.
Потери тепловой энергии после реализации мероприятий
%
11,50%
3.2.
Снижение затрат = Ссниж.сети = Qсниж. выраб x уд.нор.газ x тариф газ
тыс. руб.
0,00
3.2.1.
Фактическая удельная норма потребления газа на выработку одной Гкал
м3/Гкал
143,20
3.2.2.
Среднегодовой тариф на газ
руб.
3,82
4.
Расчет снижения затрат на оплату электроэнергии:


4.1.
Расчет снижения потребления электрической энергии за счет замены насосов и установки устройств плавного пуска


4.1.1.
Режим работы котельной

год
4.1.2.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной, tmax до рекон.
час
1703
4.1.3.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной после реконструкции, tmax после рекон.
час
1639
4.1.4.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной до реконструкции, Рсущ.
кВт
20,73
4.1.5.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной после реконструкции, Руст.
кВт
6,83
4.1.6.
Расчет экономии электрической энергии, Рэкон.эл.энер. = Wсущ. - Руст. x tmax после рекон.
кВт. час
24120
4.1.7.
Экономия средств на оплату электрической энергии и мощности составит, Сэкон.эл.энер.
тыс. руб.
- 77,19
5.
Расчет снижения эксплуатационных расходов на котельной после реконструкции, Ссниж.расх., тыс. руб.


5.1.
Затраты на текущий и капитальный ремонты до реконструкции котельной:


5.1.1.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
18,81
5.1.2.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем. (10% от плановых расходов)
тыс. руб.
12,68
5.1.3.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
66,70
5.2.
После выполнения мероприятий по реконструкции затраты на текущий и капитальный ремонты снизятся на
%
80,0%
5.3.
Снижение расходов на текущий и капитальный ремонт составит, Ссниж.расх. = (Срасх.тек.рем. + Срасх.кап.рем. + Срасх.аморт.) % снижения
тыс. руб.
- 78,55
6.
Расчет экономии фонда оплаты труда и страхового взноса от ФОТ основных рабочих, тыс. руб.


6.1.
При реализации мероприятий по реконструкции котельной предусматривается оснащение ее оборудованием и системой автоматики, позволяющим перевести работу котельной в автоматический режим и снизить численность постоянного обслуживающего персонала


6.1.1.
Среднесписочная численность основных рабочих до реализации мероприятий
человек
3,0
6.1.2.
Среднесписочная численность основных рабочих после реализации мероприятий
человек
2,0
6.1.3.
Сокращение фонда оплаты основных рабочих составит
%
33,3%
6.2.
Расчет годовой экономии ФОТ:
тыс. руб.
- 61,47

Сэкон.ФОТ = СФОТ x % снижения, где



СФОТ год - годовой фонд оплаты труда основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
184,40

Сэкон.ФОТ год = СФОТ год*
33,3%
61,47
6.3.
Расчет годовой экономии страховых взносов от ФОТ:
тыс. руб.
- 18,70

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год x % снижения, где



Сстр.взн.год - годовой объем страховых взносов от ФОТ основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
56,10

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год*
33,3%
18,70
7.
Расчет экономии средств на эксплуатацию котельной за счет выполнения мероприятий:


7.1.
Сэкон. = Сэкон.газ + Ссниж.сети + Сэкон.эл.энер. + Ссниж.расх. + Сэкон.ФОТ + Сэконстр.взн.
тыс. руб.
- 288,88
8.
Расчет снижения тарифа на выработку тепловой энергии:


8.1.
Среднегодовой тариф на тепловую энергию до реконструкции:



Стар. = Срасх. / Qотп.год, где



Срасх. - расходы на эксплуатацию до реконструкции
тыс. руб.
1591,18

Qотп.год, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
842,10

Стар. = Срасх. / Qотп.год,
руб./Гкал
1889,54
8.2.
Расчет тариф на котельной после реконструкции:



Стар.после = Срасх.после / Qотп.год, где



Срасх.после = (Срасх. - Сэкон.) - расходы на эксплуатацию после реконструкции
тыс. руб.
1302,30

Qгод, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
842,10

Стар.после = Срасх. / Qгод
руб./Гкал
1546,49
8.3.
Снижение затрат включаемых в тариф составит, Стар.сниж. = (Стар. - Стар.после)
руб.
- 343,05
9.
Расчет срока окупаемости мероприятий по реконструкции котельной и замене ветхих тепловых сетей:



Токуп. = (Срекон.всего) / Сэкон., где


9.1.
Срекон.всего - Расходы на реконструкцию котельной
тыс. руб.
2871,04
9.2.
Сэкон. - Экономия средств за счет внедрения мероприятий
тыс. руб.
288,88
9.3.
Результат производственной деятельности до внедрения мероприятий, убыток
тыс. руб.
- 130,87
9.4.
Срок окупаемости мероприятий Токуп. = Срекон. / Сэкон.
месяцев
119,26

Красногвардейский район:

Технико-экономическое обоснование реконструкции, модернизации объектов системы централизованного теплоснабжения
Адрес
с. Красногвардейское, ул. Красная, 315/2
Код котельной
24-02
1.
Исходные данные для расчета экономической эффективности реконструкции котельной
1.1.
тип котлов и их количество:

2


1
ТВГ-0,75


2
ТВГ-0,75
1.2.
установленная мощность
Гкал/час
1,500
1.3.
присоединенная нагрузка, всего
Гкал/час
0,650

в том числе:


1.3.1.
присоединенная нагрузка, ГВС
Гкал/час
-
1.4.
коэффициент использования мощности котельной
%
43,3%
1.5.
выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
1251,32
1.6.
полезный отпуск тепловой энергии, Qотп.
Гкал/год
1063,44
1.7.
потери тепловой энергии на собственные нужды, Qпотер.С.Н.
Гкал/год
21,96
1.8.
потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотер.
Гкал/год
165,92
1.9.
расходы на эксплуатацию котельной, Срасх.
тыс. руб.
2360,28

в том числе:


1.9.1.
расход газа на вырабатываемый объем тепловой энергии, Bгаз
тыс. м3/год
184,56
1.9.2.
стоимость потребленного газа
тыс. руб.
824,66
1.9.3.
годовой расход электрической энергии на котельной, Wсущ.
тыс. Квт. час
32,25
1.9.4.
стоимость потребленной электрической энергии и мощности
тыс. руб.
149,29
1.9.5.
среднесписочная численность основных рабочих
человек
2,40
1.9.6.
фонд оплаты труда, основных рабочих
тыс. руб.
328,80
1.9.7.
страховые взносы от ФОТ
тыс. руб.
99,30
1.9.8.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
6,21
1.9.9.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем.
тыс. руб.
60,47
1.9.10.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
6,30
1.9.11.
общехозяйственные расходы, Собщехоз.
тыс. руб.
842,55
1.10.
сумма затрат на реконструкцию котельной, всего, Срекон.всего
тыс. руб.
2251,05

в том числе:


1.10.1.
затраты на замену ветхих сетей, Светхие сети
тыс. руб.
-
1.10.2.
затраты на переключение не рентабельной котельной, Сперек.
тыс. руб.
-
1.10.3.
затраты на строительство блочной котельной, Сблоч.
тыс. руб.
-
1.10.4.
затраты на замену котлов, на реконструируемой котельной, Скотл.
тыс. руб.
947,72
1.10.5.
затраты на замену приборов учета топливо - энергетических ресурсов и тепловой энергии, Сприб.
тыс. руб.
61,68
1.10.6.
затраты на замену насосного оборудования и шкафов управления ими, Снасос
тыс. руб.
124,20
1.10.7.
затраты на замену общекотельного оборудования, (ХВО, водоподогреватели и Т.Д.), Собщек.
тыс. руб.
148,13
1.10.8.
затраты на автоматизацию котельной, Савтом.
тыс. руб.
107,33
1.10.9.
затраты на неучтенные материалы и комплектующие
тыс. руб.
208,36
1.10.10.
затраты на ПИР, Спроект
тыс. руб.
56,21
1.10.11.
затраты на СМР, ССМР.
тыс. руб.
543,12
1.10.12.
затраты на ПНР, СПНР.
тыс. руб.
54,31
2.
Расчет снижения потребления газа и затрат на его оплату


2.1.
Расчет снижения потребления газа за счет ХВО, рециркуляции и установки приборов учета газа:


"количества" часть текста отсутствует.
------------------------------------------------------------------
2.1.1.
На котельной монтируется установка обработки подпиточной воды, которая препятствует отложению солей жесткости на поверхностях нагрева котлов и способствует растворению и удалению существующих отложений в котлах и тепловых сетях. Снижение количества отложе
%
2,00%
2.1.2.
Внедрение системы рециркуляции и автоматизация котельной позволит эксплуатировать оборудование в на более экономичном режиме, что приведет к экономии природного газа до 2,2%
%
1,00%
2.1.3.
Монтаж узла учета природного газа с электронным корректором позволит производить учет использованного газа с большей точностью, экономия средств на оплату газа составит до 5%
%
0,00%
2.1.4.
Для расчета принимаем общее снижение расхода газа равное
%
3,00%
2.1.5.
Bгаз - годовой объем газа потребленный котельной на выработку тепловой энергии
тыс. м3
184,56
2.1.6.
Годовая экономия природного газа за счет мероприятий раздела 2.1 (Bэкон2.1) составит - Bэкон2.1 = Bгод x %
тыс. м3
- 5,54
2.2.
Расчет снижения потребления газа за счет замены котлов, переключения нагрузки и установки блочных котельных:


2.2.1.
Реализуемые мероприятия на данной котельной:



строительство блочной котельной
тип
нет

переключение нерентабельной котельной-код котельной

нет

замена существующих котлов на стальные жаротрубные котлы

да

при этом КПД котлов изменится
с
83,8%


до
92,0%
2.2.2.
Снижение объема потребляемого газа составит:



Bсниж.газа КПД = Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nстар. - Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nнов., где



Qгод выраб. - объем выработки тепловой энергии
Гкал/год
1251,32

Qтепл.спос. - среднегодовая теплотворная способность топлива
ккал/м3
8089

nнов. - КПД котельного оборудования до реконструкции
%
83,8%

nстар. - КПД котельного оборудования после реконструкции
%
92,0%

Bсниж.газа КПД = Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nстар. - Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nнов.
тыс. м3
- 16,49
2.3.
Расчет снижения объема потребления газа после реализации мероприятий:


2.3.1.
Снижение расхода газа, Bсниж.газ = Bэкон2.1 + Bсниж.газ КПД
тыс. м3
- 22,03
2.4.
Расчет снижения оплаты за потребленный газ после реализации мероприятий:


2.4.1.
Среднегодовой тариф оплаты за газ, Сгаз
руб./м3
4,47
2.4.2.
Сумма снижение оплаты за газ составит, Сэкон.газ.
тыс. руб.
- 98,42
3.
Расчет снижение затрат на выработку тепловой энергии за счет уменьшения потерь после замены ветхих тепловых сетей или сокращения их протяженности за счет приближения источника тепловой энергии к потребителям:


3.1.
Без замены ветхих тепловых сетей

0,0%
3.1.1.
Фактические потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотери
Гкал/год
165,92
%
13,50%
3.1.2.
Выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
1251,32
3.1.4.
Доля заменяемых или сокращаемых тепловых сетей в общей протяженности сетей данной котельной
%
0,00%
3.1.5.
Снижение потерь тепловой энергии после реализации мероприятий
Гкал/год
- 0,00
3.1.6.
Объем выработки тепловой энергии после замены ветхих сетей, Qсниж.выраб.
Гкал/год
1251,32

3.1.6.
Потери тепловой энергии после реализации мероприятий
%
13,50%
3.2.
Снижение затрат = Ссниж.сети = Qсниж. выраб x уд.нор.газ x тариф газ
тыс. руб.
- 0,00
3.2.1.
Фактическая удельная норма потребления газа на выработку одной Гкал
м3/Гкал
147,49
3.2.2.
Среднегодовой тариф на газ
руб.
4,47
4.
Расчет снижения затрат на оплату электроэнергии:


4.1.
Расчет снижения потребления электрической энергии за счет замены насосов и установки устройств плавного пуска


4.1.1.
Режим работы котельной

сезон
4.1.2.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной, tmax до рекон.
час
1925
4.1.3.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной после реконструкции, tmax после рекон.
час
1757
4.1.4.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной до реконструкции, Рсущ.
кВт
16,75
4.1.5.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной после реконструкции, Руст.
кВт
5,46
4.1.6.
Расчет экономии электрической энергии, Рэкон.эл.энер. = Wсущ. - Руст. x tmax после рекон.
кВт. час
22650
4.1.7.
Экономия средств на оплату электрической энергии и мощности составит, Сэкон.эл.энер.
тыс. руб.
- 104,85
5.
Расчет снижения эксплуатационных расходов на котельной после реконструкции, Ссниж.расх., тыс. руб.


5.1.
Затраты на текущий и капитальный ремонты до реконструкции котельной:


5.1.1.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
6,21
5.1.2.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем. (10% от плановых расходов)
тыс. руб.
12,68
5.1.3.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
6,30
5.2.
После выполнения мероприятий по реконструкции затраты на текущий и капитальный ремонты снизятся на
%
80,0%
5.3.
Снижение расходов на текущий и капитальный ремонт составит, Ссниж.расх. = (Срасх.тек.рем. + Срасх.кап.рем. + Срасх.аморт.) % снижения
тыс. руб.
- 20,15
6.
Расчет экономии фонда оплаты труда и страхового взноса от ФОТ основных рабочих, тыс. руб.


6.1.
При реализации мероприятий по реконструкции котельной предусматривается оснащение ее оборудованием и системой автоматики, позволяющим перевести работу котельной в автоматический режим и снизить численность постоянного обслуживающего персонала


6.1.1.
Среднесписочная численность основных рабочих до реализации мероприятий
человек
2,4
6.1.2.
Среднесписочная численность основных рабочих после реализации мероприятий
человек
2,0
6.1.3.
Сокращение фонда оплаты основных рабочих составит
%
16,7%
6.2.
Расчет годовой экономии ФОТ:
тыс. руб.
- 54,80

Сэкон.ФОТ = СФОТ x % снижения, где



СФОТ год - годовой фонд оплаты труда основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
328,80

Сэкон.ФОТ год = СФОТ год*
16,7%
54,80
6.3.
Расчет годовой экономии страховых взносов от ФОТ:
тыс. руб.
- 16,55

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год x % снижения, где



Сстр.взн.год - годовой объем страховых взносов от ФОТ основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
99,30

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год*
16,7%
16,55
7.
Расчет экономии средств на эксплуатацию котельной за счет выполнения мероприятий:


7.1.
Сэкон. = Сэкон.газ + Ссниж.сети + Сэкон.эл.энер. + Ссниж.расх. + Сэкон.ФОТ + Сэконстр.взн.
тыс. руб.
- 294,77
8.
Расчет снижения тарифа на выработку тепловой энергии:


8.1.
Среднегодовой тариф на тепловую энергию до реконструкции:



Стар. = Срасх. / Qотп.год, где



Срасх. - расходы на эксплуатацию до реконструкции
тыс. руб.
2360,28

Qотп.год, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
1063,44

Стар. = Срасх. / Qотп.год,
руб./Гкал
2219,47
8.2.
Расчет тариф на котельной после реконструкции:



Стар.после = Срасх.после / Qотп.год, где



Срасх.после = (Срасх. - Сэкон.) - расходы на эксплуатацию после реконструкции
тыс. руб.
2065,51

Qгод, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
1063,44

Стар.после = Срасх. / Qгод
руб./Гкал
1942,29
8.3.
Снижение затрат включаемых в тариф составит, Стар.сниж. = (Стар. - Стар.после)
руб.
- 277,19
9.
Расчет срока окупаемости мероприятий по реконструкции котельной и замене ветхих тепловых сетей:



Токуп. = (Срекон.всего) / Сэкон., где


9.1.
Срекон.всего - Расходы на реконструкцию котельной
тыс. руб.
2251,05
9.2.
Сэкон. - Экономия средств за счет внедрения мероприятий
тыс. руб.
294,77
9.3.
Результат производственной деятельности до внедрения мероприятий, убыток
тыс. руб.
- 168,83
9.4.
Срок окупаемости мероприятий Токуп. = Срекон. / Сэкон.
месяцев
91,64

Левокумский район:

Технико-экономическое обоснование реконструкции, модернизации объектов системы централизованного теплоснабжения
Адрес
с. Левокумское, микрорайон 1, 1
Код котельной
16-59
1.
Исходные данные для расчета экономической эффективности реконструкции котельной
1.1.
тип котлов и их количество:

3


1
КВ-300


2
КСВ-1,86


3
КСВ-1,86
1.2.
установленная мощность,
Гкал/час
3,410
1.3.
присоединенная нагрузка, всего
Гкал/час
1,313

в том числе:


1.3.1.
присоединенная нагрузка, ГВС
Гкал/час
-
1.4.
коэффициент использования мощности котельной
%
38,5%
1.5.
выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
2120,20
1.6.
полезный отпуск тепловой энергии, Qотп.
Гкал/год
995,90
1.7.
потери тепловой энергии на собственные нужды, Qпотер.С.Н.
Гкал/год
46,00
1.8.
потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотер.
Гкал/год
1078,30
1.9.
расходы на эксплуатацию котельной, Срасх.
тыс. руб.
4169,61

в том числе:


1.9.1.
расход газа на вырабатываемый объем тепловой энергии, Bгаз
тыс. м3/год
354,25
1.9.2.
стоимость потребленного газа
тыс. руб.
1582,73
1.9.3.
годовой расход электрической энергии на котельной, Wсущ.
тыс. Квт. час
53,96
1.9.4.
стоимость потребленной электрической энергии и мощности
тыс. руб.
244,59
1.9.5.
среднесписочная численность основных рабочих
человек
2,70
1.9.6.
фонд оплаты труда, основных рабочих
тыс. руб.
446,30
1.9.7.
страховые взносы от ФОТ
тыс. руб.
135,11
1.9.8.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
37,16
1.9.9.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем.
тыс. руб.
23,65
1.9.10.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
22,70
1.9.11.
общехозяйственные расходы, Собщехоз.
тыс. руб.
1537,05
1.10.
сумма затрат на реконструкцию котельной, всего, Срекон.всего
тыс. руб.
3781,23

в том числе:


1.10.1.
затраты на замену ветхих сетей, Светхие сети
тыс. руб.
-
1.10.2.
затраты на переключение не рентабельной котельной, Сперек.
тыс. руб.
-
1.10.3.
затраты на строительство блочной котельной, Сблоч.
тыс. руб.
-
1.10.4.
затраты на замену котлов, на реконструируемой котельной, Скотл.
тыс. руб.
1752,30
1.10.5.
затраты на замену приборов учета топливо - энергетических ресурсов и тепловой энергии, Сприб.
тыс. руб.
64,70
1.10.6.
затраты на замену насосного оборудования и шкафов управления ими, Снасос
тыс. руб.
288,94
1.10.7.
затраты на замену общекотельного оборудования, (ХВО, водоподогреватели и Т.Д.), Собщек.
тыс. руб.
120,00
1.10.8.
затраты на автоматизацию котельной, Савтом.
тыс. руб.
107,33
1.10.9.
затраты на неучтенные материалы и комплектующие
тыс. руб.
349,99
1.10.10.
затраты на ПИР, Спроект
тыс. руб.
94,42
1.10.11.
затраты на СМР, ССМР.
тыс. руб.
912,31
1.10.12.
затраты на ПНР, СПНР.
тыс. руб.
91,23
2.
Расчет снижения потребления газа и затрат на его оплату


2.1.
Расчет снижения потребления газа за счет ХВО, рециркуляции и установки приборов учета газа:


"количества" часть текста отсутствует.
------------------------------------------------------------------
2.1.1.
На котельной монтируется установка обработки подпиточной воды, которая препятствует отложению солей жесткости на поверхностях нагрева котлов и способствует растворению и удалению существующих отложений в котлах и тепловых сетях. Снижение количества отложе
%
0,00%
2.1.2.
Внедрение системы рециркуляции и автоматизация котельной позволит эксплуатировать оборудование в наиболее экономичном режиме, что приведет к экономии природного газа до 2,2%
%
0,00%
2.1.3.
Монтаж узла учета природного газа с электронным корректором позволит производить учет использованного газа с большей точностью, экономия средств на оплату газа составит до 5%
%
0,00%
2.1.4.
Для расчета принимаем общее снижение расхода газа равное
%
0,00%
2.1.5.
Bгаз - годовой объем газа потребленный котельной на выработку тепловой энергии
тыс. м3
354,25
2.1.6.
Годовая экономия природного газа за счет мероприятий раздела 2.1 (Bэкон2.1) составит - Bэкон2.1 = Bгод x %
тыс. м3
0,00
2.2.
Расчет снижения потребления газа за счет замены котлов, переключения нагрузки и установки блочных котельных:


2.2.1.
Реализуемые мероприятия на данной котельной:



строительство блочной котельной
тип
нет

переключение нерентабельной котельной-код котельной

нет

замена существующих котлов на стальные жаротрубные котлы

да

при этом КПД котлов изменится
с
72,8%


до
92,0%
2.2.2.
Снижение объема потребляемого газа составит:



Bсниж.газа КПД = Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nстар. - Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nнов., где



Qгод выраб. - объем выработки тепловой энергии
Гкал/год
2120,20

Qтепл.спос. - среднегодовая теплотворная способность топлива
ккал/м3
8218

nнов. - КПД котельного оборудования до реконструкции
%
72,8%

nстар. - КПД котельного оборудования после реконструкции
%
92,0%

Bсниж.газа КПД = Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nстар. - Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nнов.
тыс. м3
- 73,96
2.3.
Расчет снижения объема потребления газа после реализации мероприятий:


2.3.1.
Снижение расхода газа, Bсниж.газ = Bэкон2.1 + Bсниж.газ КПД
тыс. м3
- 73,96
2.4.
Расчет снижения оплаты за потребленный газ после реализации мероприятий:


2.4.1.
Среднегодовой тариф оплаты за газ, Сгаз
руб./м3
4,47
2.4.2.
Сумма снижение оплаты за газ составит, Сэкон.газ.
тыс. руб.
- 330,45
3.
Расчет снижение затрат на выработку тепловой энергии за счет уменьшения потерь после замены ветхих тепловых сетей или сокращения их протяженности за счет приближения источника тепловой энергии к потребителям:


3.1.
Без замены ветхих тепловых сетей

0,0%
3.1.1.
Фактические потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотери
Гкал/год
1078,30
%
51,99%
3.1.2.
Выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
2120,20
3.1.4.
Доля заменяемых или сокращаемых тепловых сетей в общей протяженности сетей данной котельной
%
0,00%
3.1.5.
Снижение потерь тепловой энергии после реализации мероприятий
Гкал/год
- 382,51
3.1.6.
Объем выработки тепловой энергии после замены ветхих сетей, Qсниж.выраб.
Гкал/год
1737,69

3.1.6.
Потери тепловой энергии после реализации мероприятий
%
41,13%
3.2.
Снижение затрат = Ссниж.сети = Qсниж. выраб x уд.нор.газ x тариф газ
тыс. руб.
- 285,54
3.2.1.
Фактическая удельная норма потребления газа на выработку одной Гкал
м3/Гкал
167,08
3.2.2.
Среднегодовой тариф на газ
руб.
4,47
4.
Расчет снижения затрат на оплату электроэнергии:


4.1.
Расчет снижения потребления электрической энергии за счет замены насосов и установки устройств плавного пуска


4.1.1.
Режим работы котельной

сезон
4.1.2.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной, tmax до рекон.
час
1615
4.1.3.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной после реконструкции, tmax после рекон.
час
1162
4.1.4.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной до реконструкции, Рсущ.
кВт
33,42
4.1.5.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной после реконструкции, Руст.
кВт
15,13
4.1.6.
Расчет экономии электрической энергии, Рэкон.эл.энер. = Wсущ. - Руст. x tmax после рекон.
кВт. час
36384
4.1.7.
Экономия средств на оплату электрической энергии и мощности составит, Сэкон.эл.энер.
тыс. руб.
- 164,92
5.
Расчет снижения эксплуатационных расходов на котельной после реконструкции, Ссниж.расх., тыс. руб.


5.1.
Затраты на текущий и капитальный ремонты до реконструкции котельной:


5.1.1.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
37,16
5.1.2.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем. (10% от плановых расходов)
тыс. руб.
30,94
5.1.3.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
22,70
5.2.
После выполнения мероприятий по реконструкции затраты на текущий и капитальный ремонты снизятся на
%
80,0%
5.3.
Снижение расходов на текущий и капитальный ремонт составит, Ссниж.расх. = (Срасх.тек.рем. + Срасх.кап.рем. + Срасх.аморт.) % снижения
тыс. руб.
- 72,63
6.
Расчет экономии фонда оплаты труда и страхового взноса от ФОТ основных рабочих, тыс. руб.


6.1.
При реализации мероприятий по реконструкции котельной предусматривается оснащение ее оборудованием и системой автоматики, позволяющим перевести работу котельной в автоматический режим и снизить численность постоянного обслуживающего персонала


6.1.1.
Среднесписочная численность основных рабочих до реализации мероприятий
человек
2,7
6.1.2.
Среднесписочная численность основных рабочих после реализации мероприятий
человек
2,0
6.1.3.
Сокращение фонда оплаты основных рабочих составит
%
25,9%
6.2.
Расчет годовой экономии ФОТ:
тыс. руб.
- 115,71

Сэкон.ФОТ = СФОТ x % снижения, где



СФОТ год - годовой фонд оплаты труда основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
446,30

Сэкон.ФОТ год = СФОТ год*
25,9%
115,71
6.3.
Расчет годовой экономии страховых взносов от ФОТ:
тыс. руб.
- 35,03

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год x % снижения, где



Сстр.взн.год - годовой объем страховых взносов от ФОТ основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
135,11

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год*
25,9%
35,03
7.
Расчет экономии средств на эксплуатацию котельной за счет выполнения мероприятий:


7.1.
Сэкон. = Сэкон.газ + Ссниж.сети + Сэкон.эл.энер. + Ссниж.расх. + Сэкон.ФОТ + Сэконстр.взн.
тыс. руб.
- 1004,29
8.
Расчет снижения тарифа на выработку тепловой энергии:


8.1.
Среднегодовой тариф на тепловую энергию до реконструкции:



Стар. = Срасх. / Qотп.год, где



Срасх. - расходы на эксплуатацию до реконструкции
тыс. руб.
4169,61

Qотп.год, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
995,90

Стар. = Срасх. / Qотп.год,
руб./Гкал
4186,77
8.2.
Расчет тариф на котельной после реконструкции:



Стар.после = Срасх.после / Qотп.год, где



Срасх.после = (Срасх. - Сэкон.) - расходы на эксплуатацию после реконструкции
тыс. руб.
3165,32

Qгод, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
995,90

Стар.после = Срасх. / Qгод
руб./Гкал
3178,35
8.3.
Снижение затрат включаемых в тариф составит, Стар.сниж. = (Стар. - Стар.после)
руб.
- 1008,42
9.
Расчет срока окупаемости мероприятий по реконструкции котельной и замене ветхих тепловых сетей:



Токуп. = (Срекон.всего) / Сэкон., где


9.1.
Срекон.всего - Расходы на реконструкцию котельной
тыс. руб.
3781,23
9.2.
Сэкон. - Экономия средств за счет внедрения мероприятий
тыс. руб.
1004,29
9.3.
Результат производственной деятельности до внедрения мероприятий, убыток
тыс. руб.
- 2234,93
9.4.
Срок окупаемости мероприятий Токуп. = Срекон. / Сэкон.
месяцев
45,18

Технико-экономическое обоснование реконструкции, модернизации объектов системы централизованного теплоснабжения
Адрес
п. Заря, ул. Кумская, 30А
Код котельной
16-83
1.
Исходные данные для расчета экономической эффективности реконструкции котельной
1.1.
тип котлов и их количество:

2


1
КВЖ-200


2
КВЖ-200
1.2.
установленная мощность,
Гкал/час
0,344
1.3.
присоединенная нагрузка, всего
Гкал/час
0,237

в том числе:


1.3.1.
присоединенная нагрузка, ГВС
Гкал/час
-
1.4.
коэффициент использования мощности котельной
%
69,0%
1.5.
выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
441,90
1.6.
полезный отпуск тепловой энергии, Qотп.
Гкал/год
409,60
1.7.
потери тепловой энергии на собственные нужды, Qпотер.С.Н.
Гкал/год
7,30
1.8.
потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотер.
Гкал/год
25,00
1.9.
расходы на эксплуатацию котельной, Срасх.
тыс. руб.
1323,03

в том числе:


1.9.1.
расход газа на вырабатываемый объем тепловой энергии, Bгаз
тыс. м3/год
69,16
1.9.2.
стоимость потребленного газа
тыс. руб.
309,86
1.9.3.
годовой расход электрической энергии на котельной, Wсущ.
тыс. Квт. час
16,97
1.9.4.
стоимость потребленной электрической энергии и мощности
тыс. руб.
61,33
1.9.5.
среднесписочная численность основных рабочих
человек
0,50
1.9.6.
фонд оплаты труда, основных рабочих
тыс. руб.
65,58
1.9.7.
страховые взносы от ФОТ
тыс. руб.
19,85
1.9.8.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
20,54
1.9.9.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем.
тыс. руб.
1,10
1.9.10.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
161,60
1.9.11.
общехозяйственные расходы, Собщехоз.
тыс. руб.
632,17
1.10.
сумма затрат на реконструкцию котельной, всего, Срекон.всего
тыс. руб.
1690,21

в том числе:


1.10.1.
затраты на замену ветхих сетей, Светхие сети
тыс. руб.
-
1.10.2.
затраты на переключение не рентабельной котельной, Сперек.
тыс. руб.
-
1.10.3.
затраты на строительство блочной котельной, Сблоч.
тыс. руб.
-
1.10.4.
затраты на замену котлов, на реконструируемой котельной, Скотл.
тыс. руб.
684,00
1.10.5.
затраты на замену приборов учета топливо - энергетических ресурсов и тепловой энергии, Сприб.
тыс. руб.
57,22
1.10.6.
затраты на замену насосного оборудования и шкафов управления ими, Снасос
тыс. руб.
90,18
1.10.7.
затраты на замену общекотельного оборудования, (ХВО, водоподогреватели и Т.Д.), Собщек.
тыс. руб.
104,24
1.10.8.
затраты на автоматизацию котельной, Савтом.
тыс. руб.
107,33
1.10.9.
затраты на неучтенные материалы и комплектующие
тыс. руб.
156,45
1.10.10.
затраты на ПИР, Спроект
тыс. руб.
42,21
1.10.11.
затраты на СМР, ССМР.
тыс. руб.
407,80
1.10.12.
затраты на ПНР, СПНР.
тыс. руб.
40,78
2.
Расчет снижения потребления газа и затрат на его оплату


2.1.
Расчет снижения потребления газа за счет ХВО, рециркуляции и установки приборов учета газа:


2.1.1.
На котельной монтируется установка обработки подпиточной воды, которая препятствует отложению солей жесткости на поверхностях нагрева котлов и способствует растворению и удалению существующих отложений в котлах и тепловых сетях. Снижение количества отложений на поверхностях нагрева котлов приводит к снижению расхода природного газа на выработку тепловой энергии до 6%
%
2,00%
2.1.2.
Внедрение системы рециркуляции и автоматизация котельной позволит эксплуатировать оборудование в наиболее экономичном режиме, что приведет к экономии природного газа до 2,2%
%
1,00%
2.1.3.
Монтаж узла учета природного газа с электронным корректором позволит производить учет использованного газа с большей точностью, экономия средств на оплату газа составит до 5%
%
0,00%
2.1.4.
Для расчета принимаем общее снижение расхода газа равное
%
3,00%
2.1.5.
Bгаз - годовой объем газа потребленный котельной на выработку тепловой энергии
тыс. м3
69,16
2.1.6.
Годовая экономия природного газа за счет мероприятий раздела 2.1 (Bэкон2.1) составит - Bэкон2.1 = Bгод x %
тыс. м3
- 2,07
2.2.
Расчет снижения потребления газа за счет замены котлов, переключения нагрузки и установки блочных котельных:


2.2.1.
Реализуемые мероприятия на данной котельной:



строительство блочной котельной
тип
нет

переключение нерентабельной котельной-код котельной

нет

замена существующих котлов на стальные жаротрубные котлы

да

при этом КПД котлов изменится
с
77,7%


до
92,0%
2.2.2.
Снижение объема потребляемого газа составит:



Bсниж.газа КПД = Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nстар. - Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nнов., где



Qгод выраб. - объем выработки тепловой энергии
Гкал/год
441,90

Qтепл.спос. - среднегодовая теплотворная способность топлива
ккал/м3
8218

nнов. - КПД котельного оборудования до реконструкции
%
77,7%

nстар. - КПД котельного оборудования после реконструкции
%
92,0%

Bсниж.газа КПД = Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nстар. - Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nнов.
тыс. м3
- 10,74
2.3.
Расчет снижения объема потребления газа после реализации мероприятий:


2.3.1.
Снижение расхода газа, Bсниж.газ = Bэкон2.1 + Bсниж.газ КПД
тыс. м3
- 12,81
2.4.
Расчет снижения оплаты за потребленный газ после реализации мероприятий:


2.4.1.
Среднегодовой тариф оплаты за газ, Сгаз
руб./м3
4,48
2.4.2.
Сумма снижение оплаты за газ составит, Сэкон.газ.
тыс. руб.
- 57,41
3.
Расчет снижение затрат на выработку тепловой энергии за счет уменьшения потерь после замены ветхих тепловых сетей или сокращения их протяженности за счет приближения источника тепловой энергии к потребителям:


3.1.
Без замены ветхих тепловых сетей

0,0%
3.1.1.
Фактические потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотери
Гкал/год
25,00
%
5,75%
3.1.2.
Выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
441,90
3.1.4.
Доля заменяемых или сокращаемых тепловых сетей в общей протяженности сетей данной котельной
%
0,00%
3.1.5.
Снижение потерь тепловой энергии после реализации мероприятий
Гкал/год
- 0,00
3.1.6.
Объем выработки тепловой энергии после замены ветхих сетей, Qсниж.выраб.
Гкал/год
441,90

3.1.6.
Потери тепловой энергии после реализации мероприятий
%
5,75%
3.2.
Снижение затрат = Ссниж.сети = Qсниж. выраб x уд.нор.газ x тариф газ
тыс. руб.
- 0,00
3.2.1.
Фактическая удельная норма потребления газа на выработку одной Гкал
м3/Гкал
156,50
3.2.2.
Среднегодовой тариф на газ
руб.
4,48
4.
Расчет снижения затрат на оплату электроэнергии:


4.1.
Расчет снижения потребления электрической энергии за счет замены насосов и установки устройств плавного пуска


4.1.1.
Режим работы котельной

сезон
4.1.2.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной, tmax до рекон.
час
1863
4.1.3.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной после реконструкции, tmax после рекон.
час
1554
4.1.4.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной до реконструкции, Рсущ.
кВт
9,11
4.1.5.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной после реконструкции, Руст.
кВт
2,84
4.1.6.
Расчет экономии электрической энергии, Рэкон.эл.энер. = Wсущ. - Руст. x tmax после рекон.
кВт. час
12558
4.1.7.
Экономия средств на оплату электрической энергии и мощности составит, Сэкон.эл.энер.
тыс. руб.
- 45,39
5.
Расчет снижения эксплуатационных расходов на котельной после реконструкции, Ссниж.расх., тыс. руб.


5.1.
Затраты на текущий и капитальный ремонты до реконструкции котельной:


5.1.1.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
20,54
5.1.2.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем. (10% от плановых расходов)
тыс. руб.
8,33
5.1.3.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
161,60
5.2.
После выполнения мероприятий по реконструкции затраты на текущий и капитальный ремонты снизятся на
%
80,0%
5.3.
Снижение расходов на текущий и капитальный ремонт составит, Ссниж.расх. = (Срасх.тек.рем. + Срасх.кап.рем. + Срасх.аморт.) % снижения
тыс. руб.
- 152,38
6.
Расчет экономии фонда оплаты труда и страхового взноса от ФОТ основных рабочих, тыс. руб.


6.1.
При реализации мероприятий по реконструкции котельной предусматривается оснащение ее оборудованием и системой автоматики, позволяющим перевести работу котельной в автоматический режим и снизить численность постоянного обслуживающего персонала


6.1.1.
Среднесписочная численность основных рабочих до реализации мероприятий
человек
0,5
6.1.2.
Среднесписочная численность основных рабочих после реализации мероприятий
человек
0,5
6.1.3.
Сокращение фонда оплаты основных рабочих составит
%
0,0%
6.2.
Расчет годовой экономии ФОТ:
тыс. руб.
0,00

Сэкон.ФОТ = СФОТ x % снижения, где



СФОТ год - годовой фонд оплаты труда основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
65,58

Сэкон.ФОТ год = СФОТ год*
0,0%
-
6.3.
Расчет годовой экономии страховых взносов от ФОТ:
тыс. руб.
0,00

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год x % снижения, где



Сстр.взн.год - годовой объем страховых взносов от ФОТ основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
19,85

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год*
0,0%
-
7.
Расчет экономии средств на эксплуатацию котельной за счет выполнения мероприятий:


7.1.
Сэкон. = Сэкон.газ + Ссниж.сети + Сэкон.эл.энер. + Ссниж.расх. + Сэкон.ФОТ + Сэконстр.взн.
тыс. руб.
- 255,17
8.
Расчет снижения тарифа на выработку тепловой энергии:


8.1.
Среднегодовой тариф на тепловую энергию до реконструкции:



Стар. = Срасх. / Qотп.год, где



Срасх. - расходы на эксплуатацию до реконструкции
тыс. руб.
1323,03

Qотп.год, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
409,60

Стар. = Срасх. / Qотп.год,
руб./Гкал
3230,05
8.2.
Расчет тариф на котельной после реконструкции:



Стар.после = Срасх.после / Qотп.год, где



Срасх.после = (Срасх. - Сэкон.) - расходы на эксплуатацию после реконструкции
тыс. руб.
1067,86

Qгод, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
409,60

Стар.после = Срасх. / Qгод
руб./Гкал
2607,07
8.3.
Снижение затрат включаемых в тариф составит, Стар.сниж. = (Стар. - Стар.после)
руб.
- 622,99
9.
Расчет срока окупаемости мероприятий по реконструкции котельной и замене ветхих тепловых сетей:



Токуп. = (Срекон.всего) / Сэкон., где


9.1.
Срекон.всего - Расходы на реконструкцию котельной
тыс. руб.
1690,21
9.2.
Сэкон. - Экономия средств за счет внедрения мероприятий
тыс. руб.
255,17
9.3.
Результат производственной деятельности до внедрения мероприятий, убыток
тыс. руб.
- 527,32
9.4.
Срок окупаемости мероприятий Токуп. = Срекон. / Сэкон.
месяцев
79,48

Минераловодский район:

Технико-экономическое обоснование реконструкции, модернизации объектов системы централизованного теплоснабжения
Адрес
с. Побегайловка
Код котельной
26-50
1.
Исходные данные для расчета экономической эффективности реконструкции котельной
1.1.
тип котлов и их количество:

4


1
Факел-Г


2
Факел-Г


3
Факел-Г


4
Факел-Г
1.2.
установленная мощность,
Гкал/час
3,440
1.3.
присоединенная нагрузка, всего
Гкал/час
1,067

в том числе:


1.3.1.
присоединенная нагрузка, ГВС
Гкал/час
0,128
1.4.
коэффициент использования мощности котельной
%
31,0%
1.5.
выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
1861,10
1.6.
полезный отпуск тепловой энергии, Qотп.
Гкал/год
1637,30
1.7.
потери тепловой энергии на собственные нужды, Qпотер.С.Н.
Гкал/год
52,30
1.8.
потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотер.
Гкал/год
171,50
1.9.
расходы на эксплуатацию котельной, Срасх.
тыс. руб.
3100,08

в том числе:


1.9.1.
расход газа на вырабатываемый объем тепловой энергии, Bгаз
тыс. м3/год
282,77
1.9.2.
стоимость потребленного газа
тыс. руб.
1265,80
1.9.3.
годовой расход электрической энергии на котельной, Wсущ.
тыс. Квт. час
51,26
1.9.4.
стоимость потребленной электрической энергии и мощности
тыс. руб.
224,41
1.9.5.
среднесписочная численность основных рабочих
человек
3,65
1.9.6.
фонд оплаты труда, основных рабочих
тыс. руб.
569,47
1.9.7.
страховые взносы от ФОТ
тыс. руб.
170,27
1.9.8.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
11,75
1.9.9.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем.
тыс. руб.
25,27
1.9.10.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
58,20
1.9.11.
общехозяйственные расходы, Собщехоз.
тыс. руб.
712,69
1.10.
сумма затрат на реконструкцию котельной, всего, Срекон.всего
тыс. руб.
3535,15

в том числе:


1.10.1.
затраты на замену ветхих сетей, Светхие сети
тыс. руб.
-
1.10.2.
затраты на переключение не рентабельной котельной, Сперек.
тыс. руб.
-
1.10.3.
затраты на строительство блочной котельной, Сблоч.
тыс. руб.
-
1.10.4.
затраты на замену котлов, на реконструируемой котельной, Скотл.
тыс. руб.
1559,83
1.10.5.
затраты на замену приборов учета топливо - энергетических ресурсов и тепловой энергии, Сприб.
тыс. руб.
64,70
1.10.6.
затраты на замену насосного оборудования и шкафов управления ими, Снасос
тыс. руб.
259,94
1.10.7.
затраты на замену общекотельного оборудования, (ХВО, водоподогреватели и Т.Д.), Собщек.
тыс. руб.
189,62
1.10.8.
затраты на автоматизацию котельной, Савтом.
тыс. руб.
107,33
1.10.9.
затраты на неучтенные материалы и комплектующие
тыс. руб.
327,21
1.10.10.
затраты на ПИР, Спроект
тыс. руб.
88,28
1.10.11.
затраты на СМР, ССМР.
тыс. руб.
852,94
1.10.12.
затраты на ПНР, СПНР.
тыс. руб.
85,29
2.
Расчет снижения потребления газа и затрат на его оплату


2.1.
Расчет снижения потребления газа за счет ХВО, рециркуляции и установки приборов учета газа:


2.1.1.
На котельной монтируется установка обработки подпиточной воды, которая препятствует отложению солей жесткости на поверхностях нагрева котлов и способствует растворению и удалению существующих отложений в котлах и тепловых сетях. Снижение количества отложений на поверхностях нагрева котлов приводит к снижению расхода природного газа на выработку тепловой энергии до 6%
%
2,00%
2.1.2.
Внедрение системы рециркуляции и автоматизация котельной позволит эксплуатировать оборудование в наиболее экономичном режиме, что приведет к экономии природного газа до 2,2%
%
1,00%
2.1.3.
Монтаж узла учета природного газа с электронным корректором позволит производить учет использованного газа с большей точностью, экономия средств на оплату газа составит до 5%
%
0,00%
2.1.4.
Для расчета принимаем общее снижение расхода газа равное
%
3,00%
2.1.5.
Bгаз - годовой объем газа потребленный котельной на выработку тепловой энергии
тыс. м3
282,77
2.1.6.
Годовая экономия природного газа за счет мероприятий раздела 2.1 (Bэкон2.1) составит - Bэкон2.1 = Bгод x %
тыс. м3
- 8,48
2.2.
Расчет снижения потребления газа за счет замены котлов, переключения нагрузки и установки блочных котельных:


2.2.1.
Реализуемые мероприятия на данной котельной:



строительство блочной котельной
тип
нет

переключение нерентабельной котельной-код котельной

нет

замена существующих котлов на стальные жаротрубные котлы

да

при этом КПД котлов изменится
с
80,5%


до
92,0%
2.2.2.
Снижение объема потребляемого газа составит:



Bсниж.газа КПД = Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nстар. - Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nнов., где



Qгод выраб. - объем выработки тепловой энергии
Гкал/год
1861,10

Qтепл.спос. - среднегодовая теплотворная способность топлива
ккал/м3
8168

nнов. - КПД котельного оборудования до реконструкции
%
80,5%

nстар. - КПД котельного оборудования после реконструкции
%
92,0%

Bсниж.газа КПД = Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nстар. - Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nнов.
тыс. м3
- 35,22
2.3.
Расчет снижения объема потребления газа после реализации мероприятий:


2.3.1.
Снижение расхода газа, Bсниж.газ = Bэкон2.1 + Bсниж.газ КПД
тыс. м3
- 43,70
2.4.
Расчет снижения оплаты за потребленный газ после реализации мероприятий:


2.4.1.
Среднегодовой тариф оплаты за газ, Сгаз
руб./м3
4,48
2.4.2.
Сумма снижение оплаты за газ составит, Сэкон.газ.
тыс. руб.
- 195,62
3.
Расчет снижение затрат на выработку тепловой энергии за счет уменьшения потерь после замены ветхих тепловых сетей или сокращения их протяженности за счет приближения источника тепловой энергии к потребителям:


3.1.
Без замены ветхих тепловых сетей

0,0%
3.1.1.
Фактические потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотери
Гкал/год
171,50
%
9,48%
3.1.2.
Выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
1861,10
3.1.4.
Доля заменяемых или сокращаемых тепловых сетей в общей протяженности сетей данной котельной
%
0,00%
3.1.5.
Снижение потерь тепловой энергии после реализации мероприятий
Гкал/год
0,00
3.1.6.
Объем выработки тепловой энергии после замены ветхих сетей, Qсниж.выраб.
Гкал/год
1861,10

3.1.6.
Потери тепловой энергии после реализации мероприятий
%
9,48%
3.2.
Снижение затрат = Ссниж.сети = Qсниж. выраб x уд.нор.газ x тариф газ
тыс. руб.
0,00
3.2.1.
Фактическая удельная норма потребления газа на выработку одной Гкал
м3/Гкал
151,94
3.2.2.
Среднегодовой тариф на газ
руб.
4,48
4.
Расчет снижения затрат на оплату электроэнергии:


4.1.
Расчет снижения потребления электрической энергии за счет замены насосов и установки устройств плавного пуска


4.1.1.
Режим работы котельной

год
4.1.2.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной, tmax до рекон.
час
1745
4.1.3.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной после реконструкции, tmax после рекон.
час
2680
4.1.4.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной до реконструкции, Рсущ.
кВт
29,38
4.1.5.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной после реконструкции, Руст.
кВт
14,96
4.1.6.
Расчет экономии электрической энергии, Рэкон.эл.энер. = Wсущ. - Руст. x tmax после рекон.
кВт. час
11169
4.1.7.
Экономия средств на оплату электрической энергии и мощности составит, Сэкон.эл.энер.
тыс. руб.
- 48,90
5.
Расчет снижения эксплуатационных расходов на котельной после реконструкции, Ссниж.расх., тыс. руб.


5.1.
Затраты на текущий и капитальный ремонты до реконструкции котельной:


5.1.1.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
11,75
5.1.2.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем. (10% от плановых расходов)
тыс. руб.
29,01
5.1.3.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
58,20
5.2.
После выполнения мероприятий по реконструкции затраты на текущий и капитальный ремонты снизятся на
%
80,0%
5.3.
Снижение расходов на текущий и капитальный ремонт составит, Ссниж.расх. = (Срасх.тек.рем. + Срасх.кап.рем. + Срасх.аморт.) % снижения
тыс. руб.
- 79,16
6.
Расчет экономии фонда оплаты труда и страхового взноса от ФОТ основных рабочих, тыс. руб.


6.1.
При реализации мероприятий по реконструкции котельной предусматривается оснащение ее оборудованием и системой автоматики, позволяющим перевести работу котельной в автоматический режим и снизить численность постоянного обслуживающего персонала


6.1.1.
Среднесписочная численность основных рабочих до реализации мероприятий
человек
3,7
6.1.2.
Среднесписочная численность основных рабочих после реализации мероприятий
человек
2,5
6.1.3.
Сокращение фонда оплаты основных рабочих составит
%
31,5%
6.2.
Расчет годовой экономии ФОТ:
тыс. руб.
- 179,65

Сэкон.ФОТ = СФОТ x % снижения, где



СФОТ год - годовой фонд оплаты труда основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
569,47

Сэкон.ФОТ год = СФОТ год*
31,5%
179,65
6.3.
Расчет годовой экономии страховых взносов от ФОТ:
тыс. руб.
- 53,71

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год x % снижения, где



Сстр.взн.год - годовой объем страховых взносов от ФОТ основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
170,27

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год*
31,5%
53,71
7.
Расчет экономии средств на эксплуатацию котельной за счет выполнения мероприятий:


7.1.
Сэкон. = Сэкон.газ + Ссниж.сети + Сэкон.эл.энер. + Ссниж.расх. + Сэкон.ФОТ + Сэконстр.взн.
тыс. руб.
- 557,05
8.
Расчет снижения тарифа на выработку тепловой энергии:


8.1.
Среднегодовой тариф на тепловую энергию до реконструкции:



Стар. = Срасх. / Qотп.год, где



Срасх. - расходы на эксплуатацию до реконструкции
тыс. руб.
3100,08

Qотп.год, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
1637,30

Стар. = Срасх. / Qотп.год,
руб./Гкал
1893,41
8.2.
Расчет тариф на котельной после реконструкции:



Стар.после = Срасх.после / Qотп.год, где



Срасх.после = (Срасх. - Сэкон.) - расходы на эксплуатацию после реконструкции
тыс. руб.
2543,03

Qгод, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
1637,30

Стар.после = Срасх. / Qгод
руб./Гкал
1553,19
8.3.
Снижение затрат включаемых в тариф составит, Стар.сниж. = (Стар. - Стар.после)
руб.
- 340,22
9.
Расчет срока окупаемости мероприятий по реконструкции котельной и замене ветхих тепловых сетей:



Токуп. = (Срекон.всего) / Сэкон., где


9.1.
Срекон.всего - Расходы на реконструкцию котельной
тыс. руб.
3535,15
9.2.
Сэкон. - Экономия средств за счет внедрения мероприятий
тыс. руб.
557,05
9.3.
Результат производственной деятельности до внедрения мероприятий, прибыль
тыс. руб.
75,76
9.4.
Срок окупаемости мероприятий Токуп. = Срекон. / Сэкон.
месяцев
76,15

Нефтекумский район:

Технико-экономическое обоснование реконструкции, модернизации объектов системы централизованного теплоснабжения
Адрес
г. Нефтекумск, ул. Шоссейная, 1, РК-1
Код котельной
28-01
1.
Исходные данные для расчета экономической эффективности реконструкции котельной
1.1.
тип котлов и их количество:

6


1
ДКВР-10-13


2
ДКВР-10-13


3
ТВГ-8-М


4
ДКВР-10-13


5
ДЕ-10-14


6
ТВГ-8
1.2.
установленная мощность
Гкал/час
42,840
1.3.
присоединенная нагрузка, всего
Гкал/час
21,000

в том числе:


1.3.1.
присоединенная нагрузка, ГВС
Гкал/час
3,338
1.4.
коэффициент использования мощности котельной
%
49,0%
1.5.
выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
46064,50
1.6.
полезный отпуск тепловой энергии, Qотп.
Гкал/год
34255,20
1.7.
потери тепловой энергии на собственные нужды, Qпотер.С.Н.
Гкал/год
1185,90
1.8.
потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотер.
Гкал/год
10623,40
1.9.
расходы на эксплуатацию котельной, Срасх.
тыс. руб.
60020,20

в том числе:


1.9.1.
расход газа на вырабатываемый объем тепловой энергии, Bгаз
тыс. м3/год
6240,21
1.9.2.
стоимость потребленного газа
тыс. руб.
27723,81
1.9.3.
годовой расход электрической энергии на котельной, Wсущ.
тыс. Квт. час
1924,98
1.9.4.
стоимость потребленной электрической энергии и мощности
тыс. руб.
6791,34
1.9.5.
среднесписочная численность основных рабочих
человек
17,60
1.9.6.
фонд оплаты труда, основных рабочих
тыс. руб.
2439,50
1.9.7.
страховые взносы от ФОТ
тыс. руб.
736,50
1.9.8.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
639,80
1.9.9.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем.
тыс. руб.
1776,80
1.9.10.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
1861,10
1.9.11.
общехозяйственные расходы, Собщехоз.
тыс. руб.
16194,08
1.10.
сумма затрат на реконструкцию котельной, всего, Срекон.всего
тыс. руб.
16701,12

в том числе:


1.10.1.
затраты на замену ветхих сетей, Светхие сети
тыс. руб.
-
1.10.2.
затраты на переключение не рентабельной котельной, Сперек.
тыс. руб.
-
1.10.3.
затраты на строительство блочной котельной, Сблоч.
тыс. руб.
-
1.10.4.
затраты на замену котлов, на реконструируемой котельной, Скотл.
тыс. руб.
5082,19
1.10.5.
затраты на замену приборов учета топливо - энергетических ресурсов и тепловой энергии, Сприб.
тыс. руб.
105,69
1.10.6.
затраты на замену насосного оборудования и шкафов управления ими, Снасос
тыс. руб.
3010,51
1.10.7.
затраты на замену общекотельного оборудования, (ХВО, водоподогреватели и Т.Д.), Собщек.
тыс. руб.
2000,00
1.10.8.
затраты на автоматизацию котельной, Савтом.
тыс. руб.
107,33
1.10.9.
затраты на неучтенные материалы и комплектующие
тыс. руб.
1545,86
1.10.10.
затраты на ПИР, Спроект
тыс. руб.
417,06
1.10.11.
затраты на СМР, ССМР.
тыс. руб.
4029,54
1.10.12.
затраты на ПНР, СПНР.
тыс. руб.
402,95
2.
Расчет снижения потребления газа и затрат на его оплату


2.1.
Расчет снижения потребления газа за счет ХВО, рециркуляции и установки приборов учета газа:


2.1.1.
На котельной монтируется установка обработки подпиточной воды, которая препятствует отложению солей жесткости на поверхностях нагрева котлов и способствует растворению и удалению существующих отложений в котлах и тепловых сетях. Снижение количества отложений на поверхностях нагрева котлов приводит к снижению расхода природного газа на выработку тепловой энергии до 6%
%
0,00%
2.1.2.
Внедрение системы рециркуляции и автоматизация котельной позволит эксплуатировать оборудование в наиболее экономичном режиме, что приведет к экономии природного газа до 2,2%
%
0,00%
2.1.3.
Монтаж узла учета природного газа с электронным корректором позволит производить учет использованного газа с большей точностью, экономия средств на оплату газа составит до 5%
%
0,00%
2.1.4.
Для расчета принимаем общее снижение расхода газа равное
%
0,00%
2.1.5.
Bгаз - годовой объем газа потребленный котельной на выработку тепловой энергии
тыс. м3
6240,21
2.1.6.
Годовая экономия природного газа за счет мероприятий раздела 2.1 (Bэкон2.1) составит - Bэкон2.1 = Bгод x %
тыс. м3
0,00
2.2.
Расчет снижения потребления газа за счет замены котлов, переключения нагрузки и установки блочных котельных:


2.2.1.
Реализуемые мероприятия на данной котельной:



строительство блочной котельной
тип
нет

переключение нерентабельной котельной-код котельной

-

замена существующих котлов на стальные жаротрубные котлы

да

при этом КПД котлов изменится
с
89,9%


до
92,0%
2.2.2.
Снижение объема потребляемого газа составит:



Bсниж.газа КПД = Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nстар. - Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nнов., где



Qгод выраб. - объем выработки тепловой энергии
Гкал/год
46064,50

Qтепл.спос. - среднегодовая теплотворная способность топлива
ккал/м3
8211

nнов. - КПД котельного оборудования до реконструкции
%
89,9%

nстар. - КПД котельного оборудования после реконструкции
%
92,0%

Bсниж.газа КПД = Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nстар. - Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nнов.
тыс. м3
- 144,77
2.3.
Расчет снижения объема потребления газа после реализации мероприятий:


2.3.1.
Снижение расхода газа, Bсниж.газ = Bэкон2.1 + Bсниж.газ КПД
тыс. м3
- 144,77
2.4.
Расчет снижения оплаты за потребленный газ после реализации мероприятий:


2.4.1.
Среднегодовой тариф оплаты за газ, Сгаз
руб./м3
4,44
2.4.2.
Сумма снижение оплаты за газ составит, Сэкон.газ.
тыс. руб.
- 643,20
3.
Расчет снижение затрат на выработку тепловой энергии за счет уменьшения потерь после замены ветхих тепловых сетей или сокращения их протяженности за счет приближения источника тепловой энергии к потребителям:


3.1.
Без замены ветхих тепловых сетей

0,0%
3.1.1.
Фактические потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотери
Гкал/год
10623,40
%
23,67%
3.1.2.
Выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
46064,50
3.1.4.
Доля заменяемых или сокращаемых тепловых сетей в общей протяженности сетей данной котельной
%
0,00%
3.1.5.
Снижение потерь тепловой энергии после реализации мероприятий
Гкал/год
- 1785,36
3.1.6.
Объем выработки тепловой энергии после замены ветхих сетей, Qсниж.выраб.
Гкал/год
44279,14

3.1.6.
Потери тепловой энергии после реализации мероприятий
%
20,51%
3.2.
Снижение затрат = Ссниж.сети = Qсниж. выраб x уд.нор.газ x тариф газ
тыс. руб.
- 1074,52
3.2.1.
Фактическая удельная норма потребления газа на выработку одной Гкал
м3/Гкал
135,47
3.2.2.
Среднегодовой тариф на газ
руб.
4,44
4.
Расчет снижения затрат на оплату электроэнергии:


4.1.
Расчет снижения потребления электрической энергии за счет замены насосов и установки устройств плавного пуска


4.1.1.
Режим работы котельной

год
4.1.2.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной, tmax до рекон.
час
2194
4.1.3.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной после реконструкции, tmax после рекон.
час
1562
4.1.4.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной до реконструкции, Рсущ.
кВт
877,55
4.1.5.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной после реконструкции, Руст.
кВт
667,60
4.1.6.
Расчет экономии электрической энергии, Рэкон.эл.энер. = Wсущ. - Руст. x tmax после рекон.
кВт. час
881895
4.1.7.
Экономия средств на оплату электрической энергии и мощности составит, Сэкон.эл.энер.
тыс. руб.
- 3111,33
5.
Расчет снижения эксплуатационных расходов на котельной после реконструкции, Ссниж.расх., тыс. руб.


5.1.
Затраты на текущий и капитальный ремонты до реконструкции котельной:


5.1.1.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
639,80
5.1.2.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем. (10% от плановых расходов)
тыс. руб.
210,24
5.1.3.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
1861,10
5.2.
После выполнения мероприятий по реконструкции затраты на текущий и капитальный ремонты снизятся на
%
80,0%
5.3.
Снижение расходов на текущий и капитальный ремонт составит, Ссниж.расх. = (Срасх.тек.рем. + Срасх.кап.рем. + Срасх.аморт.) % снижения
тыс. руб.
- 2168,91
6.
Расчет экономии фонда оплаты труда и страхового взноса от ФОТ основных рабочих, тыс. руб.


6.1.
При реализации мероприятий по реконструкции котельной предусматривается оснащение ее оборудованием и системой автоматики, позволяющим перевести работу котельной в автоматический режим и снизить численность постоянного обслуживающего персонала


6.1.1.
Среднесписочная численность основных рабочих до реализации мероприятий
человек
17,6
6.1.2.
Среднесписочная численность основных рабочих после реализации мероприятий
человек
17,6
6.1.3.
Сокращение фонда оплаты основных рабочих составит
%
0,0%
6.2.
Расчет годовой экономии ФОТ:
тыс. руб.
0,00

Сэкон.ФОТ = СФОТ x % снижения, где



СФОТ год - годовой фонд оплаты труда основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
2439,50

Сэкон.ФОТ год = СФОТ год*
0,0%
-
6.3.
Расчет годовой экономии страховых взносов от ФОТ:
тыс. руб.
0,00

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год x % снижения, где



Сстр.взн.год - годовой объем страховых взносов от ФОТ основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
736,50

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год*
0,0%
-
7.
Расчет экономии средств на эксплуатацию котельной за счет выполнения мероприятий:


7.1.
Сэкон. = Сэкон.газ + Ссниж.сети + Сэкон.эл.энер. + Ссниж.расх. + Сэкон.ФОТ + Сэконстр.взн.
тыс. руб.
- 6997,95
8.
Расчет снижения тарифа на выработку тепловой энергии:


8.1.
Среднегодовой тариф на тепловую энергию до реконструкции:



Стар. = Срасх. / Qотп.год, где



Срасх. - расходы на эксплуатацию до реконструкции
тыс. руб.
60020,20

Qотп.год, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
34255,20

Стар. = Срасх. / Qотп.год,
руб./Гкал
1752,15
8.2.
Расчет тариф на котельной после реконструкции:



Стар.после = Срасх.после / Qотп.год, где



Срасх.после = (Срасх. - Сэкон.) - расходы на эксплуатацию после реконструкции
тыс. руб.
53022,25

Qгод, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
34255,20

Стар.после = Срасх. / Qгод
руб./Гкал
1547,86
8.3.
Снижение затрат включаемых в тариф составит, Стар.сниж. = (Стар. - Стар.после)
руб.
- 204,29
9.
Расчет срока окупаемости мероприятий по реконструкции котельной и замене ветхих тепловых сетей:



Токуп. = (Срекон.всего) / Сэкон., где


9.1.
Срекон.всего - Расходы на реконструкцию котельной
тыс. руб.
16701,12
9.2.
Сэкон. - Экономия средств за счет внедрения мероприятий
тыс. руб.
6997,95
9.3.
Результат производственной деятельности до внедрения мероприятий, прибыль
тыс. руб.
9270,10
9.4.
Срок окупаемости мероприятий Токуп. = Срекон. / Сэкон.
месяцев
28,64

Новоалександровский район:

Технико-экономическое обоснование реконструкции, модернизации объектов системы централизованного теплоснабжения
Адрес
г. Новоалександровск, ул. Набережная, 1А
Код котельной
29-03
1.
Исходные данные для расчета экономической эффективности реконструкции котельной
1.1.
тип котлов и их количество:

2


1
ТВГ-0,75


2
Универсал-6
1.2.
установленная мощность,
Гкал/час
1,250
1.3.
присоединенная нагрузка, всего
Гкал/час
1,236

в том числе:


1.3.1.
присоединенная нагрузка, ГВС
Гкал/час
-
1.4.
коэффициент использования мощности котельной
%
98,9%
1.5.
выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
846,80
1.6.
полезный отпуск тепловой энергии, Qотп.
Гкал/год
694,70
1.7.
потери тепловой энергии на собственные нужды, Qпотер.С.Н.
Гкал/год
19,60
1.8.
потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотер.
Гкал/год
132,50
1.9.
расходы на эксплуатацию котельной, Срасх.
тыс. руб.
1835,94

в том числе:


1.9.1.
расход газа на вырабатываемый объем тепловой энергии, Bгаз
тыс. м3/год
129,95
1.9.2.
стоимость потребленного газа
тыс. руб.
583,23
1.9.3.
годовой расход электрической энергии на котельной, Wсущ.
тыс. Квт. час
26,11
1.9.4.
стоимость потребленной электрической энергии и мощности
тыс. руб.
85,60
1.9.5.
среднесписочная численность основных рабочих
человек
2,40
1.9.6.
фонд оплаты труда, основных рабочих
тыс. руб.
314,58
1.9.7.
страховые взносы от ФОТ
тыс. руб.
95,00
1.9.8.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
3,51
1.9.9.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем.
тыс. руб.
-
1.9.10.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
25,40
1.9.11.
общехозяйственные расходы, Собщехоз.
тыс. руб.
677,42
1.10.
сумма затрат на реконструкцию котельной, всего, Срекон.всего
тыс. руб.
4155,36

в том числе:


1.10.1.
затраты на замену ветхих сетей, Светхие сети
тыс. руб.
-
1.10.2.
затраты на переключение не рентабельной котельной, Сперек.
тыс. руб.
-
1.10.3.
затраты на строительство блочной котельной, Сблоч.
тыс. руб.
-
1.10.4.
затраты на замену котлов, на реконструируемой котельной, Скотл.
тыс. руб.
1752,30
1.10.5.
затраты на замену приборов учета топливо - энергетических ресурсов и тепловой энергии, Сприб.
тыс. руб.
61,93
1.10.6.
затраты на замену насосного оборудования и шкафов управления ими, Снасос
тыс. руб.
236,96
1.10.7.
затраты на замену общекотельного оборудования, (ХВО, водоподогреватели и Т.Д.), Собщек.
тыс. руб.
405,62
1.10.8.
затраты на автоматизацию котельной, Савтом.
тыс. руб.
107,33
1.10.9.
затраты на неучтенные материалы и комплектующие
тыс. руб.
384,62
1.10.10.
затраты на ПИР, Спроект
тыс. руб.
103,77
1.10.11.
затраты на СМР, ССМР.
тыс. руб.
1002,58
1.10.12.
затраты на ПНР, СПНР.
тыс. руб.
100,26
2.
Расчет снижения потребления газа и затрат на его оплату


2.1.
Расчет снижения потребления газа за счет ХВО, рециркуляции и установки приборов учета газа:


2.1.1.
На котельной монтируется установка обработки подпиточной воды, которая препятствует отложению солей жесткости на поверхностях нагрева котлов и способствует растворению и удалению существующих отложений в котлах и тепловых сетях. Снижение количества отложений на поверхностях нагрева котлов приводит к снижению расхода природного газа на выработку тепловой энергии до 6%
%
2,00%
2.1.2.
Внедрение системы рециркуляции и автоматизация котельной позволит эксплуатировать оборудование в наиболее экономичном режиме, что приведет к экономии природного газа до 2,2%
%
1,00%
2.1.3.
Монтаж узла учета природного газа с электронным корректором позволит производить учет использованного газа с большей точностью, экономия средств на оплату газа составит до 5%
%
0,00%
2.1.4.
Для расчета принимаем общее снижение расхода газа равное
%
3,00%
2.1.5.
Bгаз - годовой объем газа потребленный котельной на выработку тепловой энергии
тыс. м3
129,95
2.1.6.
Годовая экономия природного газа за счет мероприятий раздела 2.1 (Bэкон2.1) составит - Bэкон2.1 = Bгод x %
тыс. м3
- 3,90
2.2.
Расчет снижения потребления газа за счет замены котлов, переключения нагрузки и установки блочных котельных:


2.2.1.
Реализуемые мероприятия на данной котельной:



строительство блочной котельной
тип
нет

переключение нерентабельной котельной-код котельной

нет

замена существующих котлов на стальные жаротрубные котлы

да

при этом КПД котлов изменится
с
80,1%


до
92,0%
2.2.2.
Снижение объема потребляемого газа составит:



Bсниж.газа КПД = Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nстар. - Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nнов., где



Qгод выраб. - объем выработки тепловой энергии
Гкал/год
846,80

Qтепл.спос. - среднегодовая теплотворная способность топлива
ккал/м3
8131

nнов. - КПД котельного оборудования до реконструкции
%
80,1%

nстар. - КПД котельного оборудования после реконструкции
%
92,0%

Bсниж.газа КПД = Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nстар. - Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nнов.
тыс. м3
- 16,80
2.3.
Расчет снижения объема потребления газа после реализации мероприятий:


2.3.1.
Снижение расхода газа, Bсниж.газ = Bэкон2.1 + Bсниж.газ КПД
тыс. м3
- 20,70
2.4.
Расчет снижения оплаты за потребленный газ после реализации мероприятий:


2.4.1.
Среднегодовой тариф оплаты за газ, Сгаз
руб./м3
4,49
2.4.2.
Сумма снижение оплаты за газ составит, Сэкон.газ.
тыс. руб.
- 92,89
3.
Расчет снижение затрат на выработку тепловой энергии за счет уменьшения потерь после замены ветхих тепловых сетей или сокращения их протяженности за счет приближения источника тепловой энергии к потребителям:


3.1.
Без замены ветхих тепловых сетей

0,0%
3.1.1.
Фактические потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотери
Гкал/год
132,50
%
16,02%
3.1.2.
Выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
846,80
3.1.4.
Доля заменяемых или сокращаемых тепловых сетей в общей протяженности сетей данной котельной
%
0,00%
3.1.5.
Снижение потерь тепловой энергии после реализации мероприятий
Гкал/год
- 65,23
3.1.6.
Объем выработки тепловой энергии после замены ветхих сетей, Qсниж.выраб.
Гкал/год
781,57

3.1.6.
Потери тепловой энергии после реализации мероприятий
%
8,83%
3.2.
Снижение затрат = Ссниж.сети = Qсниж. выраб x уд.нор.газ x тариф газ
тыс. руб.
- 44,93
3.2.1.
Фактическая удельная норма потребления газа на выработку одной Гкал
м3/Гкал
153,46
3.2.2.
Среднегодовой тариф на газ
руб.
4,49
4.
Расчет снижения затрат на оплату электроэнергии:


4.1.
Расчет снижения потребления электрической энергии за счет замены насосов и установки устройств плавного пуска


4.1.1.
Режим работы котельной

сезон
4.1.2.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной, tmax до рекон.
час
685
4.1.3.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной после реконструкции, tmax после рекон.
час
523
4.1.4.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной до реконструкции, Рсущ.
кВт
38,10
4.1.5.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной после реконструкции, Руст.
кВт
14,21
4.1.6.
Расчет экономии электрической энергии, Рэкон.эл.энер. = Wсущ. - Руст. x tmax после рекон.
кВт. час
18678
4.1.7.
Экономия средств на оплату электрической энергии и мощности составит, Сэкон.эл.энер.
тыс. руб.
- 61,24
5.
Расчет снижения эксплуатационных расходов на котельной после реконструкции, Ссниж.расх., тыс. руб.


5.1.
Затраты на текущий и капитальный ремонты до реконструкции котельной:


5.1.1.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
3,51
5.1.2.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем. (10% от плановых расходов)
тыс. руб.
12,68
5.1.3.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
25,40
5.2.
После выполнения мероприятий по реконструкции затраты на текущий и капитальный ремонты снизятся на
%
80,0%
5.3.
Снижение расходов на текущий и капитальный ремонт составит, Ссниж.расх. = (Срасх.тек.рем. + Срасх.кап.рем. + Срасх.аморт.) % снижения
тыс. руб.
- 33,27
6.
Расчет экономии фонда оплаты труда и страхового взноса от ФОТ основных рабочих, тыс. руб.


6.1.
При реализации мероприятий по реконструкции котельной предусматривается оснащение ее оборудованием и системой автоматики, позволяющим перевести работу котельной в автоматический режим и снизить численность постоянного обслуживающего персонала


6.1.1.
Среднесписочная численность основных рабочих до реализации мероприятий
человек
2,4
6.1.2.
Среднесписочная численность основных рабочих после реализации мероприятий
человек
2,0
6.1.3.
Сокращение фонда оплаты основных рабочих составит
%
16,7%
6.2.
Расчет годовой экономии ФОТ:
тыс. руб.
- 52,43

Сэкон.ФОТ = СФОТ x % снижения, где



СФОТ год - годовой фонд оплаты труда основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
314,58

Сэкон.ФОТ год = СФОТ год*
16,7%
52,43
6.3.
Расчет годовой экономии страховых взносов от ФОТ:
тыс. руб.
- 15,83

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год x % снижения, где



Сстр.взн.год - годовой объем страховых взносов от ФОТ основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
95,00

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год*
16,7%
15,83
7.
Расчет экономии средств на эксплуатацию котельной за счет выполнения мероприятий:


7.1.
Сэкон. = Сэкон.газ + Ссниж.сети + Сэкон.эл.энер. + Ссниж.расх. + Сэкон.ФОТ + Сэконстр.взн.
тыс. руб.
- 300,59
8.
Расчет снижения тарифа на выработку тепловой энергии:


8.1.
Среднегодовой тариф на тепловую энергию до реконструкции:



Стар. = Срасх. / Qотп.год, где



Срасх. - расходы на эксплуатацию до реконструкции
тыс. руб.
1835,94

Qотп.год, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
694,70

Стар. = Срасх. / Qотп.год,
руб./Гкал
2642,79
8.2.
Расчет тариф на котельной после реконструкции:



Стар.после = Срасх.после / Qотп.год, где



Срасх.после = (Срасх. - Сэкон.) - расходы на эксплуатацию после реконструкции
тыс. руб.
1535,35

Qгод, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
694,70

Стар.после = Срасх. / Qгод
руб./Гкал
2210,09
8.3.
Снижение затрат включаемых в тариф составит, Стар.сниж. = (Стар. - Стар.после)
руб.
- 432,69
9.
Расчет срока окупаемости мероприятий по реконструкции котельной и замене ветхих тепловых сетей:



Токуп. = (Срекон.всего) / Сэкон., где


9.1.
Срекон.всего - Расходы на реконструкцию котельной
тыс. руб.
4155,36
9.2.
Сэкон. - Экономия средств за счет внедрения мероприятий
тыс. руб.
300,59
9.3.
Результат производственной деятельности до внедрения мероприятий, убыток
тыс. руб.
- 470,64
9.4.
Срок окупаемости мероприятий Токуп. = Срекон. / Сэкон.
месяцев
165,89

Технико-экономическое обоснование реконструкции, модернизации объектов системы централизованного теплоснабжения
Адрес
г. Новоалександровск, пер. Больничный, 1А
Код котельной
29-04
1.
Исходные данные для расчета экономической эффективности реконструкции котельной
1.1.
тип котлов и их количество:

3


1
КСВ-1,86


2
КСВ-1,86


3
ТВГ-0,35
1.2.
установленная мощность,
Гкал/час
3,550
1.3.
присоединенная нагрузка, всего
Гкал/час
2,053

в том числе:


1.3.1.
присоединенная нагрузка, ГВС
Гкал/час
0,916
1.4.
коэффициент использования мощности котельной
%
57,8%
1.5.
выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
3935,90
1.6.
полезный отпуск тепловой энергии, Qотп.
Гкал/год
3561,46
1.7.
потери тепловой энергии на собственные нужды, Qпотер.С.Н.
Гкал/год
27,70
1.8.
потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотер.
Гкал/год
346,74
1.9.
расходы на эксплуатацию котельной, Срасх.
тыс. руб.
6987,15

в том числе:


1.9.1.
расход газа на вырабатываемый объем тепловой энергии, Bгаз
тыс. м3/год
457,56
1.9.2.
стоимость потребленного газа
тыс. руб.
2046,71
1.9.3.
годовой расход электрической энергии на котельной, Wсущ.
тыс. Квт. час
103,26
1.9.4.
стоимость потребленной электрической энергии и мощности
тыс. руб.
344,72
1.9.5.
среднесписочная численность основных рабочих
человек
4,20
1.9.6.
фонд оплаты труда, основных рабочих
тыс. руб.
571,29
1.9.7.
страховые взносы от ФОТ
тыс. руб.
172,50
1.9.8.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
72,60
1.9.9.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем.
тыс. руб.
26,30
1.9.10.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
30,00
1.9.11.
общехозяйственные расходы, Собщехоз.
тыс. руб.
3472,90
1.10.
сумма затрат на реконструкцию котельной, всего, Срекон.всего
тыс. руб.
5155,99

в том числе:


1.10.1.
затраты на замену ветхих сетей, Светхие сети
тыс. руб.
-
1.10.2.
затраты на переключение не рентабельной котельной, Сперек.
тыс. руб.
-
1.10.3.
затраты на строительство блочной котельной, Сблоч.
тыс. руб.
-
1.10.4.
затраты на замену котлов, на реконструируемой котельной, Скотл.
тыс. руб.
2038,32
1.10.5.
затраты на замену приборов учета топливо - энергетических ресурсов и тепловой энергии, Сприб.
тыс. руб.
66,10
1.10.6.
затраты на замену насосного оборудования и шкафов управления ими, Снасос
тыс. руб.
456,03
1.10.7.
затраты на замену общекотельного оборудования, (ХВО, водоподогреватели и Т.Д.), Собщек.
тыс. руб.
513,81
1.10.8.
затраты на автоматизацию котельной, Савтом.
тыс. руб.
107,33
1.10.9.
затраты на неучтенные материалы и комплектующие
тыс. руб.
477,24
1.10.10.
затраты на ПИР, Спроект
тыс. руб.
128,75
1.10.11.
затраты на СМР, ССМР.
тыс. руб.
1244,00
1.10.12.
затраты на ПНР, СПНР.
тыс. руб.
124,40
2.
Расчет снижения потребления газа и затрат на его оплату


2.1.
Расчет снижения потребления газа за счет ХВО, рециркуляции и установки приборов учета газа:


2.1.1.
На котельной монтируется установка обработки подпиточной воды, которая препятствует отложению солей жесткости на поверхностях нагрева котлов и способствует растворению и удалению существующих отложений в котлах и тепловых сетях. Снижение количества отложений на поверхностях нагрева котлов приводит к снижению расхода природного газа на выработку тепловой энергии до 6%
%
2,00%
2.1.2.
Внедрение системы рециркуляции и автоматизация котельной позволит эксплуатировать оборудование в наиболее экономичном режиме, что приведет к экономии природного газа до 2,2%
%
1,00%
2.1.3.
Монтаж узла учета природного газа с электронным корректором позволит производить учет использованного газа с большей точностью, экономия средств на оплату газа составит до 5%
%
0,00%
2.1.4.
Для расчета принимаем общее снижение расхода газа равное
%
3,00%
2.1.5.
Bгаз - годовой объем газа потребленный котельной на выработку тепловой энергии
тыс. м3
457,56
2.1.6.
Годовая экономия природного газа за счет мероприятий раздела 2.1 (Bэкон2.1) составит - Bэкон2.1 = Bгод x %
тыс. м3
- 13,73
2.2.
Расчет снижения потребления газа за счет замены котлов, переключения нагрузки и установки блочных котельных:


2.2.1.
Реализуемые мероприятия на данной котельной:



строительство блочной котельной
тип
нет

переключение нерентабельной котельной-код котельной

нет

замена существующих котлов на стальные жаротрубные котлы

да

при этом КПД котлов изменится
с
92,0%


до
92,0%
2.2.2.
Снижение объема потребляемого газа составит:



Bсниж.газа КПД = Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nстар. - Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nнов., где



Qгод выраб. - объем выработки тепловой энергии
Гкал/год
3935,90

Qтепл.спос. - среднегодовая теплотворная способность топлива
ккал/м3
8131

nнов. - КПД котельного оборудования до реконструкции
%
92,0%

nстар. - КПД котельного оборудования после реконструкции
%
92,0%

Bсниж.газа КПД = Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nстар. - Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nнов.
тыс. м3
0,28
2.3.
Расчет снижения объема потребления газа после реализации мероприятий:


2.3.1.
Снижение расхода газа, Bсниж.газ = Bэкон2.1 + Bсниж.газ КПД
тыс. м3
- 13,45
2.4.
Расчет снижения оплаты за потребленный газ после реализации мероприятий:


2.4.1.
Среднегодовой тариф оплаты за газ, Сгаз
руб./м3
4,47
2.4.2.
Сумма снижение оплаты за газ составит, Сэкон.газ.
тыс. руб.
- 60,16
3.
Расчет снижение затрат на выработку тепловой энергии за счет уменьшения потерь после замены ветхих тепловых сетей или сокращения их протяженности за счет приближения источника тепловой энергии к потребителям:


3.1.
Без замены ветхих тепловых сетей

0,0%
3.1.1.
Фактические потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотери
Гкал/год
346,74
%
8,87%
3.1.2.
Выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
3935,90
3.1.4.
Доля заменяемых или сокращаемых тепловых сетей в общей протяженности сетей данной котельной
%
0,00%
3.1.5.
Снижение потерь тепловой энергии после реализации мероприятий
Гкал/год
0,00
3.1.6.
Объем выработки тепловой энергии после замены ветхих сетей, Qсниж.выраб.
Гкал/год
3935,90

3.1.6.
Потери тепловой энергии после реализации мероприятий
%
8,87%
3.2.
Снижение затрат = Ссниж.сети = Qсниж. выраб x уд.нор.газ x тариф газ
тыс. руб.
0,00
3.2.1.
Фактическая удельная норма потребления газа на выработку одной Гкал
м3/Гкал
116,25
3.2.2.
Среднегодовой тариф на газ
руб.
4,47
4.
Расчет снижения затрат на оплату электроэнергии:


4.1.
Расчет снижения потребления электрической энергии за счет замены насосов и установки устройств плавного пуска


4.1.1.
Режим работы котельной

год
4.1.2.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной, tmax до рекон.
час
1917
4.1.3.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной после реконструкции, tmax после рекон.
час
1658
4.1.4.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной до реконструкции, Рсущ.
кВт
53,87
4.1.5.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной после реконструкции, Руст.
кВт
33,44
4.1.6.
Расчет экономии электрической энергии, Рэкон.эл.энер. = Wсущ. - Руст. x tmax после рекон.
кВт. час
47808
4.1.7.
Экономия средств на оплату электрической энергии и мощности составит, Сэкон.эл.энер.
тыс. руб.
- 159,60
5.
Расчет снижения эксплуатационных расходов на котельной после реконструкции, Ссниж.расх., тыс. руб.


5.1.
Затраты на текущий и капитальный ремонты до реконструкции котельной:


5.1.1.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
72,60
5.1.2.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем. (10% от плановых расходов)
тыс. руб.
80,31
5.1.3.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
30,00
5.2.
После выполнения мероприятий по реконструкции затраты на текущий и капитальный ремонты снизятся на
%
80,0%
5.3.
Снижение расходов на текущий и капитальный ремонт составит, Ссниж.расх. = (Срасх.тек.рем. + Срасх.кап.рем. + Срасх.аморт.) % снижения
тыс. руб.
- 146,33
6.
Расчет экономии фонда оплаты труда и страхового взноса от ФОТ основных рабочих, тыс. руб.


6.1.
При реализации мероприятий по реконструкции котельной предусматривается оснащение ее оборудованием и системой автоматики, позволяющим перевести работу котельной в автоматический режим и снизить численность постоянного обслуживающего персонала


6.1.1.
Среднесписочная численность основных рабочих до реализации мероприятий
человек
4,2
6.1.2.
Среднесписочная численность основных рабочих после реализации мероприятий
человек
2,0
6.1.3.
Сокращение фонда оплаты основных рабочих составит
%
52,4%
6.2.
Расчет годовой экономии ФОТ:
тыс. руб.
- 299,25

Сэкон.ФОТ = СФОТ x % снижения, где



СФОТ год - годовой фонд оплаты труда основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
571,29

Сэкон.ФОТ год = СФОТ год*
52,4%
299,25
6.3.
Расчет годовой экономии страховых взносов от ФОТ:
тыс. руб.
- 90,36

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год x % снижения, где



Сстр.взн.год - годовой объем страховых взносов от ФОТ основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
172,50

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год*
52,4%
90,36
7.
Расчет экономии средств на эксплуатацию котельной за счет выполнения мероприятий:


7.1.
Сэкон. = Сэкон.газ + Ссниж.сети + Сэкон.эл.энер. + Ссниж.расх. + Сэкон.ФОТ + Сэконстр.взн.
тыс. руб.
- 755,70
8.
Расчет снижения тарифа на выработку тепловой энергии:


8.1.
Среднегодовой тариф на тепловую энергию до реконструкции:



Стар. = Срасх. / Qотп.год, где



Срасх. - расходы на эксплуатацию до реконструкции
тыс. руб.
6987,15

Qотп.год, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
3561,46

Стар. = Срасх. / Qотп.год,
руб./Гкал
1961,88
8.2.
Расчет тариф на котельной после реконструкции:



Стар.после = Срасх.после / Qотп.год, где



Срасх.после = (Срасх. - Сэкон.) - расходы на эксплуатацию после реконструкции
тыс. руб.
6231,45

Qгод, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
3561,46

Стар.после = Срасх. / Qгод
руб./Гкал
1749,69
8.3.
Снижение затрат включаемых в тариф составит, Стар.сниж. = (Стар. - Стар.после)
руб.
- 212,19
9.
Расчет срока окупаемости мероприятий по реконструкции котельной и замене ветхих тепловых сетей:



Токуп. = (Срекон.всего) / Сэкон., где


9.1.
Срекон.всего - Расходы на реконструкцию котельной
тыс. руб.
5155,99
9.2.
Сэкон. - Экономия средств за счет внедрения мероприятий
тыс. руб.
755,70
9.3.
Результат производственной деятельности до внедрения мероприятий, прибыль
тыс. руб.
175,08
9.4.
Срок окупаемости мероприятий Токуп. = Срекон. / Сэкон.
месяцев
81,87

Новоселицкий район:

Технико-экономическое обоснование реконструкции, модернизации объектов системы централизованного теплоснабжения
Адрес
с. Новоселицкое, ул. Пролетарская
Код котельной
16-40
1.
Исходные данные для расчета экономической эффективности реконструкции котельной
1.1.
тип котлов и их количество:

4


1
ТВГ-0,75


2
ТВГ-0,75


3
ТВГ-0,75


4
ТВГ-0,75
1.2.
установленная мощность,
Гкал/час
3,000
1.3.
присоединенная нагрузка, всего
Гкал/час
1,285

в том числе:


1.3.1.
присоединенная нагрузка, ГВС
Гкал/час
-
1.4.
коэффициент использования мощности котельной
%
42,8%
1.5.
выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
2609,00
1.6.
полезный отпуск тепловой энергии, Qотп.
Гкал/год
1858,50
1.7.
потери тепловой энергии на собственные нужды, Qпотер.С.Н.
Гкал/год
40,90
1.8.
потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотер.
Гкал/год
709,60
1.9.
расходы на эксплуатацию котельной, Срасх.
тыс. руб.
5664,12

в том числе:


1.9.1.
расход газа на вырабатываемый объем тепловой энергии, Bгаз
тыс. м3/год
382,83
1.9.2.
стоимость потребленного газа
тыс. руб.
1725,51
1.9.3.
годовой расход электрической энергии на котельной, Wсущ.
тыс. Квт. час
55,02
1.9.4.
стоимость потребленной электрической энергии и мощности
тыс. руб.
183,17
1.9.5.
среднесписочная численность основных рабочих
человек
2,70
1.9.6.
фонд оплаты труда, основных рабочих
тыс. руб.
446,30
1.9.7.
страховые взносы от ФОТ
тыс. руб.
135,22
1.9.8.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
189,63
1.9.9.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем.
тыс. руб.
111,96
1.9.10.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
66,20
1.9.11.
общехозяйственные расходы, Собщехоз.
тыс. руб.
2612,77
1.10.
сумма затрат на реконструкцию котельной, всего, Срекон.всего
тыс. руб.
4114,45

в том числе:


1.10.1.
затраты на замену ветхих сетей, Светхие сети
тыс. руб.
-
1.10.2.
затраты на переключение не рентабельной котельной, Сперек.
тыс. руб.
-
1.10.3.
затраты на строительство блочной котельной, Сблоч.
тыс. руб.
-
1.10.4.
затраты на замену котлов, на реконструируемой котельной, Скотл.
тыс. руб.
1752,30
1.10.5.
затраты на замену приборов учета топливо - энергетических ресурсов и тепловой энергии, Сприб.
тыс. руб.
64,70
1.10.6.
затраты на замену насосного оборудования и шкафов управления ими, Снасос
тыс. руб.
288,94
1.10.7.
затраты на замену общекотельного оборудования, (ХВО, водоподогреватели и Т.Д.), Собщек.
тыс. руб.
325,62
1.10.8.
затраты на автоматизацию котельной, Савтом.
тыс. руб.
107,33
1.10.9.
затраты на неучтенные материалы и комплектующие
тыс. руб.
380,83
1.10.10.
затраты на ПИР, Спроект
тыс. руб.
102,75
1.10.11.
затраты на СМР, ССМР.
тыс. руб.
992,71
1.10.12.
затраты на ПНР, СПНР.
тыс. руб.
99,27
2.
Расчет снижения потребления газа и затрат на его оплату


2.1.
Расчет снижения потребления газа за счет ХВО, рециркуляции и установки приборов учета газа:


2.1.1.
На котельной монтируется установка обработки подпиточной воды, которая препятствует отложению солей жесткости на поверхностях нагрева котлов и способствует растворению и удалению существующих отложений в котлах и тепловых сетях. Снижение количества отложений на поверхностях нагрева котлов приводит к снижению расхода природного газа на выработку тепловой энергии до 6%
%
2,00%
2.1.2.
Внедрение системы рециркуляции и автоматизация котельной позволит эксплуатировать оборудование в наиболее экономичном режиме, что приведет к экономии природного газа до 2,2%
%
1,00%
2.1.3.
Монтаж узла учета природного газа с электронным корректором позволит производить учет использованного газа с большей точностью, экономия средств на оплату газа составит до 5%
%
0,00%
2.1.4.
Для расчета принимаем общее снижение расхода газа равное
%
3,00%
2.1.5.
Bгаз - годовой объем газа потребленный котельной на выработку тепловой энергии
тыс. м3
382,83
2.1.6.
Годовая экономия природного газа за счет мероприятий раздела 2.1 (Bэкон2.1) составит - Bэкон2.1 = Bгод x %
тыс. м3
- 11,48
2.2.
Расчет снижения потребления газа за счет замены котлов, переключения нагрузки и установки блочных котельных:


2.2.1.
Реализуемые мероприятия на данной котельной:



строительство блочной котельной
тип
нет

переключение нерентабельной котельной-код котельной

нет

замена существующих котлов на стальные жаротрубные котлы

да

при этом КПД котлов изменится
с
83,6%


до
92,0%
2.2.2.
Снижение объема потребляемого газа составит:



Bсниж.газа КПД = Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nстар. - Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nнов., где



Qгод выраб. - объем выработки тепловой энергии
Гкал/год
2609,00

Qтепл.спос. - среднегодовая теплотворная способность топлива
ккал/м3
8152

nнов. - КПД котельного оборудования до реконструкции
%
83,6%

nстар. - КПД котельного оборудования после реконструкции
%
92,0%

Bсниж.газа КПД = Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nстар. - Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nнов.
тыс. м3
- 35,11
2.3.
Расчет снижения объема потребления газа после реализации мероприятий:


2.3.1.
Снижение расхода газа, Bсниж.газ = Bэкон2.1 + Bсниж.газ КПД
тыс. м3
- 46,60
2.4.
Расчет снижения оплаты за потребленный газ после реализации мероприятий:


2.4.1.
Среднегодовой тариф оплаты за газ, Сгаз
руб./м3
4,51
2.4.2.
Сумма снижение оплаты за газ составит, Сэкон.газ.
тыс. руб.
- 210,02
3.
Расчет снижение затрат на выработку тепловой энергии за счет уменьшения потерь после замены ветхих тепловых сетей или сокращения их протяженности за счет приближения источника тепловой энергии к потребителям:


3.1.
Без замены ветхих тепловых сетей

0,0%
3.1.1.
Фактические потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотери
Гкал/год
709,60
%
27,63%
3.1.2.
Выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
2609,00
3.1.4.
Доля заменяемых или сокращаемых тепловых сетей в общей протяженности сетей данной котельной
%
0,00%
3.1.5.
Снижение потерь тепловой энергии после реализации мероприятий
Гкал/год
- 284,74
3.1.6.
Объем выработки тепловой энергии после замены ветхих сетей, Qсниж.выраб.
Гкал/год
2324,26

3.1.6.
Потери тепловой энергии после реализации мероприятий
%
18,61%
3.2.
Снижение затрат = Ссниж.сети = Qсниж. выраб x уд.нор.газ x тариф газ
тыс. руб.
- 188,32
3.2.1.
Фактическая удельная норма потребления газа на выработку одной Гкал
м3/Гкал
146,74
3.2.2.
Среднегодовой тариф на газ
руб.
4,51
4.
Расчет снижения затрат на оплату электроэнергии:


4.1.
Расчет снижения потребления электрической энергии за счет замены насосов и установки устройств плавного пуска


4.1.1.
Режим работы котельной

сезон
4.1.2.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной, tmax до рекон.
час
2030
4.1.3.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной после реконструкции, tmax после рекон.
час
1554
4.1.4.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной до реконструкции, Рсущ.
кВт
27,10
4.1.5.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной после реконструкции, Руст.
кВт
15,13
4.1.6.
Расчет экономии электрической энергии, Рэкон.эл.энер. = Wсущ. - Руст. x tmax после рекон.
кВт. час
31510
4.1.7.
Экономия средств на оплату электрической энергии и мощности составит, Сэкон.эл.энер.
тыс. руб.
- 104,90
5.
Расчет снижения эксплуатационных расходов на котельной после реконструкции, Ссниж.расх., тыс. руб.


5.1.
Затраты на текущий и капитальный ремонты до реконструкции котельной:


5.1.1.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
189,63
5.1.2.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем. (10% от плановых расходов)
тыс. руб.
25,35
5.1.3.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
66,20
5.2.
После выполнения мероприятий по реконструкции затраты на текущий и капитальный ремонты снизятся на
%
80,0%
5.3.
Снижение расходов на текущий и капитальный ремонт составит, Ссниж.расх. = (Срасх.тек.рем. + Срасх.кап.рем. + Срасх.аморт.) % снижения
тыс. руб.
- 224,95
6.
Расчет экономии фонда оплаты труда и страхового взноса от ФОТ основных рабочих, тыс. руб.


6.1.
При реализации мероприятий по реконструкции котельной предусматривается оснащение ее оборудованием и системой автоматики, позволяющим перевести работу котельной в автоматический режим и снизить численность постоянного обслуживающего персонала


6.1.1.
Среднесписочная численность основных рабочих до реализации мероприятий
человек
2,7
6.1.2.
Среднесписочная численность основных рабочих после реализации мероприятий
человек
2,0
6.1.3.
Сокращение фонда оплаты основных рабочих составит
%
25,9%
6.2.
Расчет годовой экономии ФОТ:
тыс. руб.
- 115,71

Сэкон.ФОТ = СФОТ x % снижения, где



СФОТ год - годовой фонд оплаты труда основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
446,30

Сэкон.ФОТ год = СФОТ год*
25,9%
115,71
6.3.
Расчет годовой экономии страховых взносов от ФОТ:
тыс. руб.
- 35,06

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год x % снижения, где



Сстр.взн.год - годовой объем страховых взносов от ФОТ основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
135,22

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год*
25,9%
35,06
7.
Расчет экономии средств на эксплуатацию котельной за счет выполнения мероприятий:


7.1.
Сэкон. = Сэкон.газ + Ссниж.сети + Сэкон.эл.энер. + Ссниж.расх. + Сэкон.ФОТ + Сэконстр.взн.
тыс. руб.
- 878,95
8.
Расчет снижения тарифа на выработку тепловой энергии:


8.1.
Среднегодовой тариф на тепловую энергию до реконструкции:



Стар. = Срасх. / Qотп.год, где



Срасх. - расходы на эксплуатацию до реконструкции
тыс. руб.
5664,12

Qотп.год, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
1858,50

Стар. = Срасх. / Qотп.год,
руб./Гкал
3047,69
8.2.
Расчет тариф на котельной после реконструкции:



Стар.после = Срасх.после / Qотп.год, где



Срасх.после = (Срасх. - Сэкон.) - расходы на эксплуатацию после реконструкции
тыс. руб.
4785,17

Qгод, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
1858,50

Стар.после = Срасх. / Qгод
руб./Гкал
2574,75
8.3.
Снижение затрат включаемых в тариф составит, Стар.сниж. = (Стар. - Стар.после)
руб.
- 472,94
9.
Расчет срока окупаемости мероприятий по реконструкции котельной и замене ветхих тепловых сетей:



Токуп. = (Срекон.всего) / Сэкон., где


9.1.
Срекон.всего - Расходы на реконструкцию котельной
тыс. руб.
4114,45
9.2.
Сэкон. - Экономия средств за счет внедрения мероприятий
тыс. руб.
878,95
9.3.
Результат производственной деятельности до внедрения мероприятий, убыток
тыс. руб.
- 2066,09
9.4.
Срок окупаемости мероприятий Токуп. = Срекон. / Сэкон.
месяцев
56,17

Петровский район:

Технико-экономическое обоснование реконструкции, модернизации объектов системы централизованного теплоснабжения
Адрес
г. Светлоград, ул. Комсомольская, 14А
Код котельной
31-03
1.
Исходные данные для расчета экономической эффективности реконструкции котельной
1.1.
тип котлов и их количество:

2


1
Универсал-6


2
ТВГ-0,75
1.2.
установленная мощность
Гкал/час
1,350
1.3.
присоединенная нагрузка, всего
Гкал/час
0,601

в том числе:


1.3.1.
присоединенная нагрузка, ГВС
Гкал/час
0,065
1.4.
коэффициент использования мощности котельной
%
44,5%
1.5.
выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
1068,30
1.6.
полезный отпуск тепловой энергии, Qотп.
Гкал/год
860,20
1.7.
потери тепловой энергии на собственные нужды, Qпотер.С.Н.
Гкал/год
14,20
1.8.
потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотер.
Гкал/год
193,90
1.9.
расходы на эксплуатацию котельной, Срасх.
тыс. руб.
2065,16

в том числе:


1.9.1.
расход газа на вырабатываемый объем тепловой энергии, Bгаз
тыс. м3/год
162,56
1.9.2.
стоимость потребленного газа
тыс. руб.
723,76
1.9.3.
годовой расход электрической энергии на котельной, Wсущ.
тыс. Квт. час
29,25
1.9.4.
стоимость потребленной электрической энергии и мощности
тыс. руб.
114,16
1.9.5.
среднесписочная численность основных рабочих
человек
2,60
1.9.6.
фонд оплаты труда, основных рабочих
тыс. руб.
318,20
1.9.7.
страховые взносы от ФОТ
тыс. руб.
96,03
1.9.8.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
2,10
1.9.9.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем.
тыс. руб.
2,60
1.9.10.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
164,80
1.9.11.
общехозяйственные расходы, Собщехоз.
тыс. руб.
604,56
1.10.
сумма затрат на реконструкцию котельной, всего, Срекон.всего
тыс. руб.
2444,54

в том числе:


1.10.1.
затраты на замену ветхих сетей, Светхие сети
тыс. руб.
-
1.10.2.
затраты на переключение не рентабельной котельной, Сперек.
тыс. руб.
-
1.10.3.
затраты на строительство блочной котельной, Сблоч.
тыс. руб.
-
1.10.4.
затраты на замену котлов, на реконструируемой котельной, Скотл.
тыс. руб.
947,72
1.10.5.
затраты на замену приборов учета топливо - энергетических ресурсов и тепловой энергии, Сприб.
тыс. руб.
185,73
1.10.6.
затраты на замену насосного оборудования и шкафов управления ими, Снасос
тыс. руб.
119,54
1.10.7.
затраты на замену общекотельного оборудования, (ХВО, водоподогреватели и Т.Д.), Собщек.
тыс. руб.
148,13
1.10.8.
затраты на автоматизацию котельной, Савтом.
тыс. руб.
107,33
1.10.9.
затраты на неучтенные материалы и комплектующие
тыс. руб.
226,27
1.10.10.
затраты на ПИР, Спроект
тыс. руб.
61,04
1.10.11.
затраты на СМР, ССМР.
тыс. руб.
589,80
1.10.12.
затраты на ПНР, СПНР.
тыс. руб.
58,98
2.
Расчет снижения потребления газа и затрат на его оплату


2.1.
Расчет снижения потребления газа за счет ХВО, рециркуляции и установки приборов учета газа:


2.1.1.
На котельной монтируется установка обработки подпиточной воды, которая препятствует отложению солей жесткости на поверхностях нагрева котлов и способствует растворению и удалению существующих отложений в котлах и тепловых сетях. Снижение количества отложений на поверхностях нагрева котлов приводит к снижению расхода природного газа на выработку тепловой энергии до 6%
%
2,00%
2.1.2.
Внедрение системы рециркуляции и автоматизация котельной позволит эксплуатировать оборудование в наиболее экономичном режиме, что приведет к экономии природного газа до 2,2%
%
1,00%
2.1.3.
Монтаж узла учета природного газа с электронным корректором позволит производить учет использованного газа с большей точностью, экономия средств на оплату газа составит до 5%
%
2,00%
2.1.4.
Для расчета принимаем общее снижение расхода газа равное
%
5,00%
2.1.5.
Bгаз - годовой объем газа потребленный котельной на выработку тепловой энергии
тыс. м3
162,56
2.1.6.
Годовая экономия природного газа за счет мероприятий раздела 2.1 (Bэкон2.1) составит - Bэкон2.1 = Bгод x %
тыс. м3
- 8,13
2.2.
Расчет снижения потребления газа за счет замены котлов, переключения нагрузки и установки блочных котельных:


2.2.1.
Реализуемые мероприятия на данной котельной:



строительство блочной котельной
тип
нет

переключение нерентабельной котельной-код котельной

нет

замена существующих котлов на стальные жаротрубные котлы

да

при этом КПД котлов изменится
с
81,3%


до
92,0%
2.2.2.
Снижение объема потребляемого газа составит:



Bсниж.газа КПД = Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nстар. - Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nнов., где



Qгод выраб. - объем выработки тепловой энергии
Гкал/год
1068,30

Qтепл.спос. - среднегодовая теплотворная способность топлива
ккал/м3
8079

nнов. - КПД котельного оборудования до реконструкции
%
81,3%

nстар. - КПД котельного оборудования после реконструкции
%
92,0%

Bсниж.газа КПД = Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nстар. - Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nнов.
тыс. м3
- 18,90
2.3.
Расчет снижения объема потребления газа после реализации мероприятий:


2.3.1.
Снижение расхода газа, Bсниж.газ = Bэкон2.1 + Bсниж.газ КПД
тыс. м3
- 27,03
2.4.
Расчет снижения оплаты за потребленный газ после реализации мероприятий:


2.4.1.
Среднегодовой тариф оплаты за газ, Сгаз
руб./м3
4,45
2.4.2.
Сумма снижение оплаты за газ составит, Сэкон.газ.
тыс. руб.
- 120,33
3.
Расчет снижение затрат на выработку тепловой энергии за счет уменьшения потерь после замены ветхих тепловых сетей или сокращения их протяженности за счет приближения источника тепловой энергии к потребителям:


3.1.
Без замены ветхих тепловых сетей

0,0%
3.1.1.
Фактические потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотери
Гкал/год
193,90
%
18,39%
3.1.2.
Выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
1068,30
3.1.4.
Доля заменяемых или сокращаемых тепловых сетей в общей протяженности сетей данной котельной
%
0,00%
3.1.5.
Снижение потерь тепловой энергии после реализации мероприятий
Гкал/год
0,00
3.1.6.
Объем выработки тепловой энергии после замены ветхих сетей, Qсниж.выраб.
Гкал/год
1068,30

3.1.6.
Потери тепловой энергии после реализации мероприятий
%
18,39%
3.2.
Снижение затрат = Ссниж.сети = Qсниж. выраб x уд.нор.газ x тариф газ
тыс. руб.
0,00
3.2.1.
Фактическая удельная норма потребления газа на выработку одной Гкал
м3/Гкал
152,17
3.2.2.
Среднегодовой тариф на газ
руб.
4,45
4.
Расчет снижения затрат на оплату электроэнергии:


4.1.
Расчет снижения потребления электрической энергии за счет замены насосов и установки устройств плавного пуска


4.1.1.
Режим работы котельной

сезон
4.1.2.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной, tmax до рекон.
час
1776
4.1.3.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной после реконструкции, tmax после рекон.
час
1500
4.1.4.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной до реконструкции, Рсущ.
кВт
16,47
4.1.5.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной после реконструкции, Руст.
кВт
7,21
4.1.6.
Расчет экономии электрической энергии, Рэкон.эл.энер. = Wсущ. - Руст. x tmax после рекон.
кВт. час
18432
4.1.7.
Экономия средств на оплату электрической энергии и мощности составит, Сэкон.эл.энер.
тыс. руб.
- 71,93
5.
Расчет снижения эксплуатационных расходов на котельной после реконструкции, Ссниж.расх., тыс. руб.


5.1.
Затраты на текущий и капитальный ремонты до реконструкции котельной:


5.1.1.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
2,10
5.1.2.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем. (10% от плановых расходов)
тыс. руб.
12,68
5.1.3.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
164,80
5.2.
После выполнения мероприятий по реконструкции затраты на текущий и капитальный ремонты снизятся на
%
80,0%
5.3.
Снижение расходов на текущий и капитальный ремонт составит, Ссниж.расх. = (Срасх.тек.рем. + Срасх.кап.рем. + Срасх.аморт.) % снижения
тыс. руб.
- 143,66
6.
Расчет экономии фонда оплаты труда и страхового взноса от ФОТ основных рабочих, тыс. руб.


6.1.
При реализации мероприятий по реконструкции котельной предусматривается оснащение ее оборудованием и системой автоматики, позволяющим перевести работу котельной в автоматический режим и снизить численность постоянного обслуживающего персонала


6.1.1.
Среднесписочная численность основных рабочих до реализации мероприятий
человек
2,6
6.1.2.
Среднесписочная численность основных рабочих после реализации мероприятий
человек
2,0
6.1.3.
Сокращение фонда оплаты основных рабочих составит
%
23,1%
6.2.
Расчет годовой экономии ФОТ:
тыс. руб.
- 73,43

Сэкон.ФОТ = СФОТ x % снижения, где



СФОТ год - годовой фонд оплаты труда основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
318,20

Сэкон.ФОТ год = СФОТ год*
23,1%
73,43
6.3.
Расчет годовой экономии страховых взносов от ФОТ:
тыс. руб.
- 22,16

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год x % снижения, где



Сстр.взн.год - годовой объем страховых взносов от ФОТ основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
96,03

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год*
23,1%
22,16
7.
Расчет экономии средств на эксплуатацию котельной за счет выполнения мероприятий:


7.1.
Сэкон. = Сэкон.газ + Ссниж.сети + Сэкон.эл.энер. + Ссниж.расх. + Сэкон.ФОТ + Сэконстр.взн.
тыс. руб.
- 431,51
8.
Расчет снижения тарифа на выработку тепловой энергии:


8.1.
Среднегодовой тариф на тепловую энергию до реконструкции:



Стар. = Срасх. / Qотп.год, где



Срасх. - расходы на эксплуатацию до реконструкции
тыс. руб.
2065,16

Qотп.год, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
860,20

Стар. = Срасх. / Qотп.год,
руб./Гкал
2400,79
8.2.
Расчет тариф на котельной после реконструкции:



Стар.после = Срасх.после / Qотп.год, где



Срасх.после = (Срасх. - Сэкон.) - расходы на эксплуатацию после реконструкции
тыс. руб.
1633,65

Qгод, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
860,20

Стар.после = Срасх. / Qгод
руб./Гкал
1899,15
8.3.
Снижение затрат включаемых в тариф составит, Стар.сниж. = (Стар. - Стар.после)
руб.
- 501,64
9
Расчет срока окупаемости мероприятий по реконструкции котельной и замене ветхих тепловых сетей:



Токуп. = (Срекон.всего) / Сэкон., где


9.1.
Срекон.всего - Расходы на реконструкцию котельной
тыс. руб.
2444,54
9.2.
Сэкон. - Экономия средств за счет внедрения мероприятий
тыс. руб.
431,51
9.3.
Результат производственной деятельности до внедрения мероприятий, убыток
тыс. руб.
- 386,97
9.4.
Срок окупаемости мероприятий Токуп. = Срекон. / Сэкон.
месяцев
67,98

Технико-экономическое обоснование реконструкции, модернизации объектов системы централизованного теплоснабжения
Адрес
г. Светлоград, ул. Телеграфная, 81А
Код котельной
31-06
1.
Исходные данные для расчета экономической эффективности реконструкции котельной
1.1.
тип котлов и их количество:

2


1
Универсал-6


2
Универсал-6
1.2.
установленная мощность,
Гкал/час
1,100
1.3.
присоединенная нагрузка, всего
Гкал/час
0,508

в том числе:


1.3.1.
присоединенная нагрузка, ГВС
Гкал/час
0,198
1.4.
коэффициент использования мощности котельной
%
46,2%
1.5.
выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
965,70
1.6.
полезный отпуск тепловой энергии, Qотп.
Гкал/год
959,70
1.7.
потери тепловой энергии на собственные нужды, Qпотер.С.Н.
Гкал/год
1,00
1.8.
потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотер.
Гкал/год
5,00
1.9.
расходы на эксплуатацию котельной, Срасх.
тыс. руб.
1948,09

в том числе:


1.9.1.
расход газа на вырабатываемый объем тепловой энергии, Bгаз
тыс. м3/год
108,49
1.9.2.
стоимость потребленного газа
тыс. руб.
482,22
1.9.3.
годовой расход электрической энергии на котельной, Wсущ.
тыс. Квт. час
11,91
1.9.4.
стоимость потребленной электрической энергии и мощности
тыс. руб.
55,33
1.9.5.
среднесписочная численность основных рабочих
человек
4,00
1.9.6.
фонд оплаты труда, основных рабочих
тыс. руб.
489,60
1.9.7.
страховые взносы от ФОТ
тыс. руб.
147,76
1.9.8.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
11,90
1.9.9.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем.
тыс. руб.
16,40
1.9.10.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
30,60
1.9.11.
общехозяйственные расходы, Собщехоз.
тыс. руб.
676,68
1.10.
сумма затрат на реконструкцию котельной, всего, Срекон.всего
тыс. руб.
2257,69

в том числе:


1.10.1.
затраты на замену ветхих сетей, Светхие сети
тыс. руб.
-
1.10.2.
затраты на переключение не рентабельной котельной, Сперек.
тыс. руб.
-
1.10.3.
затраты на строительство блочной котельной, Сблоч.
тыс. руб.
-
1.10.4.
затраты на замену котлов, на реконструируемой котельной, Скотл.
тыс. руб.
935,02
1.10.5.
затраты на замену приборов учета топливо - энергетических ресурсов и тепловой энергии, Сприб.
тыс. руб.
58,25
1.10.6.
затраты на замену насосного оборудования и шкафов управления ими, Снасос
тыс. руб.
186,48
1.10.7.
затраты на замену общекотельного оборудования, (ХВО, водоподогреватели и Т.Д.), Собщек.
тыс. руб.
106,07
1.10.8.
затраты на автоматизацию котельной, Савтом.
тыс. руб.
107,33
1.10.9.
затраты на неучтенные материалы и комплектующие
тыс. руб.
208,97
1.10.10.
затраты на ПИР, Спроект
тыс. руб.
56,38
1.10.11.
затраты на СМР, ССМР.
тыс. руб.
544,72
1.10.12.
затраты на ПНР, СПНР.
тыс. руб.
54,47
2.
Расчет снижения потребления газа и затрат на его оплату


2.1.
Расчет снижения потребления газа за счет ХВО, рециркуляции и установки приборов учета газа:


2.1.1.
На котельной монтируется установка обработки подпиточной воды, которая препятствует отложению солей жесткости на поверхностях нагрева котлов и способствует растворению и удалению существующих отложений в котлах и тепловых сетях. Снижение количества отложений на поверхностях нагрева котлов приводит к снижению расхода природного газа на выработку тепловой энергии до 6%
%
2,00%
2.1.2.
Внедрение системы рециркуляции и автоматизация котельной позволит эксплуатировать оборудование в наиболее экономичном режиме, что приведет к экономии природного газа до 2,2%
%
1,00%
2.1.3.
Монтаж узла учета природного газа с электронным корректором позволит производить учет использованного газа с большей точностью, экономия средств на оплату газа составит до 5%
%
0,00%
2.1.4.
Для расчета принимаем общее снижение расхода газа равное
%
3,00%
2.1.5.
Bгаз - годовой объем газа потребленный котельной на выработку тепловой энергии
тыс. м3
108,49
2.1.6.
Годовая экономия природного газа за счет мероприятий раздела 2.1 (Bэкон2.1) составит - Bэкон2.1 = Bгод x %
тыс. м3
- 3,25
2.2.
Расчет снижения потребления газа за счет замены котлов, переключения нагрузки и установки блочных котельных:


2.2.1.
Реализуемые мероприятия на данной котельной:



строительство блочной котельной
тип
нет

переключение нерентабельной котельной-код котельной

нет

замена существующих котлов на стальные жаротрубные котлы

да

при этом КПД котлов изменится
с
91,1%


до
92,0%
2.2.2.
Снижение объема потребляемого газа составит:



Bсниж.газа КПД = Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nстар. - Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nнов., где



Qгод выраб. - объем выработки тепловой энергии
Гкал/год
965,70

Qтепл.спос. - среднегодовая теплотворная способность топлива
ккал/м3
8079

nнов. - КПД котельного оборудования до реконструкции
%
91,1%

nстар. - КПД котельного оборудования после реконструкции
%
92,0%

Bсниж.газа КПД = Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nстар. - Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nнов.
тыс. м3
- 1,24
2.3.
Расчет снижения объема потребления газа после реализации мероприятий:


2.3.1.
Снижение расхода газа, Bсниж.газ = Bэкон2.1 + Bсниж.газ КПД
тыс. м3
- 4,49
2.4.
Расчет снижения оплаты за потребленный газ после реализации мероприятий:


2.4.1.
Среднегодовой тариф оплаты за газ, Сгаз
руб./м3
4,44
2.4.2.
Сумма снижение оплаты за газ составит, Сэкон.газ.
тыс. руб.
- 19,97
3.
Расчет снижение затрат на выработку тепловой энергии за счет уменьшения потерь после замены ветхих тепловых сетей или сокращения их протяженности за счет приближения источника тепловой энергии к потребителям:


3.1.
Без замены ветхих тепловых сетей

0,0%
3.1.1.
Фактические потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотери
Гкал/год
5,00
%
0,52%
3.1.2.
Выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
965,70
3.1.4.
Доля заменяемых или сокращаемых тепловых сетей в общей протяженности сетей данной котельной
%
0,00%
3.1.5.
Снижение потерь тепловой энергии после реализации мероприятий
Гкал/год
0,00
3.1.6.
Объем выработки тепловой энергии после замены ветхих сетей, Qсниж.выраб.
Гкал/год
965,70

3.1.6.
Потери тепловой энергии после реализации мероприятий
%
0,52%
3.2.
Снижение затрат = Ссниж.сети = Qсниж. выраб x уд.нор.газ x тариф газ
тыс. руб.
0,00
3.2.1.
Фактическая удельная норма потребления газа на выработку одной Гкал
м3/Гкал
112,35
3.2.2.
Среднегодовой тариф на газ
руб.
4,44
4.
Расчет снижения затрат на оплату электроэнергии:


4.1.
Расчет снижения потребления электрической энергии за счет замены насосов и установки устройств плавного пуска


4.1.1.
Режим работы котельной

год
4.1.2.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной, tmax до рекон.
час
1900
4.1.3.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной после реконструкции, tmax после рекон.
час
1627
4.1.4.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной до реконструкции, Рсущ.
кВт
6,27
4.1.5.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной после реконструкции, Руст.
кВт
6,83
4.1.6.
Расчет экономии электрической энергии, Рэкон.эл.энер. = Wсущ. - Руст. x tmax после рекон.
кВт. час
799
4.1.7.
Экономия средств на оплату электрической энергии и мощности составит, Сэкон.эл.энер.
тыс. руб.
- 3,71
5.
Расчет снижения эксплуатационных расходов на котельной после реконструкции, Ссниж.расх., тыс. руб.


5.1.
Затраты на текущий и капитальный ремонты до реконструкции котельной:


5.1.1.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
11,90
5.1.2.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем. (10% от плановых расходов)
тыс. руб.
12,68
5.1.3.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
30,60
5.2.
После выполнения мероприятий по реконструкции затраты на текущий и капитальный ремонты снизятся на
%
80,0%
5.3.
Снижение расходов на текущий и капитальный ремонт составит, Ссниж.расх. = (Срасх.тек.рем. + Срасх.кап.рем. + Срасх.аморт.) % снижения
тыс. руб.
- 44,14
6.
Расчет экономии фонда оплаты труда и страхового взноса от ФОТ основных рабочих, тыс. руб.


6.1.
При реализации мероприятий по реконструкции котельной предусматривается оснащение ее оборудованием и системой автоматики, позволяющим перевести работу котельной в автоматический режим и снизить численность постоянного обслуживающего персонала


6.1.1.
Среднесписочная численность основных рабочих до реализации мероприятий
человек
4,0
6.1.2.
Среднесписочная численность основных рабочих после реализации мероприятий
человек
2,4
6.1.3.
Сокращение фонда оплаты основных рабочих составит
%
40,0%
6.2.
Расчет годовой экономии ФОТ:
тыс. руб.
- 195,84

Сэкон.ФОТ = СФОТ x % снижения, где



СФОТ год - годовой фонд оплаты труда основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
489,60

Сэкон.ФОТ год = СФОТ год*
40,0%
195,84
6.3.
Расчет годовой экономии страховых взносов от ФОТ:
тыс. руб.
- 59,10

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год x % снижения, где



Сстр.взн.год - годовой объем страховых взносов от ФОТ основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
147,76

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год*
40,0%
59,10
7.
Расчет экономии средств на эксплуатацию котельной за счет выполнения мероприятий:


7.1.
Сэкон. = Сэкон.газ + Ссниж.сети + Сэкон.эл.энер. + Ссниж.расх. + Сэкон.ФОТ + Сэконстр.взн.
тыс. руб.
- 322,76
8.
Расчет снижения тарифа на выработку тепловой энергии:


8.1.
Среднегодовой тариф на тепловую энергию до реконструкции:



Стар. = Срасх. / Qотп.год, где



Срасх. - расходы на эксплуатацию до реконструкции
тыс. руб.
1948,09

Qотп.год, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
959,70

Стар. = Срасх. / Qотп.год,
руб./Гкал
2029,90
8.2.
Расчет тариф на котельной после реконструкции:



Стар.после = Срасх.после / Qотп.год, где



Срасх.после = (Срасх. - Сэкон.) - расходы на эксплуатацию после реконструкции
тыс. руб.
1625,33

Qгод, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
959,70

Стар.после = Срасх. / Qгод
руб./Гкал
1693,58
8.3.
Снижение затрат включаемых в тариф составит, Стар.сниж. = (Стар. - Стар.после)
руб.
- 336,31
9.
Расчет срока окупаемости мероприятий по реконструкции котельной и замене ветхих тепловых сетей:



Токуп. = (Срекон.всего) / Сэкон., где


9.1.
Срекон.всего - Расходы на реконструкцию котельной
тыс. руб.
2257,69
9.2.
Сэкон. - Экономия средств за счет внедрения мероприятий
тыс. руб.
322,76
9.3.
Результат производственной деятельности до внедрения мероприятий, убыток
тыс. руб.
- 69,93
9.4.
Срок окупаемости мероприятий Токуп. = Срекон. / Сэкон.
месяцев
83,94

Технико-экономическое обоснование реконструкции, модернизации объектов системы централизованного теплоснабжения
Адрес
г. Светлоград, ул. Коминтерна, 13А
Код котельной
31-07
1.
Исходные данные для расчета экономической эффективности реконструкции котельной
1.1.
тип котлов и их количество:

2


1
Универсал-6


2
Универсал-6
1.2.
установленная мощность
Гкал/час
0,555
1.3.
присоединенная нагрузка, всего
Гкал/час
0,384

в том числе:


1.3.1.
присоединенная нагрузка, ГВС
Гкал/час
0,086
1.4.
коэффициент использования мощности котельной
%
69,1%
1.5.
выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
677,80
1.6.
полезный отпуск тепловой энергии, Qотп.
Гкал/год
546,60
1.7.
потери тепловой энергии на собственные нужды, Qпотер.С.Н.
Гкал/год
7,20
1.8.
потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотер.
Гкал/год
124,00
1.9.
расходы на эксплуатацию котельной, Срасх.
тыс. руб.
1590,49

в том числе:


1.9.1.
расход газа на вырабатываемый объем тепловой энергии, Bгаз
тыс. м3/год
108,24
1.9.2.
стоимость потребленного газа
тыс. руб.
480,80
1.9.3.
годовой расход электрической энергии на котельной, Wсущ.
тыс. Квт. час
26,50
1.9.4.
стоимость потребленной электрической энергии и мощности
тыс. руб.
109,46
1.9.5.
среднесписочная численность основных рабочих
человек
3,40
1.9.6.
фонд оплаты труда, основных рабочих
тыс. руб.
416,10
1.9.7.
страховые взносы от ФОТ
тыс. руб.
125,58
1.9.8.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
11,70
1.9.9.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем.
тыс. руб.
19,60
1.9.10.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
15,70
1.9.11.
общехозяйственные расходы, Собщехоз.
тыс. руб.
384,20
1.10.
сумма затрат на реконструкцию котельной, всего, Срекон.всего
тыс. руб.
2310,51

в том числе:


1.10.1.
затраты на замену ветхих сетей, Светхие сети
тыс. руб.
-
1.10.2.
затраты на переключение не рентабельной котельной, Сперек.
тыс. руб.
-
1.10.3.
затраты на строительство блочной котельной, Сблоч.
тыс. руб.
-
1.10.4.
затраты на замену котлов, на реконструируемой котельной, Скотл.
тыс. руб.
1026,55
1.10.5.
затраты на замену приборов учета топливо - энергетических ресурсов и тепловой энергии, Сприб.
тыс. руб.
55,95
1.10.6.
затраты на замену насосного оборудования и шкафов управления ими, Снасос
тыс. руб.
90,18
1.10.7.
затраты на замену общекотельного оборудования, (ХВО, водоподогреватели и Т.Д.), Собщек.
тыс. руб.
145,73
1.10.8.
затраты на автоматизацию котельной, Савтом.
тыс. руб.
107,33
1.10.9.
затраты на неучтенные материалы и комплектующие
тыс. руб.
213,86
1.10.10.
затраты на ПИР, Спроект
тыс. руб.
57,70
1.10.11.
затраты на СМР, ССМР.
тыс. руб.
557,46
1.10.12.
затраты на ПНР, СПНР.
тыс. руб.
55,75
2.
Расчет снижения потребления газа и затрат на его оплату


2.1.
Расчет снижения потребления газа за счет ХВО, рециркуляции и установки приборов учета газа:


2.1.1.
На котельной монтируется установка обработки подпиточной воды, которая препятствует отложению солей жесткости на поверхностях нагрева котлов и способствует растворению и удалению существующих отложений в котлах и тепловых сетях. Снижение количества отложений на поверхностях нагрева котлов приводит к снижению расхода природного газа на выработку тепловой энергии до 6%
%
2,00%
2.1.2.
Внедрение системы рециркуляции и автоматизация котельной позволит эксплуатировать оборудование в наиболее экономичном режиме, что приведет к экономии природного газа до 2,2%
%
1,00%
2.1.3.
Монтаж узла учета природного газа с электронным корректором позволит производить учет использованного газа с большей точностью, экономия средств на оплату газа составит до 5%
%
0,00%
2.1.4.
Для расчета принимаем общее снижение расхода газа равное
%
3,00%
2.1.5.
Bгаз - годовой объем газа потребленный котельной на выработку тепловой энергии
тыс. м3
108,24
2.1.6.
Годовая экономия природного газа за счет мероприятий раздела 2.1 (Bэкон2.1) составит - Bэкон2.1 = Bгод x %
тыс. м3
- 3,25
2.2.
Расчет снижения потребления газа за счет замены котлов, переключения нагрузки и установки блочных котельных:


2.2.1.
Реализуемые мероприятия на данной котельной:



строительство блочной котельной
тип
нет

переключение нерентабельной котельной-код котельной

нет

замена существующих котлов на стальные жаротрубные котлы

да

при этом КПД котлов изменится
с
77,5%


до
92,0%
2.2.2.
Снижение объема потребляемого газа составит:



Bсниж.газа КПД = Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nстар. - Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nнов., где



Qгод выраб. - объем выработки тепловой энергии
Гкал/год
677,80

Qтепл.спос. - среднегодовая теплотворная способность топлива
ккал/м3
8079

nнов. - КПД котельного оборудования до реконструкции
%
77,5%

nстар. - КПД котельного оборудования после реконструкции
%
92,0%

Bсниж.газа КПД = Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nстар. - Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nнов.
тыс. м3
- 17,09
2.3.
Расчет снижения объема потребления газа после реализации мероприятий:


2.3.1.
Снижение расхода газа, Bсниж.газ = Bэкон2.1 + Bсниж.газ КПД
тыс. м3
- 20,34
2.4.
Расчет снижения оплаты за потребленный газ после реализации мероприятий:


2.4.1.
Среднегодовой тариф оплаты за газ, Сгаз
руб./м3
4,44
2.4.2.
Сумма снижение оплаты за газ составит, Сэкон.газ.
тыс. руб.
- 90,33
3.
Расчет снижение затрат на выработку тепловой энергии за счет уменьшения потерь после замены ветхих тепловых сетей или сокращения их протяженности за счет приближения источника тепловой энергии к потребителям:


3.1.
Без замены ветхих тепловых сетей

0,0%
3.1.1.
Фактические потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотери
Гкал/год
124,00
%
18,49%
3.1.2.
Выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
677,80
3.1.4.
Доля заменяемых или сокращаемых тепловых сетей в общей протяженности сетей данной котельной
%
0,00%
3.1.5.
Снижение потерь тепловой энергии после реализации мероприятий
Гкал/год
- 60,00
3.1.6.
Объем выработки тепловой энергии после замены ветхих сетей, Qсниж.выраб.
Гкал/год
617,80

3.1.6.
Потери тепловой энергии после реализации мероприятий
%
10,48%
3.2.
Снижение затрат = Ссниж.сети = Qсниж. выраб x уд.нор.газ x тариф газ
тыс. руб.
- 42,56
3.2.1.
Фактическая удельная норма потребления газа на выработку одной Гкал
м3/Гкал
159,69
3.2.2.
Среднегодовой тариф на газ
руб.
4,44
4.
Расчет снижения затрат на оплату электроэнергии:


4.1.
Расчет снижения потребления электрической энергии за счет замены насосов и установки устройств плавного пуска


4.1.1.
Режим работы котельной

сезон
4.1.2.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной, tmax до рекон.
час
1767
4.1.3.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной после реконструкции, tmax после рекон.
час
1301
4.1.4.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной до реконструкции, Рсущ.
кВт
15,00
4.1.5.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной после реконструкции, Руст.
кВт
7,34
4.1.6.
Расчет экономии электрической энергии, Рэкон.эл.энер. = Wсущ. - Руст. x tmax после рекон.
кВт. час
16955
4.1.7.
Экономия средств на оплату электрической энергии и мощности составит, Сэкон.эл.энер.
тыс. руб.
- 70,02
5.
Расчет снижения эксплуатационных расходов на котельной после реконструкции, Ссниж.расх., тыс. руб.


5.1.
Затраты на текущий и капитальный ремонты до реконструкции котельной:


5.1.1.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
11,70
5.1.2.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем. (10% от плановых расходов)
тыс. руб.
8,33
5.1.3.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
15,70
5.2.
После выполнения мероприятий по реконструкции затраты на текущий и капитальный ремонты снизятся на
%
80,0%
5.3.
Снижение расходов на текущий и капитальный ремонт составит, Ссниж.расх. = (Срасх.тек.рем. + Срасх.кап.рем. + Срасх.аморт.) % снижения
тыс. руб.
- 28,59
6.
Расчет экономии фонда оплаты труда и страхового взноса от ФОТ основных рабочих, тыс. руб.


6.1.
При реализации мероприятий по реконструкции котельной предусматривается оснащение ее оборудованием и системой автоматики, позволяющим перевести работу котельной в автоматический режим и снизить численность постоянного обслуживающего персонала


6.1.1.
Среднесписочная численность основных рабочих до реализации мероприятий
человек
3,4
6.1.2.
Среднесписочная численность основных рабочих после реализации мероприятий
человек
2,0
6.1.3.
Сокращение фонда оплаты основных рабочих составит
%
41,2%
6.2.
Расчет годовой экономии ФОТ:
тыс. руб.
- 171,34

Сэкон.ФОТ = СФОТ x % снижения, где



СФОТ год - годовой фонд оплаты труда основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
416,10

Сэкон.ФОТ год = СФОТ год*
41,2%
171,34
6.3.
Расчет годовой экономии страховых взносов от ФОТ:
тыс. руб.
- 51,71

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год x % снижения, где



Сстр.взн.год - годовой объем страховых взносов от ФОТ основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
125,58

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год*
41,2%
51,71
7
Расчет экономии средств на эксплуатацию котельной за счет выполнения мероприятий:


7.1.
Сэкон. = Сэкон.газ + Ссниж.сети + Сэкон.эл.энер. + Ссниж.расх. + Сэкон.ФОТ + Сэконстр.взн.
тыс. руб.
- 454,55
8.
Расчет снижения тарифа на выработку тепловой энергии:


8.1.
Среднегодовой тариф на тепловую энергию до реконструкции:



Стар. = Срасх. / Qотп.год, где



Срасх. - расходы на эксплуатацию до реконструкции
тыс. руб.
1590,49

Qотп.год, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
546,60

Стар. = Срасх. / Qотп.год,
руб./Гкал
2909,78
8.2.
Расчет тариф на котельной после реконструкции:



Стар.после = Срасх.после / Qотп.год, где



Срасх.после = (Срасх. - Сэкон.) - расходы на эксплуатацию после реконструкции
тыс. руб.
1135,94

Qгод, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
546,60

Стар.после = Срасх. / Qгод
руб./Гкал
2078,19
8.3.
Снижение затрат включаемых в тариф составит, Стар.сниж. = (Стар. - Стар.после)
руб.
- 831,59
9.
Расчет срока окупаемости мероприятий по реконструкции котельной и замене ветхих тепловых сетей:



Токуп. = (Срекон.всего) / Сэкон., где


9.1.
Срекон.всего - Расходы на реконструкцию котельной
тыс. руб.
2310,51
9.2.
Сэкон. - Экономия средств за счет внедрения мероприятий
тыс. руб.
454,55
9.3.
Результат производственной деятельности до внедрения мероприятий, убыток
тыс. руб.
- 524,11
9.4.
Срок окупаемости мероприятий Токуп. = Срекон. / Сэкон.
месяцев
61,00

Технико-экономическое обоснование реконструкции, модернизации объектов системы централизованного теплоснабжения
Адрес
г. Светлоград, ул. 60 лет Октября, 4А
Код котельной
31-08
1.
Исходные данные для расчета экономической эффективности реконструкции котельной
1.1.
тип котлов и их количество:

2


1
ТВГ-1,5


2
КСВ-1,86
1.2.
установленная мощность
Гкал/час
3,100
1.3.
присоединенная нагрузка, всего
Гкал/час
0,359

в том числе:


1.3.1.
присоединенная нагрузка, ГВС
Гкал/час
-
1.4.
коэффициент использования мощности котельной
%
11,6%
1.5.
выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
852,20
1.6.
полезный отпуск тепловой энергии, Qотп.
Гкал/год
602,60
1.7.
потери тепловой энергии на собственные нужды, Qпотер.С.Н.
Гкал/год
8,50
1.8.
потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотер.
Гкал/год
241,10
1.9.
расходы на эксплуатацию котельной, Срасх.
тыс. руб.
1674,58

в том числе:


1.9.1.
расход газа на вырабатываемый объем тепловой энергии, Bгаз
тыс. м3/год
137,57
1.9.2.
стоимость потребленного газа
тыс. руб.
608,62
1.9.3.
годовой расход электрической энергии на котельной, Wсущ.
тыс. Квт. час
27,00
1.9.4.
стоимость потребленной электрической энергии и мощности
тыс. руб.
106,40
1.9.5.
среднесписочная численность основных рабочих
человек
2,60
1.9.6.
фонд оплаты труда, основных рабочих
тыс. руб.
318,20
1.9.7.
страховые взносы от ФОТ
тыс. руб.
96,03
1.9.8.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
25,50
1.9.9.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем.
тыс. руб.
15,50
1.9.10.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
42,30
1.9.11.
общехозяйственные расходы, Собщехоз.
тыс. руб.
423,49
1.10.
сумма затрат на реконструкцию котельной, всего, Срекон.всего
тыс. руб.
2247,75

в том числе:


1.10.1.
затраты на замену ветхих сетей, Светхие сети
тыс. руб.
-
1.10.2.
затраты на переключение не рентабельной котельной, Сперек.
тыс. руб.
-
1.10.3.
затраты на строительство блочной котельной, Сблоч.
тыс. руб.
-
1.10.4.
затраты на замену котлов, на реконструируемой котельной, Скотл.
тыс. руб.
1026,55
1.10.5.
затраты на замену приборов учета топливо - энергетических ресурсов и тепловой энергии, Сприб.
тыс. руб.
57,22
1.10.6.
затраты на замену насосного оборудования и шкафов управления ими, Снасос
тыс. руб.
90,18
1.10.7.
затраты на замену общекотельного оборудования, (ХВО, водоподогреватели и Т.Д.), Собщек.
тыс. руб.
105,73
1.10.8.
затраты на автоматизацию котельной, Савтом.
тыс. руб.
107,33
1.10.9.
затраты на неучтенные материалы и комплектующие
тыс. руб.
208,05
1.10.10.
затраты на ПИР, Спроект
тыс. руб.
56,13
1.10.11.
затраты на СМР, ССМР.
тыс. руб.
542,32
1.10.12.
затраты на ПНР, СПНР.
тыс. руб.
54,23
2.
Расчет снижения потребления газа и затрат на его оплату


2.1.
Расчет снижения потребления газа за счет ХВО, рециркуляции и установки приборов учета газа:


"количества" часть текста отсутствует.
------------------------------------------------------------------
2.1.1.
На котельной монтируется установка обработки подпиточной воды, которая препятствует отложению солей жесткости на поверхностях нагрева котлов и способствует растворению и удалению существующих отложений в котлах и тепловых сетях. Снижение количества отложе
%
2,00%
2.1.2.
Внедрение системы рециркуляции и автоматизация котельной позволит эксплуатировать оборудование в наиболее экономичном режиме, что приведет к экономии природного газа до 2,2%
%
1,00%
2.1.3.
Монтаж узла учета природного газа с электронным корректором позволит производить учет использованного газа с большей точностью, экономия средств на оплату газа составит до 5%
%
0,00%
2.1.4.
Для расчета принимаем общее снижение расхода газа равное
%
3,00%
2.1.5.
Bгаз - годовой объем газа потребленный котельной на выработку тепловой энергии
тыс. м3
137,57
2.1.6.
Годовая экономия природного газа за счет мероприятий раздела 2.1 (Bэкон2.1) составит - Bэкон2.1 = Bгод x %
тыс. м3
- 4,13
2.2.
Расчет снижения потребления газа за счет замены котлов, переключения нагрузки и установки блочных котельных:


2.2.1.
Реализуемые мероприятия на данной котельной:



строительство блочной котельной
тип
нет

переключение нерентабельной котельной-код котельной

нет

замена существующих котлов на стальные жаротрубные котлы

да

при этом КПД котлов изменится
с
76,6%


до
92,0%
2.2.2.
Снижение объема потребляемого газа составит:



Bсниж.газа КПД = Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nстар. - Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nнов., где



Qгод выраб. - объем выработки тепловой энергии
Гкал/год
852,20

Qтепл.спос. - среднегодовая теплотворная способность топлива
ккал/м3
8079

nнов. - КПД котельного оборудования до реконструкции
%
76,6%

nстар. - КПД котельного оборудования после реконструкции
%
92,0%

Bсниж.газа КПД = Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nстар. - Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nнов.
тыс. м3
- 22,97
2.3.
Расчет снижения объема потребления газа после реализации мероприятий:


2.3.1.
Снижение расхода газа, Bсниж.газ = Bэкон2.1 + Bсниж.газ КПД
тыс. м3
- 27,09
2.4.
Расчет снижения оплаты за потребленный газ после реализации мероприятий


2.4.1.
Среднегодовой тариф оплаты за газ, Сгаз
руб./м3
4,42
2.4.2.
Сумма снижение оплаты за газ составит, Сэкон.газ.
тыс. руб.
- 119,87
3.
Расчет снижение затрат на выработку тепловой энергии за счет уменьшения потерь после замены ветхих тепловых сетей или сокращения их протяженности за счет приближения источника тепловой энергии к потребителям:


3.1.
Без замены ветхих тепловых сетей

0,0%
3.1.1.
Фактические потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотери
Гкал/год
241,10
%
28,58%
3.1.2.
Выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
852,20
3.1.4.
Доля заменяемых или сокращаемых тепловых сетей в общей протяженности сетей данной котельной
%
0,00%
3.1.5.
Снижение потерь тепловой энергии после реализации мероприятий
Гкал/год
- 119,14
3.1.6.
Объем выработки тепловой энергии после замены ветхих сетей, Qсниж.выраб.
Гкал/год
733,06

3.1.6.
Потери тепловой энергии после реализации мероприятий
%
16,83%
3.2.
Снижение затрат = Ссниж.сети = Qсниж. выраб x уд.нор.газ x тариф газ
тыс. руб.
- 85,09
3.2.1.
Фактическая удельная норма потребления газа на выработку одной Гкал
м3/Гкал
161,43
3.2.2.
Среднегодовой тариф на газ
руб.
4,42
4.
Расчет снижения затрат на оплату электроэнергии:


4.1.
Расчет снижения потребления электрической энергии за счет замены насосов и установки устройств плавного пуска


4.1.1.
Режим работы котельной

сезон
4.1.2.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной, tmax до рекон.
час
2377
4.1.3.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной после реконструкции, tmax после рекон.
час
1544
4.1.4.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной до реконструкции, Рсущ.
кВт
11,36
4.1.5.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной после реконструкции, Руст.
кВт
7,34
4.1.6.
Расчет экономии электрической энергии, Рэкон.эл.энер. = Wсущ. - Руст. x tmax после рекон.
кВт. час
15674
4.1.7.
Экономия средств на оплату электрической энергии и мощности составит, Сэкон.эл.энер.
тыс. руб.
- 61,76
5.
Расчет снижения эксплуатационных расходов на котельной после реконструкции, Ссниж.расх., тыс. руб.


5.1.
Затраты на текущий и капитальный ремонты до реконструкции котельной:


5.1.1.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
25,50
5.1.2.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем. (10% от плановых расходов)
тыс. руб.
26,77
5.1.3.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
42,30
5.2.
После выполнения мероприятий по реконструкции затраты на текущий и капитальный ремонты снизятся на
%
80,0%
5.3.
Снижение расходов на текущий и капитальный ремонт составит, Ссниж.расх. = (Срасх.тек.рем. + Срасх.кап.рем. + Срасх.аморт.) % снижения
тыс. руб.
- 75,66
6.
Расчет экономии фонда оплаты труда и страхового взноса от ФОТ основных рабочих, тыс. руб.


6.1.
При реализации мероприятий по реконструкции котельной предусматривается оснащение ее оборудованием и системой автоматики, позволяющим перевести работу котельной в автоматический режим и снизить численность постоянного обслуживающего персонала


6.1.1.
Среднесписочная численность основных рабочих до реализации мероприятий
человек
2,6
6.1.2.
Среднесписочная численность основных рабочих после реализации мероприятий
человек
2,0
6.1.3.
Сокращение фонда оплаты основных рабочих составит
%
23,1%
6.2.
Расчет годовой экономии ФОТ:
тыс. руб.
- 73,43

Сэкон.ФОТ = СФОТ x % снижения, где



СФОТ год - годовой фонд оплаты труда основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
318,20

Сэкон.ФОТ год = СФОТ год*
23,1%
73,43
6.3.
Расчет годовой экономии страховых взносов от ФОТ:
тыс. руб.
- 22,16

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год x % снижения, где



Сстр.взн.год - годовой объем страховых взносов от ФОТ основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
96,03

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год*
23,1%
22,16
7.
Расчет экономии средств на эксплуатацию котельной за счет выполнения мероприятий:


7.1.
Сэкон. = Сэкон.газ + Ссниж.сети + Сэкон.эл.энер. + Ссниж.расх. + Сэкон.ФОТ + Сэконстр.взн.
тыс. руб.
- 437,96
8.
Расчет снижения тарифа на выработку тепловой энергии:


8.1.
Среднегодовой тариф на тепловую энергию до реконструкции:



Стар. = Срасх. / Qотп.год, где



Срасх. - расходы на эксплуатацию до реконструкции
тыс. руб.
1674,58

Qотп.год, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
602,60

Стар. = Срасх. / Qотп.год,
руб./Гкал
2778,92
8.2.
Расчет тариф на котельной после реконструкции:



Стар.после = Срасх.после / Qотп.год, где



Срасх.после = (Срасх. - Сэкон.) - расходы на эксплуатацию после реконструкции
тыс. руб.
1236,62

Qгод, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
602,60

Стар.после = Срасх. / Qгод
руб./Гкал
2052,14
8.3.
Снижение затрат включаемых в тариф составит, Стар.сниж. = (Стар. - Стар.после)
руб.
- 726,78
9.
Расчет срока окупаемости мероприятий по реконструкции котельной и замене ветхих тепловых сетей:



Токуп. = (Срекон.всего) / Сэкон., где


9.1.
Срекон.всего - Расходы на реконструкцию котельной
тыс. руб.
2247,75
9.2.
Сэкон. - Экономия средств за счет внедрения мероприятий
тыс. руб.
437,96
9.3.
Результат производственной деятельности до внедрения мероприятий, убыток
тыс. руб.
- 498,95
9.4.
Срок окупаемости мероприятий Токуп. = Срекон. / Сэкон.
месяцев
61,59

Предгорный район:

Технико-экономическое обоснование реконструкции, модернизации объектов системы централизованного теплоснабжения
Адрес
с. Винсады, ул. Подгорная, 122
Код котельной
32-10
1.
Исходные данные для расчета экономической эффективности реконструкции котельной
1.1.
тип котлов и их количество:

2


1
Универсал-6


2
Универсал-6
1.2.
установленная мощность
Гкал/час
0,900
1.3.
присоединенная нагрузка, всего
Гкал/час
0,447

в том числе:


1.3.1.
присоединенная нагрузка, ГВС
Гкал/час
0,075
1.4.
коэффициент использования мощности котельной
%
49,7%
1.5.
выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
1227,85
1.6.
полезный отпуск тепловой энергии, Qотп.
Гкал/год
979,84
1.7.
потери тепловой энергии на собственные нужды, Qпотер.С.Н.
Гкал/год
29,86
1.8.
потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотер.
Гкал/год
218,16
1.9.
расходы на эксплуатацию котельной, Срасх.
тыс. руб.
2650,78

в том числе:


1.9.1.
расход газа на вырабатываемый объем тепловой энергии, Bгаз
тыс. м3/год
178,53
1.9.2.
стоимость потребленного газа
тыс. руб.
800,29
1.9.3.
годовой расход электрической энергии на котельной, Wсущ.
тыс. Квт. час
17,17
1.9.4.
стоимость потребленной электрической энергии и мощности
тыс. руб.
57,81
1.9.5.
среднесписочная численность основных рабочих
человек
5,00
1.9.6.
фонд оплаты труда, основных рабочих
тыс. руб.
697,20
1.9.7.
страховые взносы от ФОТ
тыс. руб.
209,16
1.9.8.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
11,30
1.9.9.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем.
тыс. руб.
40,70
1.9.10.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
94,60
1.9.11.
общехозяйственные расходы, Собщехоз.
тыс. руб.
707,12
1.10.
сумма затрат на реконструкцию котельной, всего, Срекон.всего
тыс. руб.
1922,15

в том числе:


1.10.1.
затраты на замену ветхих сетей, Светхие сети
тыс. руб.
-
1.10.2.
затраты на переключение не рентабельной котельной, Сперек.
тыс. руб.
-
1.10.3.
затраты на строительство блочной котельной, Сблоч.
тыс. руб.
-
1.10.4.
затраты на замену котлов, на реконструируемой котельной, Скотл.
тыс. руб.
862,52
1.10.5.
затраты на замену приборов учета топливо - энергетических ресурсов и тепловой энергии, Сприб.
тыс. руб.
59,68
1.10.6.
затраты на замену насосного оборудования и шкафов управления ими, Снасос
тыс. руб.
134,50
1.10.7.
затраты на замену общекотельного оборудования, (ХВО, водоподогреватели и Т.Д.), Собщек.
тыс. руб.
22,07
1.10.8.
затраты на автоматизацию котельной, Савтом.
тыс. руб.
107,33
1.10.9.
затраты на неучтенные материалы и комплектующие
тыс. руб.
177,91
1.10.10.
затраты на ПИР, Спроект
тыс. руб.
48,00
1.10.11.
затраты на СМР, ССМР.
тыс. руб.
463,76
1.10.12.
затраты на ПНР, СПНР.
тыс. руб.
46,38
2.
Расчет снижения потребления газа и затрат на его оплату


2.1.
Расчет снижения потребления газа за счет ХВО, рециркуляции и установки приборов учета газа:


2.1.1.
На котельной монтируется установка обработки подпиточной воды, которая препятствует отложению солей жесткости на поверхностях нагрева котлов и способствует растворению и удалению существующих отложений в котлах и тепловых сетях. Снижение количества отложений на поверхностях нагрева котлов приводит к снижению расхода природного газа на выработку тепловой энергии до 6%
%
0,00%
2.1.2.
Внедрение системы рециркуляции и автоматизация котельной позволит эксплуатировать оборудование в наиболее экономичном режиме, что приведет к экономии природного газа до 2,2%
%
1,00%
2.1.3.
Монтаж узла учета природного газа с электронным корректором позволит производить учет использованного газа с большей точностью, экономия средств на оплату газа составит до 5%
%
0,00%
2.1.4.
Для расчета принимаем общее снижение расхода газа равное
%
1,00%
2.1.5.
Bгаз - годовой объем газа потребленный котельной на выработку тепловой энергии
тыс. м3
178,53
2.1.6.
Годовая экономия природного газа за счет мероприятий раздела 2.1 (Bэкон2.1) составит - Bэкон2.1 = Bгод x %
тыс. м3
- 1,79
2.2.
Расчет снижения потребления газа за счет замены котлов, переключения нагрузки и установки блочных котельных:


2.2.1.
Реализуемые мероприятия на данной котельной:



строительство блочной котельной
тип
нет

переключение нерентабельной котельной-код котельной

нет

замена существующих котлов на стальные жаротрубные котлы

да

при этом КПД котлов изменится
с
83,9%


до
92,0%
2.2.2.
Снижение объема потребляемого газа составит:



Bсниж.газа КПД = Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nстар. - Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nнов., где



Qгод выраб. - объем выработки тепловой энергии
Гкал/год
1227,85

Qтепл.спос. - среднегодовая теплотворная способность топлива
ккал/м3
8196

nнов. - КПД котельного оборудования до реконструкции
%
83,9%

nстар. - КПД котельного оборудования после реконструкции
%
92,0%

Bсниж.газа КПД = Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nстар. - Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nнов.
тыс. м3
- 15,76
2.3.
Расчет снижения объема потребления газа после реализации мероприятий:


2.3.1.
Снижение расхода газа, Bсниж.газ = Bэкон2.1 + Bсниж.газ КПД
тыс. м3
- 17,55
2.4.
Расчет снижения оплаты за потребленный газ после реализации мероприятий:


2.4.1.
Среднегодовой тариф оплаты за газ, Сгаз
руб./м3
4,48
2.4.2.
Сумма снижение оплаты за газ составит, Сэкон.газ.
тыс. руб.
- 78,65
3.
Расчет снижение затрат на выработку тепловой энергии за счет уменьшения потерь после замены ветхих тепловых сетей или сокращения их протяженности за счет приближения источника тепловой энергии к потребителям:


3.1.
Без замены ветхих тепловых сетей

0,0%
3.1.1.
Фактические потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотери
Гкал/год
218,16
%
18,21%
3.1.2.
Выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
1227,85
3.1.4.
Доля заменяемых или сокращаемых тепловых сетей в общей протяженности сетей данной котельной
%
0,00%
3.1.5.
Снижение потерь тепловой энергии после реализации мероприятий
Гкал/год
- 21,13
3.1.6.
Объем выработки тепловой энергии после замены ветхих сетей, Qсниж.выраб.
Гкал/год
1206,71

3.1.6.
Потери тепловой энергии после реализации мероприятий
%
16,74%
3.2.
Снижение затрат = Ссниж.сети = Qсниж. выраб x уд.нор.газ x тариф газ
тыс. руб.
- 13,78
3.2.1.
Фактическая удельная норма потребления газа на выработку одной Гкал
м3/Гкал
145,40
3.2.2.
Среднегодовой тариф на газ
руб.
4,48
4.
Расчет снижения затрат на оплату электроэнергии:


4.1.
Расчет снижения потребления электрической энергии за счет замены насосов и установки устройств плавного пуска


4.1.1.
Режим работы котельной

год
4.1.2.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной, tmax до рекон.
час
2746
4.1.3.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной после реконструкции, tmax после рекон.
час
2542
4.1.4.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной до реконструкции, Рсущ.
кВт
6,25
4.1.5.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной после реконструкции, Руст.
кВт
5,78
4.1.6.
Расчет экономии электрической энергии, Рэкон.эл.энер. = Wсущ. - Руст. x tmax после рекон.
кВт. час
2475
4.1.7.
Экономия средств на оплату электрической энергии и мощности составит, Сэкон.эл.энер.
тыс. руб.
- 8,34
5.
Расчет снижения эксплуатационных расходов на котельной после реконструкции, Ссниж.расх., тыс. руб.


5.1.
Затраты на текущий и капитальный ремонты до реконструкции котельной:


5.1.1.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
11,30
5.1.2.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем. (10% от плановых расходов)
тыс. руб.
12,68
5.1.3.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
94,60
5.2.
После выполнения мероприятий по реконструкции затраты на текущий и капитальный ремонты снизятся на
%
80,0%
5.3.
Снижение расходов на текущий и капитальный ремонт составит, Ссниж.расх. = (Срасх.тек.рем. + Срасх.кап.рем. + Срасх.аморт.) % снижения
тыс. руб.
- 94,86
6.
Расчет экономии фонда оплаты труда и страхового взноса от ФОТ основных рабочих, тыс. руб.


6.1.
При реализации мероприятий по реконструкции котельной предусматривается оснащение ее оборудованием и системой автоматики, позволяющим перевести работу котельной в автоматический режим и снизить численность постоянного обслуживающего персонала


6.1.1.
Среднесписочная численность основных рабочих до реализации мероприятий
человек
5,0
6.1.2.
Среднесписочная численность основных рабочих после реализации мероприятий
человек
4,0
6.1.3.
Сокращение фонда оплаты основных рабочих составит
%
20,0%
6.2.
Расчет годовой экономии ФОТ:
тыс. руб.
- 139,44

Сэкон.ФОТ = СФОТ x % снижения, где



СФОТ год - годовой фонд оплаты труда основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
697,20

Сэкон.ФОТ год = СФОТ год*
20,0%
139,44
6.3.
Расчет годовой экономии страховых взносов от ФОТ:
тыс. руб.
- 41,83

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год x % снижения, где



Сстр.взн.год - годовой объем страховых взносов от ФОТ основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
209,16

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год*
20,0%
41,83
7.
Расчет экономии средств на эксплуатацию котельной за счет выполнения мероприятий:


7.1.
Сэкон. = Сэкон.газ + Ссниж.сети + Сэкон.эл.энер. + Ссниж.расх. + Сэкон.ФОТ + Сэконстр.взн.
тыс. руб.
- 376,90
8.
Расчет снижения тарифа на выработку тепловой энергии:


8.1.
Среднегодовой тариф на тепловую энергию до реконструкции:



Стар. = Срасх. / Qотп.год, где



Срасх. - расходы на эксплуатацию до реконструкции
тыс. руб.
2650,78

Qотп.год, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
979,84

Стар. = Срасх. / Qотп.год,
руб./Гкал
2705,34
8.2.
Расчет тариф на котельной после реконструкции:



Стар.после = Срасх.после / Qотп.год, где



Срасх.после = (Срасх. - Сэкон.) - расходы на эксплуатацию после реконструкции
тыс. руб.
2273,88

Qгод, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
979,84

Стар.после = Срасх. / Qгод
руб./Гкал
2320,68
8.3.
Снижение затрат включаемых в тариф составит, Стар.сниж. = (Стар. - Стар.после)
руб.
- 384,66
9
Расчет срока окупаемости мероприятий по реконструкции котельной и замене ветхих тепловых сетей:



Токуп. = (Срекон.всего) / Сэкон., где


9.1.
Срекон.всего - Расходы на реконструкцию котельной
тыс. руб.
1922,15
9.2.
Сэкон. - Экономия средств за счет внедрения мероприятий
тыс. руб.
376,90
9.3.
Результат производственной деятельности до внедрения мероприятий, убыток
тыс. руб.
- 859,68
9.4.
Срок окупаемости мероприятий Токуп. = Срекон. / Сэкон.
месяцев
61,20

Советский район:

Технико-экономическое обоснование реконструкции, модернизации объектов системы централизованного теплоснабжения
Адрес
х. Андреевский, ул. Мира, 1Б
Код котельной
33-11
1.
Исходные данные для расчета экономической эффективности реконструкции котельной
1.1.
тип котлов и их количество:

3


1
ТВГ-1,5


2
ТВГ-1,5


3
ТВГ-1,5
1.2.
установленная мощность
Гкал/час
1,290
1.3.
присоединенная нагрузка, всего
Гкал/час
0,308

в том числе:


1.3.1.
присоединенная нагрузка, ГВС
Гкал/час
-
1.4.
коэффициент использования мощности котельной
%
23,9%
1.5.
выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
595,50
1.6.
полезный отпуск тепловой энергии, Qотп.
Гкал/год
502,65
1.7.
потери тепловой энергии на собственные нужды, Qпотер.С.Н.
Гкал/год
3,43
1.8.
потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотер.
Гкал/год
89,42
1.9.
расходы на эксплуатацию котельной, Срасх.
тыс. руб.
1444,42

в том числе:


1.9.1.
расход газа на вырабатываемый объем тепловой энергии, Bгаз
тыс. м3/год
89,06
1.9.2.
стоимость потребленного газа
тыс. руб.
390,64
1.9.3.
годовой расход электрической энергии на котельной, Wсущ.
тыс. Квт. час
17,34
1.9.4.
стоимость потребленной электрической энергии и мощности
тыс. руб.
75,23
1.9.5.
среднесписочная численность основных рабочих
человек
2,83
1.9.6.
фонд оплаты труда, основных рабочих
тыс. руб.
381,70
1.9.7.
страховые взносы от ФОТ
тыс. руб.
115,30
1.9.8.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
19,30
1.9.9.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем.
тыс. руб.
-
1.9.10.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
125,80
1.9.11.
общехозяйственные расходы, Собщехоз.
тыс. руб.
309,57
1.10.
сумма затрат на реконструкцию котельной, всего, Срекон.всего
тыс. руб.
1829,43

в том числе:


1.10.1.
затраты на замену ветхих сетей, Светхие сети
тыс. руб.
-
1.10.2.
затраты на переключение не рентабельной котельной, Сперек.
тыс. руб.
-
1.10.3.
затраты на строительство блочной котельной, Сблоч.
тыс. руб.
-
1.10.4.
затраты на замену котлов, на реконструируемой котельной, Скотл.
тыс. руб.
769,91
1.10.5.
затраты на замену приборов учета топливо - энергетических ресурсов и тепловой энергии, Сприб.
тыс. руб.
57,22
1.10.6.
затраты на замену насосного оборудования и шкафов управления ими, Снасос
тыс. руб.
90,18
1.10.7.
затраты на замену общекотельного оборудования, (ХВО, водоподогреватели и Т.Д.), Собщек.
тыс. руб.
104,24
1.10.8.
затраты на автоматизацию котельной, Савтом.
тыс. руб.
107,33
1.10.9.
затраты на неучтенные материалы и комплектующие
тыс. руб.
169,33
1.10.10.
затраты на ПИР, Спроект
тыс. руб.
45,68
1.10.11.
затраты на СМР, ССМР.
тыс. руб.
441,39
1.10.12.
затраты на ПНР, СПНР.
тыс. руб.
44,14
2.
Расчет снижения потребления газа и затрат на его оплату.


2.1.
Расчет снижения потребления газа за счет ХВО, рециркуляции и установки приборов учета газа:


2.1.1.
На котельной монтируется установка обработки подпиточной воды, которая препятствует отложению солей жесткости на поверхностях нагрева котлов и способствует растворению и удалению существующих отложений в котлах и тепловых сетях. Снижение количества отложений на поверхностях нагрева котлов приводит к снижению расхода природного газа на выработку тепловой энергии до 6%
%
2,00%
2.1.2.
Внедрение системы рециркуляции и автоматизация котельной позволит эксплуатировать оборудование в наиболее экономичном режиме, что приведет к экономии природного газа до 2,2%
%
1,00%
2.1.3.
Монтаж узла учета природного газа с электронным корректором позволит производить учет использованного газа с большей точностью, экономия средств на оплату газа составит до 5%
%
0,00%
2.1.4.
Для расчета принимаем общее снижение расхода газа равное
%
3,00%
2.1.5.
Bгаз - годовой объем газа потребленный котельной на выработку тепловой энергии
тыс. м3
89,06
2.1.6.
Годовая экономия природного газа за счет мероприятий раздела 2.1 (Bэкон2.1) составит - Bэкон2.1 = Bгод x %
тыс. м3
- 2,67
2.2.
Расчет снижения потребления газа за счет замены котлов, переключения нагрузки и установки блочных котельных:


2.2.1.
Реализуемые мероприятия на данной котельной:



строительство блочной котельной
тип
нет

переключение нерентабельной котельной-код котельной

нет

замена существующих котлов на стальные жаротрубные котлы

да

при этом КПД котлов изменится
с
81,8%


до
92,0%
2.2.2.
Снижение объема потребляемого газа составит:



Bсниж.газа КПД = Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nстар. - Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nнов., где



Qгод выраб. - объем выработки тепловой энергии
Гкал/год
595,50

Qтепл.спос. - среднегодовая теплотворная способность топлива
ккал/м3
8170

nнов. - КПД котельного оборудования до реконструкции
%
81,8%

nстар. - КПД котельного оборудования после реконструкции
%
92,0%

Bсниж.газа КПД = Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nстар. - Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nнов.
тыс. м3
- 9,87
2.3.
Расчет снижения объема потребления газа после реализации мероприятий:


2.3.1.
Снижение расхода газа, Bсниж.газ = Bэкон2.1 + Bсниж.газ КПД
тыс. м3
- 12,54
2.4.
Расчет снижения оплаты за потребленный газ после реализации мероприятий:


2.4.1.
Среднегодовой тариф оплаты за газ, Сгаз
руб./м3
4,39
2.4.2.
Сумма снижение оплаты за газ составит, Сэкон.газ.
тыс. руб.
- 55,00
3.
Расчет снижение затрат на выработку тепловой энергии за счет уменьшения потерь после замены ветхих тепловых сетей или сокращения их протяженности за счет приближения источника тепловой энергии к потребителям:


3.1.
Без замены ветхих тепловых сетей

0,0%
3.1.1.
Фактические потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотери
Гкал/год
89,42
%
15,10%
3.1.2.
Выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
595,50
3.1.4.
Доля заменяемых или сокращаемых тепловых сетей в общей протяженности сетей данной котельной
%
0,00%
3.1.5.
Снижение потерь тепловой энергии после реализации мероприятий
Гкал/год
0,00
3.1.6.
Объем выработки тепловой энергии после замены ветхих сетей, Qсниж.выраб.
Гкал/год
595,50

3.1.6.
Потери тепловой энергии после реализации мероприятий
%
15,10%
3.2.
Снижение затрат = Ссниж.сети = Qсниж. выраб x уд.нор.газ x тариф газ
тыс. руб.
0,00
3.2.1.
Фактическая удельная норма потребления газа на выработку одной Гкал
м3/Гкал
149,55
3.2.2.
Среднегодовой тариф на газ
руб.
4,39
4.
Расчет снижения затрат на оплату электроэнергии:


4.1.
Расчет снижения потребления электрической энергии за счет замены насосов и установки устройств плавного пуска


4.1.1.
Режим работы котельной

сезон
4.1.2.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной, tmax до рекон.
час
1933
4.1.3.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной после реконструкции, tmax после рекон.
час
1673
4.1.4.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной до реконструкции, Рсущ.
кВт
8,97
4.1.5.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной после реконструкции, Руст.
кВт
3,84
4.1.6.
Расчет экономии электрической энергии, Рэкон.эл.энер. = Wсущ. - Руст. x tmax после рекон.
кВт. час
10923
4.1.7.
Экономия средств на оплату электрической энергии и мощности составит, Сэкон.эл.энер.
тыс. руб.
- 47,39
5.
Расчет снижения эксплуатационных расходов на котельной после реконструкции, Ссниж.расх., тыс. руб.


5.1.
Затраты на текущий и капитальный ремонты до реконструкции котельной:


5.1.1.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
19,30
5.1.2.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем. (10% от плановых расходов)
тыс. руб.
40,16
5.1.3.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
125,80
5.2.
После выполнения мероприятий по реконструкции затраты на текущий и капитальный ремонты снизятся на
%
80,0%
5.3.
Снижение расходов на текущий и капитальный ремонт составит, Ссниж.расх. = (Срасх.тек.рем. + Срасх.кап.рем. + Срасх.аморт.) % снижения
тыс. руб.
- 148,21
6.
Расчет экономии фонда оплаты труда и страхового взноса от ФОТ основных рабочих, тыс. руб.


6.1.
При реализации мероприятий по реконструкции котельной предусматривается оснащение ее оборудованием и системой автоматики, позволяющим перевести работу котельной в автоматический режим и снизить численность постоянного обслуживающего персонала


6.1.1.
Среднесписочная численность основных рабочих до реализации мероприятий
человек
2,8
6.1.2.
Среднесписочная численность основных рабочих после реализации мероприятий
человек
2,0
6.1.3.
Сокращение фонда оплаты основных рабочих составит
%
29,3%
6.2.
Расчет годовой экономии ФОТ:
тыс. руб.
- 111,95

Сэкон.ФОТ = СФОТ x % снижения, где



СФОТ год - годовой фонд оплаты труда основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
381,70

Сэкон.ФОТ год = СФОТ год*
29,3%
111,95
6.3.
Расчет годовой экономии страховых взносов от ФОТ:
тыс. руб.
- 33,82

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год x % снижения, где



Сстр.взн.год - годовой объем страховых взносов от ФОТ основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
115,30

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год*
29,3%
33,82
7.
Расчет экономии средств на эксплуатацию котельной за счет выполнения мероприятий:


7.1.
Сэкон. = Сэкон.газ + Ссниж.сети + Сэкон.эл.энер. + Ссниж.расх. + Сэкон.ФОТ + Сэконстр.взн.
тыс. руб.
- 396,35
8.
Расчет снижения тарифа на выработку тепловой энергии:


8.1.
Среднегодовой тариф на тепловую энергию до реконструкции:



Стар. = Срасх. / Qотп.год, где



Срасх. - расходы на эксплуатацию до реконструкции
тыс. руб.
1444,42

Qотп.год, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
502,65

Стар. = Срасх. / Qотп.год,
руб./Гкал
2873,60
8.2.
Расчет тариф на котельной после реконструкции:



Стар.после = Срасх.после / Qотп.год, где



Срасх.после = (Срасх. - Сэкон.) - расходы на эксплуатацию после реконструкции
тыс. руб.
1048,06

Qгод, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
502,65

Стар.после = Срасх. / Qгод
руб./Гкал
2085,07
8.3.
Снижение затрат включаемых в тариф составит, Стар.сниж. = (Стар. - Стар.после)
руб.
- 788,53
9.
Расчет срока окупаемости мероприятий по реконструкции котельной и замене ветхих тепловых сетей:



Токуп. = (Срекон.всего) / Сэкон., где


9.1.
Срекон.всего - Расходы на реконструкцию котельной
тыс. руб.
1829,43
9.2.
Сэкон. - Экономия средств за счет внедрения мероприятий
тыс. руб.
396,35
9.3.
Результат производственной деятельности до внедрения мероприятий, убыток
тыс. руб.
- 469,64
9.4.
Срок окупаемости мероприятий Токуп. = Срекон. / Сэкон.
месяцев
55,39

Технико-экономическое обоснование реконструкции, модернизации объектов системы централизованного теплоснабжения
Адрес
г. Зеленокумск, ул. Зои Космодемьянской, 17А
Код котельной
33-18
1.
Исходные данные для расчета экономической эффективности реконструкции котельной
1.1.
тип котлов и их количество:

4


1
КВЖ-200-Гн


2
КВЖ-200-Гн


3
КВЖ-200-Гн


4
KSOG-200-R
1.2.
установленная мощность
Гкал/час
0,716
1.3.
присоединенная нагрузка, всего
Гкал/час
0,536

в том числе:


1.3.1.
присоединенная нагрузка, ГВС
Гкал/час
-
1.4.
коэффициент использования мощности котельной
%
74,9%
1.5.
выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
854,80
1.6.
полезный отпуск тепловой энергии, Qотп.
Гкал/год
807,30
1.7.
потери тепловой энергии на собственные нужды, Qпотер.С.Н.
Гкал/год
2,40
1.8.
потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотер.
Гкал/год
45,10
1.9.
расходы на эксплуатацию котельной, Срасх.
тыс. руб.
1493,36

в том числе:


1.9.1.
расход газа на вырабатываемый объем тепловой энергии, Bгаз
тыс. м3/год
124,71
1.9.2.
стоимость потребленного газа
тыс. руб.
559,41
1.9.3.
годовой расход электрической энергии на котельной, Wсущ.
тыс. Квт. час
25,50
1.9.4.
стоимость потребленной электрической энергии и мощности
тыс. руб.
108,56
1.9.5.
среднесписочная численность основных рабочих
человек
0,56
1.9.6.
фонд оплаты труда, основных рабочих
тыс. руб.
76,10
1.9.7.
страховые взносы от ФОТ
тыс. руб.
23,00
1.9.8.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
13,20
1.9.9.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем.
тыс. руб.
-
1.9.10.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
182,60
1.9.11.
общехозяйственные расходы, Собщехоз.
тыс. руб.
497,19
1.10.
сумма затрат на реконструкцию котельной, всего, Срекон.всего
тыс. руб.
2129,87

в том числе:


1.10.1.
затраты на замену ветхих сетей, Светхие сети
тыс. руб.
-
1.10.2.
затраты на переключение не рентабельной котельной, Сперек.
тыс. руб.
-
1.10.3.
затраты на строительство блочной котельной, Сблоч.
тыс. руб.
-
1.10.4.
затраты на замену котлов, на реконструируемой котельной, Скотл.
тыс. руб.
935,02
1.10.5.
затраты на замену приборов учета топливо - энергетических ресурсов и тепловой энергии, Сприб.
тыс. руб.
58,58
1.10.6.
затраты на замену насосного оборудования и шкафов управления ими, Снасос
тыс. руб.
111,28
1.10.7.
затраты на замену общекотельного оборудования, (ХВО, водоподогреватели и Т.Д.), Собщек.
тыс. руб.
102,07
1.10.8.
затраты на автоматизацию котельной, Савтом.
тыс. руб.
107,33
1.10.9.
затраты на неучтенные материалы и комплектующие
тыс. руб.
197,14
1.10.10.
затраты на ПИР, Спроект
тыс. руб.
53,19
1.10.11.
затраты на СМР, ССМР.
тыс. руб.
513,88
1.10.12.
затраты на ПНР, СПНР.
тыс. руб.
51,39
2.
Расчет снижения потребления газа и затрат на его оплату


2.1.
Расчет снижения потребления газа за счет ХВО, рециркуляции и установки приборов учета газа:


2.1.1.
На котельной монтируется установка обработки подпиточной воды, которая препятствует отложению солей жесткости на поверхностях нагрева котлов и способствует растворению и удалению существующих отложений в котлах и тепловых сетях. Снижение количества отложений на поверхностях нагрева котлов приводит к снижению расхода природного газа на выработку тепловой энергии до 6%
%
0,00%
2.1.2.
Внедрение системы рециркуляции и автоматизация котельной позволит эксплуатировать оборудование в наиболее экономичном режиме, что приведет к экономии природного газа до 2,2%
%
1,00%
2.1.3.
Монтаж узла учета природного газа с электронным корректором позволит производить учет использованного газа с большей точностью, экономия средств на оплату газа составит до 5%
%
0,00%
2.1.4.
Для расчета принимаем общее снижение расхода газа равное
%
1,00%
2.1.5.
Bгаз - годовой объем газа потребленный котельной на выработку тепловой энергии
тыс. м3
124,71
2.1.6.
Годовая экономия природного газа за счет мероприятий раздела 2.1 (Bэкон2.1) составит - Bэкон2.1 = Bгод x %
тыс. м3
- 1,25
2.2.
Расчет снижения потребления газа за счет замены котлов, переключения нагрузки и установки блочных котельных:


2.2.1.
Реализуемые мероприятия на данной котельной:



строительство блочной котельной
тип
нет

переключение нерентабельной котельной-код котельной

нет

замена существующих котлов на стальные жаротрубные котлы

да

при этом КПД котлов изменится
с
83,9%


до
92,0%
2.2.2.
Снижение объема потребляемого газа составит:



Bсниж.газа КПД = Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nстар. - Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nнов., где



Qгод выраб. - объем выработки тепловой энергии
Гкал/год
854,80

Qтепл.спос. - среднегодовая теплотворная способность топлива
ккал/м3
8170

nнов. - КПД котельного оборудования до реконструкции
%
83,9%

nстар. - КПД котельного оборудования после реконструкции
%
92,0%

Bсниж.газа КПД = Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nстар. - Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nнов.
тыс. м3
- 11,03
2.3.
Расчет снижения объема потребления газа после реализации мероприятий:


2.3.1.
Снижение расхода газа, Bсниж.газ = Bэкон2.1 + Bсниж.газ КПД
тыс. м3
- 12,28
2.4.
Расчет снижения оплаты за потребленный газ после реализации мероприятий:


2.4.1.
Среднегодовой тариф оплаты за газ, Сгаз
руб./м3
4,49
2.4.2.
Сумма снижение оплаты за газ составит, Сэкон.газ.
тыс. руб.
- 55,07
3.
Расчет снижение затрат на выработку тепловой энергии за счет уменьшения потерь после замены ветхих тепловых сетей или сокращения их протяженности за счет приближения источника тепловой энергии к потребителям:


3.1.
Без замены ветхих тепловых сетей

0,0%
3.1.1.
Фактические потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотери
Гкал/год
45,10
%
5,29%
3.1.2.
Выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
854,80
3.1.4.
Доля заменяемых или сокращаемых тепловых сетей в общей протяженности сетей данной котельной
%
0,00%
3.1.5.
Снижение потерь тепловой энергии после реализации мероприятий
Гкал/год
0,00
3.1.6.
Объем выработки тепловой энергии после замены ветхих сетей, Qсниж.выраб.
Гкал/год
854,80

3.1.6.
Потери тепловой энергии после реализации мероприятий
%
5,29%
3.2.
Снижение затрат = Ссниж.сети = Qсниж. выраб x уд.нор.газ x тариф газ
тыс. руб.
0,00
3.2.1.
Фактическая удельная норма потребления газа на выработку одной Гкал
м3/Гкал
145,89
3.2.2.
Среднегодовой тариф на газ
руб.
4,49
4.
Расчет снижения затрат на оплату электроэнергии:


4.1.
Расчет снижения потребления электрической энергии за счет замены насосов и установки устройств плавного пуска


4.1.1.
Режим работы котельной

сезон
4.1.2.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной, tmax до рекон.
час
1595
4.1.3.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной после реконструкции, tmax после рекон.
час
1441
4.1.4.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной до реконструкции, Рсущ.
кВт
15,99
4.1.5.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной после реконструкции, Руст.
кВт
6,21
4.1.6.
Расчет экономии электрической энергии, Рэкон.эл.энер. = Wсущ. - Руст. x tmax после рекон.
кВт. час
16556
4.1.7.
Экономия средств на оплату электрической энергии и мощности составит, Сэкон.эл.энер.
тыс. руб.
- 70,47
5.
Расчет снижения эксплуатационных расходов на котельной после реконструкции, Ссниж.расх., тыс. руб.


5.1.
Затраты на текущий и капитальный ремонты до реконструкции котельной:


5.1.1.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
13,20
5.1.2.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем. (10% от плановых расходов)
тыс. руб.
12,68
5.1.3.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
182,60
5.2.
После выполнения мероприятий по реконструкции затраты на текущий и капитальный ремонты снизятся на
%
80,0%
5.3.
Снижение расходов на текущий и капитальный ремонт составит, Ссниж.расх. = (Срасх.тек.рем. + Срасх.кап.рем. + Срасх.аморт.) % снижения
тыс. руб.
- 166,78
6.
Расчет экономии фонда оплаты труда и страхового взноса от ФОТ основных рабочих, тыс. руб.


6.1.
При реализации мероприятий по реконструкции котельной предусматривается оснащение ее оборудованием и системой автоматики, позволяющим перевести работу котельной в автоматический режим и снизить численность постоянного обслуживающего персонала


6.1.1.
Среднесписочная численность основных рабочих до реализации мероприятий
человек
0,6
6.1.2.
Среднесписочная численность основных рабочих после реализации мероприятий
человек
0,6
6.1.3.
Сокращение фонда оплаты основных рабочих составит
%
0,0%
6.2.
Расчет годовой экономии ФОТ:
тыс. руб.
0,00

Сэкон.ФОТ = СФОТ x % снижения, где



СФОТ год - годовой фонд оплаты труда основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
76,10

Сэкон.ФОТ год = СФОТ год*
0,0%
-
6.3.
Расчет годовой экономии страховых взносов от ФОТ:
тыс. руб.
0,00

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год x % снижения, где



Сстр.взн.год - годовой объем страховых взносов от ФОТ основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
23,00

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год*
0,0%
-
7
Расчет экономии средств на эксплуатацию котельной за счет выполнения мероприятий:


7.1.
Сэкон. = Сэкон.газ + Ссниж.сети + Сэкон.эл.энер. + Ссниж.расх. + Сэкон.ФОТ + Сэконстр.взн.
тыс. руб.
- 292,33
8.
Расчет снижения тарифа на выработку тепловой энергии:


8.1.
Среднегодовой тариф на тепловую энергию до реконструкции:



Стар. = Срасх. / Qотп.год, где



Срасх. - расходы на эксплуатацию до реконструкции
тыс. руб.
1493,36

Qотп.год, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
807,30

Стар. = Срасх. / Qотп.год,
руб./Гкал
1849,82
8.2.
Расчет тариф на котельной после реконструкции:



Стар.после = Срасх.после / Qотп.год, где



Срасх.после = (Срасх. - Сэкон.) - расходы на эксплуатацию после реконструкции
тыс. руб.
1201,03

Qгод, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
807,30

Стар.после = Срасх. / Qгод
руб./Гкал
1487,71
8.3.
Снижение затрат включаемых в тариф составит, Стар.сниж. = (Стар. - Стар.после)
руб.
- 362,10
9.
Расчет срока окупаемости мероприятий по реконструкции котельной и замене ветхих тепловых сетей:



Токуп. = (Срекон.всего) / Сэкон., где


9.1.
Срекон.всего - Расходы на реконструкцию котельной
тыс. руб.
2129,87
9.2.
Сэкон. - Экономия средств за счет внедрения мероприятий
тыс. руб.
292,33
9.3.
Результат производственной деятельности до внедрения мероприятий, прибыль
тыс. руб.
53,42
9.4.
Срок окупаемости мероприятий Токуп. = Срекон. / Сэкон.
месяцев
87,43

Технико-экономическое обоснование реконструкции, модернизации объектов системы централизованного теплоснабжения
Адрес
г. Зеленокумск, ул. Чапаева, 2А
Код котельной
33-19
1.
Исходные данные для расчета экономической эффективности реконструкции котельной
1.1.
тип котлов и их количество:

2


1
КВЖ-200Гн


2
КВЖ-200Гн
1.2.
установленная мощность
Гкал/час
0,344
1.3.
присоединенная нагрузка, всего
Гкал/час
0,364

в том числе:


1.3.1.
присоединенная нагрузка, ГВС
Гкал/час
-
1.4.
коэффициент использования мощности котельной
%
105,7%
1.5.
выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
609,60
1.6.
полезный отпуск тепловой энергии, Qотп.
Гкал/год
597,10
1.7.
потери тепловой энергии на собственные нужды, Qпотер.С.Н.
Гкал/год
3,20
1.8.
потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотер.
Гкал/год
9,30
1.9.
расходы на эксплуатацию котельной, Срасх.
тыс. руб.
1013,41

в том числе:


1.9.1.
расход газа на вырабатываемый объем тепловой энергии, Bгаз
тыс. м3/год
89,62
1.9.2.
стоимость потребленного газа
тыс. руб.
404,74
1.9.3.
годовой расход электрической энергии на котельной, Wсущ.
тыс. Квт. час
16,28
1.9.4.
стоимость потребленной электрической энергии и мощности
тыс. руб.
69,33
1.9.5.
среднесписочная численность основных рабочих
человек
0,56
1.9.6.
фонд оплаты труда, основных рабочих
тыс. руб.
76,10
1.9.7.
страховые взносы от ФОТ
тыс. руб.
23,00
1.9.8.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
0,70
1.9.9.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем.
тыс. руб.
-
1.9.10.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
45,20
1.9.11.
общехозяйственные расходы, Собщехоз.
тыс. руб.
367,74
1.10.
сумма затрат на реконструкцию котельной, всего, Срекон.всего
тыс. руб.
2174,13

в том числе:


1.10.1.
затраты на замену ветхих сетей, Светхие сети
тыс. руб.
-
1.10.2.
затраты на переключение не рентабельной котельной, Сперек.
тыс. руб.
-
1.10.3.
затраты на строительство блочной котельной, Сблоч.
тыс. руб.
-
1.10.4.
затраты на замену котлов, на реконструируемой котельной, Скотл.
тыс. руб.
1026,55
1.10.5.
затраты на замену приборов учета топливо - энергетических ресурсов и тепловой энергии, Сприб.
тыс. руб.
55,79
1.10.6.
затраты на замену насосного оборудования и шкафов управления ими, Снасос
тыс. руб.
90,18
1.10.7.
затраты на замену общекотельного оборудования, (ХВО, водоподогреватели и Т.Д.), Собщек.
тыс. руб.
61,73
1.10.8.
затраты на автоматизацию котельной, Савтом.
тыс. руб.
107,33
1.10.9.
затраты на неучтенные материалы и комплектующие
тыс. руб.
201,24
1.10.10.
затраты на ПИР, Спроект
тыс. руб.
54,29
1.10.11.
затраты на СМР, ССМР.
тыс. руб.
524,56
1.10.12.
затраты на ПНР, СПНР.
тыс. руб.
52,46
2.
Расчет снижения потребления газа и затрат на его оплату


2.1.
Расчет снижения потребления газа за счет ХВО, рециркуляции и установки приборов учета газа:


"количества" часть текста отсутствует.
------------------------------------------------------------------
2.1.1.
На котельной монтируется установка обработки подпиточной воды, которая препятствует отложению солей жесткости на поверхностях нагрева котлов и способствует растворению и удалению существующих отложений в котлах и тепловых сетях. Снижение количества отложе
%
0,00%
2.1.2.
Внедрение системы рециркуляции и автоматизация котельной позволит эксплуатировать оборудование в наиболее экономичном режиме, что приведет к экономии природного газа до 2,2%
%
1,00%
2.1.3.
Монтаж узла учета природного газа с электронным корректором позволит производить учет использованного газа с большей точностью, экономия средств на оплату газа составит до 5%
%
0,00%
2.1.4.
Для расчета принимаем общее снижение расхода газа равное
%
1,00%
2.1.5.
Bгаз - годовой объем газа потребленный котельной на выработку тепловой энергии
тыс. м3
89,62
2.1.6.
Годовая экономия природного газа за счет мероприятий раздела 2.1 (Bэкон2.1) составит - Bэкон2.1 = Bгод x %
тыс. м3
- 0,90
2.2.
Расчет снижения потребления газа за счет замены котлов, переключения нагрузки и установки блочных котельных:


2.2.1.
Реализуемые мероприятия на данной котельной:



строительство блочной котельной
тип
нет

переключение нерентабельной котельной-код котельной

нет

замена существующих котлов на стальные жаротрубные котлы

да

при этом КПД котлов изменится
с
83,2%


до
92,0%
2.2.2.
Снижение объема потребляемого газа составит:



Bсниж.газа КПД = Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nстар. - Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nнов., где



Qгод выраб. - объем выработки тепловой энергии
Гкал/год
609,60

Qтепл.спос. - среднегодовая теплотворная способность топлива
ккал/м3
8170

nнов. - КПД котельного оборудования до реконструкции
%
83,2%

nстар. - КПД котельного оборудования после реконструкции
%
92,0%

Bсниж.газа КПД = Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nстар. - Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nнов.
тыс. м3
- 8,56
2.3.
Расчет снижения объема потребления газа после реализации мероприятий:


2.3.1.
Снижение расхода газа, Bсниж.газ = Bэкон2.1 + Bсниж.газ КПД
тыс. м3
- 9,45
2.4.
Расчет снижения оплаты за потребленный газ после реализации мероприятий:


2.4.1.
Среднегодовой тариф оплаты за газ, Сгаз
руб./м3
4,52
2.4.2.
Сумма снижение оплаты за газ составит, Сэкон.газ.
тыс. руб.
- 42,69
3.
Расчет снижение затрат на выработку тепловой энергии за счет уменьшения потерь после замены ветхих тепловых сетей или сокращения их протяженности за счет приближения источника тепловой энергии к потребителям:


3.1.
Без замены ветхих тепловых сетей

0,0%
3.1.1.
Фактические потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотери
Гкал/год
9,30
%
1,53%
3.1.2.
Выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
609,60
3.1.4.
Доля заменяемых или сокращаемых тепловых сетей в общей протяженности сетей данной котельной
%
0,00%
3.1.5.
Снижение потерь тепловой энергии после реализации мероприятий
Гкал/год
0,00
3.1.6.
Объем выработки тепловой энергии после замены ветхих сетей, Qсниж.выраб.
Гкал/год
609,60

3.1.6.
Потери тепловой энергии после реализации мероприятий
%
1,53%
3.2.
Снижение затрат = Ссниж.сети = Qсниж. выраб x уд.нор.газ x тариф газ
тыс. руб.
0,00
3.2.1.
Фактическая удельная норма потребления газа на выработку одной Гкал
м3/Гкал
147,02
3.2.2.
Среднегодовой тариф на газ
руб.
4,52
4.
Расчет снижения затрат на оплату электроэнергии:


4.1.
Расчет снижения потребления электрической энергии за счет замены насосов и установки устройств плавного пуска


4.1.1.
Режим работы котельной

сезон
4.1.2.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной, tmax до рекон.
час
1677
4.1.3.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной после реконструкции, tmax после рекон.
час
1284
4.1.4.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной до реконструкции, Рсущ.
кВт
9,71
4.1.5.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной после реконструкции, Руст.
кВт
1,84
4.1.6.
Расчет экономии электрической энергии, Рэкон.эл.энер. = Wсущ. - Руст. x tmax после рекон.
кВт. час
13918
4.1.7.
Экономия средств на оплату электрической энергии и мощности составит, Сэкон.эл.энер.
тыс. руб.
- 59,28
5.
Расчет снижения эксплуатационных расходов на котельной после реконструкции, Ссниж.расх., тыс. руб.


5.1.
Затраты на текущий и капитальный ремонты до реконструкции котельной:


5.1.1.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
0,70
5.1.2.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем. (10% от плановых расходов)
тыс. руб.
-
5.1.3.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
45,20
5.2.
После выполнения мероприятий по реконструкции затраты на текущий и капитальный ремонты снизятся на
%
80,0%
5.3.
Снижение расходов на текущий и капитальный ремонт составит, Ссниж.расх. = (Срасх.тек.рем. + Срасх.кап.рем. + Срасх.аморт.) % снижения
тыс. руб.
- 36,72
6.
Расчет экономии фонда оплаты труда и страхового взноса от ФОТ основных рабочих, тыс. руб.


6.1.
При реализации мероприятий по реконструкции котельной предусматривается оснащение ее оборудованием и системой автоматики, позволяющим перевести работу котельной в автоматический режим и снизить численность постоянного обслуживающего персонала


6.1.1.
Среднесписочная численность основных рабочих до реализации мероприятий
человек
0,6
6.1.2.
Среднесписочная численность основных рабочих после реализации мероприятий
человек
0,6
6.1.3.
Сокращение фонда оплаты основных рабочих составит
%
0,0%
6.2.
Расчет годовой экономии ФОТ:
тыс. руб.
0,00

Сэкон.ФОТ = СФОТ x % снижения, где



СФОТ год - годовой фонд оплаты труда основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
76,10

Сэкон.ФОТ год = СФОТ год*
0,0%
-
6.3.
Расчет годовой экономии страховых взносов от ФОТ:
тыс. руб.
0,00

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год x % снижения, где



Сстр.взн.год - годовой объем страховых взносов от ФОТ основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
23,00

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год*
0,0%
-
7
Расчет экономии средств на эксплуатацию котельной за счет выполнения мероприятий:


7.1.
Сэкон. = Сэкон.газ + Ссниж.сети + Сэкон.эл.энер. + Ссниж.расх. + Сэкон.ФОТ + Сэконстр.взн.
тыс. руб.
- 138,69
8.
Расчет снижения тарифа на выработку тепловой энергии:


8.1.
Среднегодовой тариф на тепловую энергию до реконструкции:



Стар. = Срасх. / Qотп.год, где



Срасх. - расходы на эксплуатацию до реконструкции
тыс. руб.
1013,41

Qотп.год, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
597,10

Стар. = Срасх. / Qотп.год,
руб./Гкал
1697,22
8.2.
Расчет тариф на котельной после реконструкции:



Стар.после = Срасх.после / Qотп.год, где



Срасх.после = (Срасх. - Сэкон.) - расходы на эксплуатацию после реконструкции
тыс. руб.
874,72

Qгод, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
597,10

Стар.после = Срасх. / Qгод
руб./Гкал
1464,94
8.3.
Снижение затрат включаемых в тариф составит, Стар.сниж. = (Стар. - Стар.после)
руб.
- 232,28
9
Расчет срока окупаемости мероприятий по реконструкции котельной и замене ветхих тепловых сетей:



Токуп. = (Срекон.всего) / Сэкон., где


9.1.
Срекон.всего - Расходы на реконструкцию котельной
тыс. руб.
2174,13
9.2.
Сэкон. - Экономия средств за счет внедрения мероприятий
тыс. руб.
138,69
9.3.
Результат производственной деятельности до внедрения мероприятий, прибыль
тыс. руб.
321,69
9.4.
Срок окупаемости мероприятий Токуп. = Срекон. / Сэкон.
месяцев
188,11

Технико-экономическое обоснование реконструкции, модернизации объектов системы централизованного теплоснабжения
Адрес
г. Зеленокумск, ул. Мельничная, 42
Код котельной
33-20
1.
Исходные данные для расчета экономической эффективности реконструкции котельной
1.1.
тип котлов и их количество:

2


1
КВЖ-200-Гн


2
КВЖ-200-Гн
1.2.
установленная мощность
Гкал/час
0,344
1.3.
присоединенная нагрузка, всего
Гкал/час
0,254

в том числе:


1.3.1.
присоединенная нагрузка, ГВС
Гкал/час
-
1.4.
коэффициент использования мощности котельной
%
73,8%
1.5.
выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
368,60
1.6.
полезный отпуск тепловой энергии, Qотп.
Гкал/год
360,50
1.7.
потери тепловой энергии на собственные нужды, Qпотер.С.Н.
Гкал/год
2,30
1.8.
потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотер.
Гкал/год
5,80
1.9.
расходы на эксплуатацию котельной, Срасх.
тыс. руб.
652,24

в том числе:


1.9.1.
расход газа на вырабатываемый объем тепловой энергии, Bгаз
тыс. м3/год
55,83
1.9.2.
стоимость потребленного газа
тыс. руб.
252,34
1.9.3.
годовой расход электрической энергии на котельной, Wсущ.
тыс. Квт. час
4,03
1.9.4.
стоимость потребленной электрической энергии и мощности
тыс. руб.
17,20
1.9.5.
среднесписочная численность основных рабочих
человек
0,56
1.9.6.
фонд оплаты труда, основных рабочих
тыс. руб.
76,10
1.9.7.
страховые взносы от ФОТ
тыс. руб.
23,00
1.9.8.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
1,70
1.9.9.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем.
тыс. руб.
-
1.9.10.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
45,90
1.9.11.
общехозяйственные расходы, Собщехоз.
тыс. руб.
222,02
1.10.
сумма затрат на реконструкцию котельной, всего, Срекон.всего
тыс. руб.
1687,89

в том числе:


1.10.1.
затраты на замену ветхих сетей, Светхие сети
тыс. руб.
-
1.10.2.
затраты на переключение не рентабельной котельной, Сперек.
тыс. руб.
-
1.10.3.
затраты на строительство блочной котельной, Сблоч.
тыс. руб.
-
1.10.4.
затраты на замену котлов, на реконструируемой котельной, Скотл.
тыс. руб.
684,00
1.10.5.
затраты на замену приборов учета топливо - энергетических ресурсов и тепловой энергии, Сприб.
тыс. руб.
55,79
1.10.6.
затраты на замену насосного оборудования и шкафов управления ими, Снасос
тыс. руб.
90,18
1.10.7.
затраты на замену общекотельного оборудования, (ХВО, водоподогреватели и Т.Д.), Собщек.
тыс. руб.
104,24
1.10.8.
затраты на автоматизацию котельной, Савтом.
тыс. руб.
107,33
1.10.9.
затраты на неучтенные материалы и комплектующие
тыс. руб.
156,23
1.10.10.
затраты на ПИР, Спроект
тыс. руб.
42,15
1.10.11.
затраты на СМР, ССМР.
тыс. руб.
407,24
1.10.12.
затраты на ПНР, СПНР.
тыс. руб.
40,72
2.
Расчет снижения потребления газа и затрат на его оплату


2.1.
Расчет снижения потребления газа за счет ХВО, рециркуляции и установки приборов учета газа:


2.1.1.
На котельной монтируется установка обработки подпиточной воды, которая препятствует отложению солей жесткости на поверхностях нагрева котлов и способствует растворению и удалению существующих отложений в котлах и тепловых сетях. Снижение количества отложений на поверхностях нагрева котлов приводит к снижению расхода природного газа на выработку тепловой энергии до 6%
%
2,00%
2.1.2.
Внедрение системы рециркуляции и автоматизация котельной позволит эксплуатировать оборудование в наиболее экономичном режиме, что приведет к экономии природного газа до 2,2%
%
1,00%
2.1.3.
Монтаж узла учета природного газа с электронным корректором позволит производить учет использованного газа с большей точностью, экономия средств на оплату газа составит до 5%
%
0,00%
2.1.4.
Для расчета принимаем общее снижение расхода газа равное
%
3,00%
2.1.5.
Bгаз - годовой объем газа потребленный котельной на выработку тепловой энергии
тыс. м3
55,83
2.1.6.
Годовая экономия природного газа за счет мероприятий раздела 2.1 (Bэкон2.1) составит - Bэкон2.1 = Bгод x %
тыс. м3
- 1,67
2.2.
Расчет снижения потребления газа за счет замены котлов, переключения нагрузки и установки блочных котельных:


2.2.1.
Реализуемые мероприятия на данной котельной:



строительство блочной котельной
тип
нет

переключение нерентабельной котельной-код котельной

нет

замена существующих котлов на стальные жаротрубные котлы

да

при этом КПД котлов изменится
с
80,8%


до
92,0%
2.2.2.
Снижение объема потребляемого газа составит:



Bсниж.газа КПД = Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nстар. - Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nнов., где



Qгод выраб. - объем выработки тепловой энергии
Гкал/год
368,60

Qтепл.спос. - среднегодовая теплотворная способность топлива
ккал/м3
8170

nнов. - КПД котельного оборудования до реконструкции
%
80,8%

nстар. - КПД котельного оборудования после реконструкции
%
92,0%

Bсниж.газа КПД = Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nстар. - Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nнов.
тыс. м3
- 6,81
2.3.
Расчет снижения объема потребления газа после реализации мероприятий:


2.3.1.
Снижение расхода газа, Bсниж.газ = Bэкон2.1 + Bсниж.газ КПД
тыс. м3
- 8,48
2.4.
Расчет снижения оплаты за потребленный газ после реализации мероприятий:


2.4.1.
Среднегодовой тариф оплаты за газ, Сгаз
руб./м3
4,52
2.4.2.
Сумма снижение оплаты за газ составит, Сэкон.газ.
тыс. руб.
- 38,35
3.
Расчет снижение затрат на выработку тепловой энергии за счет уменьшения потерь после замены ветхих тепловых сетей или сокращения их протяженности за счет приближения источника тепловой энергии к потребителям:


3.1.
Без замены ветхих тепловых сетей

0,0%
3.1.1.
Фактические потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотери
Гкал/год
5,80
%
1,58%
3.1.2.
Выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
368,60
3.1.4.
Доля заменяемых или сокращаемых тепловых сетей в общей протяженности сетей данной котельной
%
0,00%
3.1.5.
Снижение потерь тепловой энергии после реализации мероприятий
Гкал/год
0,00
3.1.6.
Объем выработки тепловой энергии после замены ветхих сетей, Qсниж.выраб.
Гкал/год
368,60

3.1.6.
Потери тепловой энергии после реализации мероприятий
%
1,58%
3.2.
Снижение затрат = Ссниж.сети = Qсниж. выраб x уд.нор.газ x тариф газ
тыс. руб.
0,00
3.2.1.
Фактическая удельная норма потребления газа на выработку одной Гкал
м3/Гкал
151,46
3.2.2.
Среднегодовой тариф на газ
руб.
4,52
4.
Расчет снижения затрат на оплату электроэнергии:


4.1.
Расчет снижения потребления электрической энергии за счет замены насосов и установки устройств плавного пуска


4.1.1.
Режим работы котельной

сезон
4.1.2.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной, tmax до рекон.
час
1453
4.1.3.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной после реконструкции, tmax после рекон.
час
1297
4.1.4.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной до реконструкции, Рсущ.
кВт
2,77
4.1.5.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной после реконструкции, Руст.
кВт
1,84
4.1.6.
Расчет экономии электрической энергии, Рэкон.эл.энер. = Wсущ. - Руст. x tmax после рекон.
кВт. час
1646
4.1.7.
Экономия средств на оплату электрической энергии и мощности составит, Сэкон.эл.энер.
тыс. руб.
- 7,03
5.
Расчет снижения эксплуатационных расходов на котельной после реконструкции, Ссниж.расх., тыс. руб.


5.1.
Затраты на текущий и капитальный ремонты до реконструкции котельной:


5.1.1.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
1,70
5.1.2.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем. (10% от плановых расходов)
тыс. руб.
16,66
5.1.3.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
45,90
5.2.
После выполнения мероприятий по реконструкции затраты на текущий и капитальный ремонты снизятся на
%
80,0%
5.3.
Снижение расходов на текущий и капитальный ремонт составит, Ссниж.расх. = (Срасх.тек.рем. + Срасх.кап.рем. + Срасх.аморт.) % снижения
тыс. руб.
- 51,41
6
Расчет экономии фонда оплаты труда и страхового взноса от ФОТ основных рабочих, тыс. руб.


6.1.
При реализации мероприятий по реконструкции котельной предусматривается оснащение ее оборудованием и системой автоматики, позволяющим перевести работу котельной в автоматический режим и снизить численность постоянного обслуживающего персонала


6.1.1.
Среднесписочная численность основных рабочих до реализации мероприятий
человек
0,6
6.1.2.
Среднесписочная численность основных рабочих после реализации мероприятий
человек
0,6
6.1.3.
Сокращение фонда оплаты основных рабочих составит
%
0,0%
6.2.
Расчет годовой экономии ФОТ:
тыс. руб.
0,00

Сэкон.ФОТ = СФОТ x % снижения, где



СФОТ год - годовой фонд оплаты труда основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
76,10

Сэкон.ФОТ год = СФОТ год*
0,0%
-
6.3.
Расчет годовой экономии страховых взносов от ФОТ:
тыс. руб.
0,00

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год x % снижения, где



Сстр.взн.год - годовой объем страховых взносов от ФОТ основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
23,00

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год*
0,0%
-
7.
Расчет экономии средств на эксплуатацию котельной за счет выполнения мероприятий:


7.1.
Сэкон. = Сэкон.газ + Ссниж.сети + Сэкон.эл.энер. + Ссниж.расх. + Сэкон.ФОТ + Сэконстр.взн.
тыс. руб.
- 96,79
8.
Расчет снижения тарифа на выработку тепловой энергии:


8.1.
Среднегодовой тариф на тепловую энергию до реконструкции:



Стар. = Срасх. / Qотп.год, где



Срасх. - расходы на эксплуатацию до реконструкции
тыс. руб.
652,24

Qотп.год, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
360,50

Стар. = Срасх. / Qотп.год,
руб./Гкал
1809,27
8.2.
Расчет тариф на котельной после реконструкции:



Стар.после = Срасх.после / Qотп.год, где



Срасх.после = (Срасх. - Сэкон.) - расходы на эксплуатацию после реконструкции
тыс. руб.
555,45

Qгод, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
360,50

Стар.после = Срасх. / Qгод
руб./Гкал
1540,78
8.3.
Снижение затрат включаемых в тариф составит, Стар.сниж. = (Стар. - Стар.после)
руб.
- 268,49
9.
Расчет срока окупаемости мероприятий по реконструкции котельной и замене ветхих тепловых сетей:



Токуп. = (Срекон.всего) / Сэкон., где


9.1.
Срекон.всего - Расходы на реконструкцию котельной
тыс. руб.
1687,89
9.2.
Сэкон. - Экономия средств за счет внедрения мероприятий
тыс. руб.
96,79
9.3.
Результат производственной деятельности до внедрения мероприятий, прибыль
тыс. руб.
157,23
9.4.
Срок окупаемости мероприятий Токуп. = Срекон. / Сэкон.
месяцев
209,27

Технико-экономическое обоснование реконструкции, модернизации объектов системы централизованного теплоснабжения
Адрес
г. Зеленокумск, ул. З. Космодемьянской, 35А
Код котельной
33-21
1.
Исходные данные для расчета экономической эффективности реконструкции котельной
1.1.
тип котлов и их количество:

2


1
КВЖ-200-Гн


2
КВЖ-200-Гн
1.2.
установленная мощность
Гкал/час
0,344
1.3.
присоединенная нагрузка, всего
Гкал/час
0,271

в том числе:


1.3.1.
присоединенная нагрузка, ГВС
Гкал/час
-
1.4.
коэффициент использования мощности котельной
%
78,6%
1.5.
выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
413,00
1.6.
полезный отпуск тепловой энергии, Qотп.
Гкал/год
379,60
1.7.
потери тепловой энергии на собственные нужды, Qпотер.С.Н.
Гкал/год
1,70
1.8.
потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотер.
Гкал/год
31,70
1.9.
расходы на эксплуатацию котельной, Срасх.
тыс. руб.
753,16

в том числе:


1.9.1.
расход газа на вырабатываемый объем тепловой энергии, Bгаз
тыс. м3/год
63,53
1.9.2.
стоимость потребленного газа
тыс. руб.
288,16
1.9.3.
годовой расход электрической энергии на котельной, Wсущ.
тыс. Квт. час
15,35
1.9.4.
стоимость потребленной электрической энергии и мощности
тыс. руб.
65,67
1.9.5.
среднесписочная численность основных рабочих
человек
0,56
1.9.6.
фонд оплаты труда, основных рабочих
тыс. руб.
76,10
1.9.7.
страховые взносы от ФОТ
тыс. руб.
23,00
1.9.8.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
5,10
1.9.9.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем.
тыс. руб.
-
1.9.10.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
45,90
1.9.11.
общехозяйственные расходы, Собщехоз.
тыс. руб.
233,78
1.10.
сумма затрат на реконструкцию котельной, всего, Срекон.всего
тыс. руб.
1612,28

в том числе:


1.10.1.
затраты на замену ветхих сетей, Светхие сети
тыс. руб.
-
1.10.2.
затраты на переключение не рентабельной котельной, Сперек.
тыс. руб.
-
1.10.3.
затраты на строительство блочной котельной, Сблоч.
тыс. руб.
-
1.10.4.
затраты на замену котлов, на реконструируемой котельной, Скотл.
тыс. руб.
684,00
1.10.5.
затраты на замену приборов учета топливо-энергетических ресурсов и тепловой энергии, Сприб.
тыс. руб.
53,13
1.10.6.
затраты на замену насосного оборудования и шкафов управления ими, Снасос
тыс. руб.
90,18
1.10.7.
затраты на замену общекотельного оборудования, (ХВО, водоподогреватели и Т.Д.), Собщек.
тыс. руб.
60,24
1.10.8.
затраты на автоматизацию котельной, Савтом.
тыс. руб.
107,33
1.10.9.
затраты на неучтенные материалы и комплектующие
тыс. руб.
149,23
1.10.10.
затраты на ПИР, Спроект
тыс. руб.
40,26
1.10.11.
затраты на СМР, ССМР.
тыс. руб.
389,00
1.10.12.
затраты на ПНР, СПНР.
тыс. руб.
38,90
2.
Расчет снижения потребления газа и затрат на его оплату


2.1.
Расчет снижения потребления газа за счет ХВО, рециркуляции и установки приборов учета газа:


"количества" часть текста отсутствует.
------------------------------------------------------------------
2.1.1.
На котельной монтируется установка обработки подпиточной воды, которая препятствует отложению солей жесткости на поверхностях нагрева котлов и способствует растворению и удалению существующих отложений в котлах и тепловых сетях. Снижение количества отложе
%
0,00%
2.1.2.
Внедрение системы рециркуляции и автоматизация котельной позволит эксплуатировать оборудование в наиболее экономичном режиме, что приведет к экономии природного газа до 2,2%
%
1,00%
2.1.3.
Монтаж узла учета природного газа с электронным корректором позволит производить учет использованного газа с большей точностью, экономия средств на оплату газа составит до 5%
%
0,00%
2.1.4.
Для расчета принимаем общее снижение расхода газа равное
%
1,00%
2.1.5.
Bгаз - годовой объем газа потребленный котельной на выработку тепловой энергии
тыс. м3
63,53
2.1.6.
Годовая экономия природного газа за счет мероприятий раздела 2.1 (Bэкон2.1) составит - Bэкон2.1 = Bгод x %
тыс. м3
- 0,64
2.2.
Расчет снижения потребления газа за счет замены котлов, переключения нагрузки и установки блочный котельный:


2.2.1.
Реализуемые мероприятия на данной котельной:



строительство блочной котельной
тип
нет

переключение нерентабельной котельной-код котельной

нет

замена существующих котлов на стальные жаротрубные котлы

да

при этом КПД котлов изменится
с
79,5%


до
92,0%
2.2.2.
Снижение объема потребляемого газа составит:



Bсниж.газа КПД = Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nстар. - Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nнов., где



Qгод выраб. - объем выработки тепловой энергии
Гкал/год
413,00

Qтепл.спос. - среднегодовая теплотворная способность топлива
ккал/м3
8170

nнов. - КПД котельного оборудования до реконструкции
%
79,5%

nстар. - КПД котельного оборудования после реконструкции
%
92,0%

Bсниж.газа КПД = Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nстар. - Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nнов.
тыс. м3
- 8,61
2.3.
Расчет снижения объема потребления газа после реализации мероприятий


2.3.1.
Снижение расхода газа, Bсниж.газ = Bэкон2.1 + Bсниж.газ КПД
тыс. м3
- 9,24
2.4.
Расчет снижения оплаты за потребленный газ после реализации мероприятий:


2.4.1.
Среднегодовой тариф оплаты за газ, Сгаз
руб./м3
4,54
2.4.2.
Сумма снижение оплаты за газ составит, Сэкон.газ.
тыс. руб.
- 41,93
3.
Расчет снижение затрат на выработку тепловой энергии за счет уменьшения потерь после замены ветхих тепловых сетей или сокращения их протяженности за счет приближения источника тепловой энергии к потребителям:


3.1.
Без замены ветхих тепловых сетей

0,0%
3.1.1.
Фактические потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотери
Гкал/год
31,70
%
7,71%
3.1.2.
Выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
413,00
3.1.4.
Доля заменяемых или сокращаемых тепловых сетей в общей протяженности сетей данной котельной
%
0,00%
3.1.5.
Снижение потерь тепловой энергии после реализации мероприятий
Гкал/год
- 21,73
3.1.6.
Объем выработки тепловой энергии после замены ветхих сетей, Qсниж.выраб.
Гкал/год
391,27

3.1.6.
Потери тепловой энергии после реализации мероприятий
%
2,56%
3.2.
Снижение затрат = Ссниж.сети = Qсниж. выраб x уд.нор.газ x тариф газ
тыс. руб.
- 15,16
3.2.1.
Фактическая удельная норма потребления газа на выработку одной Гкал
м3/Гкал
153,82
3.2.2.
Среднегодовой тариф на газ
руб.
4,54
4.
Расчет снижения затрат на оплату электроэнергии:


4.1.
Расчет снижения потребления электрической энергии за счет замены насосов и установки устройств плавного пуска


4.1.1.
Режим работы котельной

сезон
4.1.2.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной, tmax до рекон.
час
1527
4.1.3.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной после реконструкции, tmax после рекон.
час
1376
4.1.4.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной до реконструкции, Рсущ.
кВт
10,05
4.1.5.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной после реконструкции, Руст.
кВт
1,84
4.1.6.
Расчет экономии электрической энергии, Рэкон.эл.энер. = Wсущ. - Руст. x tmax после рекон.
кВт. час
12816
4.1.7.
Экономия средств на оплату электрической энергии и мощности составит, Сэкон.эл.энер.
тыс. руб.
- 54,85
5.
Расчет снижения эксплуатационных расходов на котельной после реконструкции, Ссниж.расх., тыс. руб.


5.1.
Затраты на текущий и капитальный ремонты до реконструкции котельной:


5.1.1.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
5,10
5.1.2.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем. (10% от плановых расходов)
тыс. руб.
-
5.1.3.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
45,90
5.2.
После выполнения мероприятий по реконструкции затраты на текущий и капитальный ремонты снизятся на
%
80,0%
5.3.
Снижение расходов на текущий и капитальный ремонт составит, Ссниж.расх. = (Срасх.тек.рем. + Срасх.кап.рем. + Срасх.аморт.) % снижения
тыс. руб.
- 40,80
6.
Расчет экономии фонда оплаты труда и страхового взноса от ФОТ основных рабочих, тыс. руб.


6.1.
При реализации мероприятий по реконструкции котельной предусматривается оснащение ее оборудованием и системой автоматики, позволяющим перевести работу котельной в автоматический режим и снизить численность постоянного обслуживающего персонала


6.1.1.
Среднесписочная численность основных рабочих до реализации мероприятий
человек
0,6
6.1.2.
Среднесписочная численность основных рабочих после реализации мероприятий
человек
0,6
6.1.3.
Сокращение фонда оплаты основных рабочих составит
%
0,0%
6.2.
Расчет годовой экономии ФОТ:
тыс. руб.
0,00

Сэкон.ФОТ = СФОТ x % снижения, где



СФОТ год - годовой фонд оплаты труда основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
76,10

Сэкон.ФОТ год = СФОТ год*
0,0%
-
6.3.
Расчет годовой экономии страховых взносов от ФОТ:
тыс. руб.
0,00

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год x % снижения, где



Сстр.взн.год - годовой объем страховых взносов от ФОТ основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
23,00

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год*
0,0%
-
7.
Расчет экономии средств на эксплуатацию котельной за счет выполнения мероприятий:


7.1.
Сэкон. = Сэкон.газ + Ссниж.сети + Сэкон.эл.энер. + Ссниж.расх. + Сэкон.ФОТ + Сэконстр.взн.
тыс. руб.
- 152,74
8.
Расчет снижения тарифа на выработку тепловой энергии:


8.1.
Среднегодовой тариф на тепловую энергию до реконструкции:



Стар. = Срасх. / Qотп.год, где



Срасх. - расходы на эксплуатацию до реконструкции
тыс. руб.
753,16

Qотп.год, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
379,60

Стар. = Срасх. / Qотп.год,
руб./Гкал
1984,09
8.2.
Расчет тариф на котельной после реконструкции:



Стар.после = Срасх.после / Qотп.год, где



Срасх.после = (Срасх. - Сэкон.) - расходы на эксплуатацию после реконструкции
тыс. руб.
600,42

Qгод, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
379,60

Стар.после = Срасх. / Qгод
руб./Гкал
1581,71
8.3.
Снижение затрат включаемых в тариф составит, Стар.сниж. = (Стар. - Стар.после)
руб.
- 402,37
9.
Расчет срока окупаемости мероприятий по реконструкции котельной и замене ветхих тепловых сетей:



Токуп. = (Срекон.всего) / Сэкон., где


9.1.
Срекон.всего - Расходы на реконструкцию котельной
тыс. руб.
1612,28
9.2.
Сэкон. - Экономия средств за счет внедрения мероприятий
тыс. руб.
152,74
9.3.
Результат производственной деятельности до внедрения мероприятий, прибыль
тыс. руб.
29,54
9.4.
Срок окупаемости мероприятий Токуп. = Срекон. / Сэкон.
месяцев
126,67

Труновский район:

Технико-экономическое обоснование реконструкции, модернизации объектов системы централизованного теплоснабжения
Адрес
с. Подлесное, ул. Садовая, 18Б
Код котельной
36-05
1.
Исходные данные для расчета экономической эффективности реконструкции котельной
1.1.
тип котлов и их количество:

2


1
КСГ-2


2
КСГ-2
1.2.
установленная мощность
Гкал/час
0,400
1.3.
присоединенная нагрузка, всего
Гкал/час
0,160

в том числе:


1.3.1.
присоединенная нагрузка, ГВС
Гкал/час
-
1.4.
коэффициент использования мощности котельной
%
40,1%
1.5.
выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
423,60
1.6.
полезный отпуск тепловой энергии, Qотп.
Гкал/год
246,20
1.7.
потери тепловой энергии на собственные нужды, Qпотер.С.Н.
Гкал/год
10,00
1.8.
потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотер.
Гкал/год
167,40
1.9.
расходы на эксплуатацию котельной, Срасх.
тыс. руб.
1185,71

в том числе:


1.9.1.
расход газа на вырабатываемый объем тепловой энергии, Bгаз
тыс. м3/год
66,16
1.9.2.
стоимость потребленного газа
тыс. руб.
298,05
1.9.3.
годовой расход электрической энергии на котельной, Wсущ.
тыс. Квт. час
16,35
1.9.4.
стоимость потребленной электрической энергии и мощности
тыс. руб.
70,57
1.9.5.
среднесписочная численность основных рабочих
человек
2,50
1.9.6.
фонд оплаты труда, основных рабочих
тыс. руб.
281,00
1.9.7.
страховые взносы от ФОТ
тыс. руб.
84,86
1.9.8.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
-
1.9.9.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем.
тыс. руб.
4,10
1.9.10.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
35,70
1.9.11.
общехозяйственные расходы, Собщехоз.
тыс. руб.
399,35
1.10.
сумма затрат на реконструкцию котельной, всего, Срекон.всего
тыс. руб.
1417,74

в том числе:


1.10.1.
затраты на замену ветхих сетей, Светхие сети
тыс. руб.
-
1.10.2.
затраты на переключение не рентабельной котельной, Сперек.
тыс. руб.
-
1.10.3.
затраты на строительство блочной котельной, Сблоч.
тыс. руб.
-
1.10.4.
затраты на замену котлов, на реконструируемой котельной, Скотл.
тыс. руб.
520,21
1.10.5.
затраты на замену приборов учета топливо - энергетических ресурсов и тепловой энергии, Сприб.
тыс. руб.
53,13
1.10.6.
затраты на замену насосного оборудования и шкафов управления ими, Снасос
тыс. руб.
90,16
1.10.7.
затраты на замену общекотельного оборудования, (ХВО, водоподогреватели и Т.Д.), Собщек.
тыс. руб.
104,01
1.10.8.
затраты на автоматизацию котельной, Савтом.
тыс. руб.
107,33
1.10.9.
затраты на неучтенные материалы и комплектующие
тыс. руб.
131,23
1.10.10.
затраты на ПИР, Спроект
тыс. руб.
35,40
1.10.11.
затраты на СМР, ССМР.
тыс. руб.
342,06
1.10.12.
затраты на ПНР, СПНР.
тыс. руб.
34,21
2.
Расчет снижения потребления газа и затрат на его оплату


2.1.
Расчет снижения потребления газа за счет ХВО, рециркуляции и установки приборов учета газа:


2.1.1.
На котельной монтируется установка обработки подпиточной воды, которая препятствует отложению солей жесткости на поверхностях нагрева котлов и способствует растворению и удалению существующих отложений в котлах и тепловых сетях. Снижение количества отложений на поверхностях нагрева котлов приводит к снижению расхода природного газа на выработку тепловой энергии до 6%
%
2,00%
2.1.2.
Внедрение системы рециркуляции и автоматизация котельной позволит эксплуатировать оборудование в наиболее экономичном режиме, что приведет к экономии природного газа до 2,2%
%
1,00%
2.1.3.
Монтаж узла учета природного газа с электронным корректором позволит производить учет использованного газа с большей точностью, экономия средств на оплату газа составит до 5%
%
0,00%
2.1.4.
Для расчета принимаем общее снижение расхода газа равное
%
3,00%
2.1.5.
Bгаз - годовой объем газа потребленный котельной на выработку тепловой энергии
тыс. м3
66,16
2.1.6.
Годовая экономия природного газа за счет мероприятий раздела 2.1 (Bэкон2.1) составит - Bэкон2.1 = Bгод x %
тыс. м3
- 1,98
2.2.
Расчет снижения потребления газа за счет замены котлов, переключения нагрузки и установки блочных котельных:


2.2.1.
Реализуемые мероприятия на данной котельной:



строительство блочной котельной
тип
нет

переключение нерентабельной котельной-код котельной

нет

замена существующих котлов на стальные жаротрубные котлы

да

при этом КПД котлов изменится
с
79,2%


до
92,0%
2.2.2.
Снижение объема потребляемого газа составит:



Bсниж.газа КПД = Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nстар. - Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nнов., где



Qгод выраб. - объем выработки тепловой энергии
Гкал/год
423,60

Qтепл.спос. - среднегодовая теплотворная способность топлива
ккал/м3
8086

nнов. - КПД котельного оборудования до реконструкции
%
79,2%

nстар. - КПД котельного оборудования после реконструкции
%
92,0%

Bсниж.газа КПД = Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nстар. - Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nнов.
тыс. м3
- 9,24
2.3.
Расчет снижения объема потребления газа после реализации мероприятий:


2.3.1.
Снижение расхода газа, Bсниж.газ = Bэкон2.1 + Bсниж.газ КПД
тыс. м3
- 11,23
2.4.
Расчет снижения оплаты за потребленный газ после реализации мероприятий:


2.4.1.
Среднегодовой тариф оплаты за газ, Сгаз
руб./м3
4,50
2.4.2.
Сумма снижение оплаты за газ составит, Сэкон.газ.
тыс. руб.
- 50,59
3.
Расчет снижение затрат на выработку тепловой энергии за счет уменьшения потерь после замены ветхих тепловых сетей или сокращения их протяженности за счет приближения источника тепловой энергии к потребителям:


3.1.
Без замены ветхих тепловых сетей

0,0%
3.1.1.
Фактические потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотери
Гкал/год
167,40
%
40,47%
3.1.2.
Выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
423,60
3.1.4.
Доля заменяемых или сокращаемых тепловых сетей в общей протяженности сетей данной котельной
%
0,00%
3.1.5.
Снижение потерь тепловой энергии после реализации мероприятий
Гкал/год
0,00
3.1.6.
Объем выработки тепловой энергии после замены ветхих сетей, Qсниж.выраб.
Гкал/год
423,60

3.1.6.
Потери тепловой энергии после реализации мероприятий
%
40,47%
3.2.
Снижение затрат = Ссниж.сети = Qсниж. выраб x уд.нор.газ x тариф газ
тыс. руб.
0,00
3.2.1.
Фактическая удельная норма потребления газа на выработку одной Гкал
м3/Гкал
156,19
3.2.2.
Среднегодовой тариф на газ
руб.
4,50
4.
Расчет снижения затрат на оплату электроэнергии:


4.1.
Расчет снижения потребления электрической энергии за счет замены насосов и установки устройств плавного пуска


4.1.1.
Режим работы котельной

сезон
4.1.2.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной, tmax до рекон.
час
2643
4.1.3.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной после реконструкции, tmax после рекон.
час
2549
4.1.4.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной до реконструкции, Рсущ.
кВт
6,19
4.1.5.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной после реконструкции, Руст.
кВт
3,34
4.1.6.
Расчет экономии электрической энергии, Рэкон.эл.энер. = Wсущ. - Руст. x tmax после рекон.
кВт. час
7840
4.1.7.
Экономия средств на оплату электрической энергии и мощности составит, Сэкон.эл.энер.
тыс. руб.
- 33,84
5.
Расчет снижения эксплуатационных расходов на котельной после реконструкции, Ссниж.расх., тыс. руб.


5.1.
Затраты на текущий и капитальный ремонты до реконструкции котельной:


5.1.1.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
-
5.1.2.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем. (10% от плановых расходов)
тыс. руб.
8,33
5.1.3.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
35,70
5.2.
После выполнения мероприятий по реконструкции затраты на текущий и капитальный ремонты снизятся на
%
80,0%
5.3.
Снижение расходов на текущий и капитальный ремонт составит, Ссниж.расх. = (Срасх.тек.рем. + Срасх.кап.рем. + Срасх.аморт.) % снижения
тыс. руб.
- 35,23
6.
Расчет экономии фонда оплаты труда и страхового взноса от ФОТ основных рабочих, тыс. руб.


6.1.
При реализации мероприятий по реконструкции котельной предусматривается оснащение ее оборудованием и системой автоматики, позволяющим перевести работу котельной в автоматический режим и снизить численность постоянного обслуживающего персонала


6.1.1.
Среднесписочная численность основных рабочих до реализации мероприятий
человек
2,5
6.1.2.
Среднесписочная численность основных рабочих после реализации мероприятий
человек
2,0
6.1.3.
Сокращение фонда оплаты основных рабочих составит
%
20,0%
6.2.
Расчет годовой экономии ФОТ:
тыс. руб.
- 56,20

Сэкон.ФОТ = СФОТ x % снижения, где



СФОТ год - годовой фонд оплаты труда основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
281,00

Сэкон.ФОТ год = СФОТ год*
20,0%
56,20
6.3.
Расчет годовой экономии страховых взносов от ФОТ:
тыс. руб.
- 16,97

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год x % снижения, где



Сстр.взн.год - годовой объем страховых взносов от ФОТ основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
84,86

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год*
20,0%
16,97
7
Расчет экономии средств на эксплуатацию котельной за счет выполнения мероприятий:


7.1.
Сэкон. = Сэкон.газ + Ссниж.сети + Сэкон.эл.энер. + Ссниж.расх. + Сэкон.ФОТ + Сэконстр.взн.
тыс. руб.
- 192,82
8.
Расчет снижения тарифа на выработку тепловой энергии:


8.1.
Среднегодовой тариф на тепловую энергию до реконструкции:



Стар. = Срасх. / Qотп.год, где



Срасх. - расходы на эксплуатацию до реконструкции
тыс. руб.
1185,71

Qотп.год, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
246,20

Стар. = Срасх. / Qотп.год,
руб./Гкал
4816,05
8.2.
Расчет тариф на котельной после реконструкции:



Стар.после = Срасх.после / Qотп.год, где



Срасх.после = (Срасх. - Сэкон.) - расходы на эксплуатацию после реконструкции
тыс. руб.
992,89

Qгод, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
246,20

Стар.после = Срасх. / Qгод
руб./Гкал
4032,84
8.3.
Снижение затрат включаемых в тариф составит, Стар.сниж. = (Стар. - Стар.после)
руб.
- 783,20
9.
Расчет срока окупаемости мероприятий по реконструкции котельной и замене ветхих тепловых сетей:



Токуп. = (Срекон.всего) / Сэкон., где


9.1.
Срекон.всего - Расходы на реконструкцию котельной
тыс. руб.
1417,74
9.2.
Сэкон. - Экономия средств за счет внедрения мероприятий
тыс. руб.
192,82
9.3.
Результат производственной деятельности до внедрения мероприятий, убыток
тыс. руб.
- 707,91
9.4.
Срок окупаемости мероприятий Токуп. = Срекон. / Сэкон.
месяцев
88,23

Шпаковский район:

Технико-экономическое обоснование реконструкции, модернизации объектов системы централизованного теплоснабжения
Адрес
с. Казинка, ул. Ленина, 119
Код котельной
38-12
1.
Исходные данные для расчета экономической эффективности реконструкции котельной
1.1.
тип котлов и их количество:

2


1
УН-6


2
УН-6
1.2.
установленная мощность
Гкал/час
0,800
1.3.
присоединенная нагрузка, всего
Гкал/час
0,315

в том числе:


1.3.1.
присоединенная нагрузка, ГВС
Гкал/час
-
1.4.
коэффициент использования мощности котельной
%
39,4%
1.5.
выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
628,54
1.6.
полезный отпуск тепловой энергии, Qотп.
Гкал/год
539,90
1.7.
потери тепловой энергии на собственные нужды, Qпотер.С.Н.
Гкал/год
6,20
1.8.
потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотер.
Гкал/год
82,44
1.9.
расходы на эксплуатацию котельной, Срасх.
тыс. руб.
1215,15

в том числе:


1.9.1.
расход газа на вырабатываемый объем тепловой энергии, Bгаз
тыс. м3/год
69,03
1.9.2.
стоимость потребленного газа
тыс. руб.
312,36
1.9.3.
годовой расход электрической энергии на котельной, Wсущ.
тыс. Квт. час
18,15
1.9.4.
стоимость потребленной электрической энергии и мощности
тыс. руб.
79,46
1.9.5.
среднесписочная численность основных рабочих
человек
2,50
1.9.6.
фонд оплаты труда, основных рабочих
тыс. руб.
324,00
1.9.7.
страховые взносы от ФОТ
тыс. руб.
97,85
1.9.8.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
8,60
1.9.9.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем.
тыс. руб.
0,30
1.9.10.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
51,50
1.9.11.
общехозяйственные расходы, Собщехоз.
тыс. руб.
322,35
1.10.
сумма затрат на реконструкцию котельной, всего, Срекон.всего
тыс. руб.
1861,30

в том числе:


1.10.1.
затраты на замену ветхих сетей, Светхие сети
тыс. руб.
-
1.10.2.
затраты на переключение не рентабельной котельной, Сперек.
тыс. руб.
-
1.10.3.
затраты на строительство блочной котельной, Сблоч.
тыс. руб.
-
1.10.4.
затраты на замену котлов, на реконструируемой котельной, Скотл.
тыс. руб.
769,91
1.10.5.
затраты на замену приборов учета топливо - энергетических ресурсов и тепловой энергии, Сприб.
тыс. руб.
55,79
1.10.6.
затраты на замену насосного оборудования и шкафов управления ими, Снасос
тыс. руб.
111,28
1.10.7.
затраты на замену общекотельного оборудования, (ХВО, водоподогреватели и Т.Д.), Собщек.
тыс. руб.
104,24
1.10.8.
затраты на автоматизацию котельной, Савтом.
тыс. руб.
107,33
1.10.9.
затраты на неучтенные материалы и комплектующие
тыс. руб.
172,28
1.10.10.
затраты на ПИР, Спроект
тыс. руб.
46,48
1.10.11.
затраты на СМР, ССМР.
тыс. руб.
449,08
1.10.12.
затраты на ПНР, СПНР.
тыс. руб.
44,91
2.
Расчет снижения потребления газа и затрат на его оплату


2.1.
Расчет снижения потребления газа за счет ХВО, рециркуляции и установки приборов учета газа:


2.1.1.
На котельной монтируется установка обработки подпиточной воды, которая препятствует отложению солей жесткости на поверхностях нагрева котлов и способствует растворению и удалению существующих отложений в котлах и тепловых сетях. Снижение количества отложений на поверхностях нагрева котлов приводит к снижению расхода природного газа на выработку тепловой энергии до 6%
%
2,00%
2.1.2.
Внедрение системы рециркуляции и автоматизация котельной позволит эксплуатировать оборудование в наиболее экономичном режиме, что приведет к экономии природного газа до 2,2%
%
1,00%
2.1.3.
Монтаж узла учета природного газа с электронным корректором позволит производить учет использованного газа с большей точностью, экономия средств на оплату газа составит до 5%
%
0,00%
2.1.4.
Для расчета принимаем общее снижение расхода газа равное
%
3,00%
2.1.5.
Bгаз - годовой объем газа потребленный котельной на выработку тепловой энергии
тыс. м3
69,03
2.1.6.
Годовая экономия природного газа за счет мероприятий раздела 2.1 (Bэкон2.1) составит - Bэкон2.1 = Bгод x %
тыс. м3
- 2,07
2.2.
Расчет снижения потребления газа за счет замены котлов, переключения нагрузки и установки блочных котельных:


2.2.1.
Реализуемые мероприятия на данной котельной:



строительство блочной котельной
тип
нет

переключение нерентабельной котельной-код котельной

нет

замена существующих котлов на стальные жаротрубные котлы

да

при этом КПД котлов изменится
с
92,0%


до
92,0%
2.2.2.
Снижение объема потребляемого газа составит:



Bсниж.газа КПД = Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nстар. - Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nнов., где



Qгод выраб. - объем выработки тепловой энергии
Гкал/год
628,54

Qтепл.спос. - среднегодовая теплотворная способность топлива
ккал/м3
8155

nнов. - КПД котельного оборудования до реконструкции
%
92,0%

nстар. - КПД котельного оборудования после реконструкции
%
92,0%

Bсниж.газа КПД = Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nстар. - Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nнов.
тыс. м3
0,01
2.3.
Расчет снижения объема потребления газа после реализации мероприятий:


2.3.1.
Снижение расхода газа, Bсниж.газ = Bэкон2.1 + Bсниж.газ КПД
тыс. м3
-2,06
2.4.
Расчет снижения оплаты за потребленный газ после реализации мероприятий:


2.4.1.
Среднегодовой тариф оплаты за газ, Сгаз
руб./м3
4,53
2.4.2.
Сумма снижение оплаты за газ составит, Сэкон.газ.
тыс. руб.
- 9,32
3.
Расчет снижение затрат на выработку тепловой энергии за счет уменьшения потерь после замены ветхих тепловых сетей или сокращения их протяженности за счет приближения источника тепловой энергии к потребителям:


3.1.
Без замены ветхих тепловых сетей

0,0%
3.1.1.
Фактические потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотери
Гкал/год
82,44
%
13,25%
3.1.2.
Выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
628,54
3.1.4.
Доля заменяемых или сокращаемых тепловых сетей в общей протяженности сетей данной котельной
%
0,00%
3.1.5.
Снижение потерь тепловой энергии после реализации мероприятий
Гкал/год
0,00
3.1.6.
Объем выработки тепловой энергии после замены ветхих сетей, Qсниж.выраб.
Гкал/год
628,54

3.1.6.
Потери тепловой энергии после реализации мероприятий
%
13,25%
3.2.
Снижение затрат = Ссниж.сети = Qсниж. выраб x уд.нор.газ x тариф газ
тыс. руб.
0,00
3.2.1.
Фактическая удельная норма потребления газа на выработку одной Гкал
м3/Гкал
109,82
3.2.2.
Среднегодовой тариф на газ
руб.
4,53
4.
Расчет снижения затрат на оплату электроэнергии:


4.1.
Расчет снижения потребления электрической энергии за счет замены насосов и установки устройств плавного пуска


4.1.1.
Режим работы котельной

сезон
4.1.2.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной, tmax до рекон.
час
1995
4.1.3.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной после реконструкции, tmax после рекон.
час
1765
4.1.4.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной до реконструкции, Рсущ.
кВт
9,09
4.1.5.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной после реконструкции, Руст.
кВт
4,21
4.1.6.
Расчет экономии электрической энергии, Рэкон.эл.энер. = Wсущ. - Руст. x tmax после рекон.
кВт. час
10710
4.1.7.
Экономия средств на оплату электрической энергии и мощности составит, Сэкон.эл.энер.
тыс. руб.
- 46,90
5.
Расчет снижения эксплуатационных расходов на котельной после реконструкции, Ссниж.расх., тыс. руб.


5.1.
Затраты на текущий и капитальный ремонты до реконструкции котельной:


5.1.1.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
8,60
5.1.2.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем. (10% от плановых расходов)
тыс. руб.
8,33
5.1.3.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
51,50
5.2.
После выполнения мероприятий по реконструкции затраты на текущий и капитальный ремонты снизятся на
%
80,0%
5.3.
Снижение расходов на текущий и капитальный ремонт составит, Ссниж.расх. = (Срасх.тек.рем. + Срасх.кап.рем. + Срасх.аморт.) % снижения
тыс. руб.
- 54,75
6.
Расчет экономии фонда оплаты труда и страхового взноса от ФОТ основных рабочих, тыс. руб.


6.1.
При реализации мероприятий по реконструкции котельной предусматривается оснащение ее оборудованием и системой автоматики, позволяющим перевести работу котельной в автоматический режим и снизить численность постоянного обслуживающего персонала


6.1.1.
Среднесписочная численность основных рабочих до реализации мероприятий
человек
2,5
6.1.2.
Среднесписочная численность основных рабочих после реализации мероприятий
человек
2,0
6.1.3.
Сокращение фонда оплаты основных рабочих составит
%
20,0%
6.2.
Расчет годовой экономии ФОТ:
тыс. руб.
- 64,80

Сэкон.ФОТ = СФОТ x % снижения, где



СФОТ год - годовой фонд оплаты труда основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
324,00

Сэкон.ФОТ год = СФОТ год*
20,0%
64,80
6.3.
Расчет годовой экономии страховых взносов от ФОТ:
тыс. руб.
- 19,57

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год x % снижения, где



Сстр.взн.год - годовой объем страховых взносов от ФОТ основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
97,85

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год*
20,0%
19,57
7.
Расчет экономии средств на эксплуатацию котельной за счет выполнения мероприятий:


7.1.
Сэкон. = Сэкон.газ + Ссниж.сети + Сэкон.эл.энер. + Ссниж.расх. + Сэкон.ФОТ + Сэконстр.взн.
тыс. руб.
- 195,34
8.
Расчет снижения тарифа на выработку тепловой энергии:


8.1.
Среднегодовой тариф на тепловую энергию до реконструкции:



Стар. = Срасх. / Qотп.год, где



Срасх. - расходы на эксплуатацию до реконструкции
тыс. руб.
1215,15

Qотп.год, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
539,90

Стар. = Срасх. / Qотп.год,
руб./Гкал
2250,70
8.2.
Расчет тариф на котельной после реконструкции:



Стар.после = Срасх.после / Qотп.год, где



Срасх.после = (Срасх. - Сэкон.) - расходы на эксплуатацию после реконструкции
тыс. руб.
1019,82

Qгод, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
539,90

Стар.после = Срасх. / Qгод
руб./Гкал
1888,90
8.3.
Снижение затрат включаемых в тариф составит, Стар.сниж. = (Стар. - Стар.после)
руб.
- 361,80
9.
Расчет срока окупаемости мероприятий по реконструкции котельной и замене ветхих тепловых сетей:



Токуп. = (Срекон.всего) / Сэкон., где


9.1.
Срекон.всего - Расходы на реконструкцию котельной
тыс. руб.
1861,30
9.2.
Сэкон. - Экономия средств за счет внедрения мероприятий
тыс. руб.
195,34
9.3.
Результат производственной деятельности до внедрения мероприятий, убыток
тыс. руб.
- 147,59
9.4.
Срок окупаемости мероприятий Токуп. = Срекон. / Сэкон.
месяцев
114,34

Технико-экономическое обоснование реконструкции, модернизации объектов системы централизованного теплоснабжения
Адрес
с. Надежда, ул. Рабочая, 3А
Код котельной
38-17
1.
Исходные данные для расчета экономической эффективности реконструкции котельной
1.1.
тип котлов и их количество:

3


1
ТВГ-1


2
ТВГ-1


3
ТВГ-1
1.2.
установленная мощность,
Гкал/час
3,000
1.3.
присоединенная нагрузка, всего
Гкал/час
0,194

в том числе:


1.3.1.
присоединенная нагрузка, ГВС
Гкал/час
-
1.4.
коэффициент использования мощности котельной
%
6,5%
1.5.
выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
361,50
1.6.
полезный отпуск тепловой энергии, Qотп.
Гкал/год
324,00
1.7.
потери тепловой энергии на собственные нужды, Qпотер.С.Н.
Гкал/год
6,50
1.8.
потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотер.
Гкал/год
31,00
1.9.
расходы на эксплуатацию котельной, Срасх.
тыс. руб.
922,58

в том числе:


1.9.1.
расход газа на вырабатываемый объем тепловой энергии, Bгаз
тыс. м3/год
49,34
1.9.2.
стоимость потребленного газа
тыс. руб.
222,95
1.9.3.
годовой расход электрической энергии на котельной, Wсущ.
тыс. Квт. час
7,49
1.9.4.
стоимость потребленной электрической энергии и мощности
тыс. руб.
33,39
1.9.5.
среднесписочная численность основных рабочих
человек
2,50
1.9.6.
фонд оплаты труда, основных рабочих
тыс. руб.
324,00
1.9.7.
страховые взносы от ФОТ
тыс. руб.
97,85
1.9.8.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
1,00
1.9.9.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем.
тыс. руб.
-
1.9.10.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
40,20
1.9.11.
общехозяйственные расходы, Собщехоз.
тыс. руб.
193,45
1.10.
сумма затрат на реконструкцию котельной, всего, Срекон.всего
тыс. руб.
1805,28

в том числе:


1.10.1.
затраты на замену ветхих сетей, Светхие сети
тыс. руб.
-
1.10.2.
затраты на переключение не рентабельной котельной, Сперек.
тыс. руб.
-
1.10.3.
затраты на строительство блочной котельной, Сблоч.
тыс. руб.
-
1.10.4.
затраты на замену котлов, на реконструируемой котельной, Скотл.
тыс. руб.
756,34
1.10.5.
затраты на замену приборов учета топливо - энергетических ресурсов и тепловой энергии, Сприб.
тыс. руб.
56,12
1.10.6.
затраты на замену насосного оборудования и шкафов управления ими, Снасос
тыс. руб.
90,18
1.10.7.
затраты на замену общекотельного оборудования, (ХВО, водоподогреватели и Т.Д.), Собщек.
тыс. руб.
104,01
1.10.8.
затраты на автоматизацию котельной, Савтом.
тыс. руб.
107,33
1.10.9.
затраты на неучтенные материалы и комплектующие
тыс. руб.
167,10
1.10.10.
затраты на ПИР, Спроект
тыс. руб.
45,08
1.10.11.
затраты на СМР, ССМР.
тыс. руб.
435,57
1.10.12.
затраты на ПНР, СПНР.
тыс. руб.
43,56
2.
Расчет снижения потребления газа и затрат на его оплату


2.1.
Расчет снижения потребления газа за счет ХВО, рециркуляции и установки приборов учета газа:


2.1.1.
На котельной монтируется установка обработки подпиточной воды, которая препятствует отложению солей жесткости на поверхностях нагрева котлов и способствует растворению и удалению существующих отложений в котлах и тепловых сетях. Снижение количества отложений на поверхностях нагрева котлов приводит к снижению расхода природного газа на выработку тепловой энергии до 6%
%
2,00%
2.1.2.
Внедрение системы рециркуляции и автоматизация котельной позволит эксплуатировать оборудование в наиболее экономичном режиме, что приведет к экономии природного газа до 2,2%
%
1,00%
2.1.3.
Монтаж узла учета природного газа с электронным корректором позволит производить учет использованного газа с большей точностью, экономия средств на оплату газа составит до 5%
%
0,00%
2.1.4.
Для расчета принимаем общее снижение расхода газа равное
%
3,00%
2.1.5.
Bгаз - годовой объем газа потребленный котельной на выработку тепловой энергии
тыс. м3
49,34
2.1.6.
Годовая экономия природного газа за счет мероприятий раздела 2.1 (Bэкон2.1) составит - Bэкон2.1 = Bгод x %
тыс. м3
- 1,48
2.2.
Расчет снижения потребления газа за счет замены котлов, переключения нагрузки и установки блочных котельных:


2.2.1.
Реализуемые мероприятия на данной котельной:



строительство блочной котельной
тип
нет

переключение нерентабельной котельной-код котельной

нет

замена существующих котлов на стальные жаротрубные котлы

да

при этом КПД котлов изменится
с
90,4%


до
92,0%
2.2.2.
Снижение объема потребляемого газа составит:



Bсниж.газа КПД = Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nстар. - Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nнов., где



Qгод выраб. - объем выработки тепловой энергии
Гкал/год
361,50

Qтепл.спос. - среднегодовая теплотворная способность топлива
ккал/м3
8106

nнов. - КПД котельного оборудования до реконструкции
%
90,4%

nстар. - КПД котельного оборудования после реконструкции
%
92,0%

Bсниж.газа КПД = Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nстар. - Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nнов.
тыс. м3
- 0,89
2.3.
Расчет снижения объема потребления газа после реализации мероприятий:


2.3.1.
Снижение расхода газа, Bсниж.газ = Bэкон2.1 + Bсниж.газ КПД
тыс. м3
- 2,37
2.4.
Расчет снижения оплаты за потребленный газ после реализации мероприятий:


2.4.1.
Среднегодовой тариф оплаты за газ, Сгаз
руб./м3
4,52
2.4.2.
Сумма снижение оплаты за газ составит, Сэкон.газ.
тыс. руб.
- 10,69
3.
Расчет снижение затрат на выработку тепловой энергии за счет уменьшения потерь после замены ветхих тепловых сетей или сокращения их протяженности за счет приближения источника тепловой энергии к потребителям:


3.1.
Без замены ветхих тепловых сетей

0,0%
3.1.1.
Фактические потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотери
Гкал/год
31,00
%
8,73%
3.1.2.
Выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
361,50
3.1.4.
Доля заменяемых или сокращаемых тепловых сетей в общей протяженности сетей данной котельной
%
0,00%
3.1.5.
Снижение потерь тепловой энергии после реализации мероприятий
Гкал/год
- 0,00
3.1.6.
Объем выработки тепловой энергии после замены ветхих сетей, Qсниж.выраб.
Гкал/год
361,50

3.1.6.
Потери тепловой энергии после реализации мероприятий
%
8,73%
3.2.
Снижение затрат = Ссниж.сети = Qсниж. выраб x уд.нор.газ x тариф газ
тыс. руб.
- 0,00
3.2.1.
Фактическая удельная норма потребления газа на выработку одной Гкал
м3/Гкал
136,49
3.2.2.
Среднегодовой тариф на газ
руб.
4,52
4.
Расчет снижения затрат на оплату электроэнергии:


4.1.
Расчет снижения потребления электрической энергии за счет замены насосов и установки устройств плавного пуска


4.1.1.
Режим работы котельной

сезон
4.1.2.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной, tmax до рекон.
час
1862
4.1.3.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной после реконструкции, tmax после рекон.
час
1523
4.1.4.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной до реконструкции, Рсущ.
кВт
4,02
4.1.5.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной после реконструкции, Руст.
кВт
2,84
4.1.6.
Расчет экономии электрической энергии, Рэкон.эл.энер. = Wсущ. - Руст. x tmax после рекон.
кВт. час
3172
4.1.7.
Экономия средств на оплату электрической энергии и мощности составит, Сэкон.эл.энер.
тыс. руб.
- 14,13
5.
Расчет снижения эксплуатационных расходов на котельной после реконструкции, Ссниж.расх., тыс. руб.


5.1.
Затраты на текущий и капитальный ремонты до реконструкции котельной:


5.1.1.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
1,00
5.1.2.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем. (10% от плановых расходов)
тыс. руб.
21,75
5.1.3.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
40,20
5.2.
После выполнения мероприятий по реконструкции затраты на текущий и капитальный ремонты снизятся на
%
80,0%
5.3.
Снижение расходов на текущий и капитальный ремонт составит, Ссниж.расх. = (Срасх.тек.рем. + Срасх.кап.рем. + Срасх.аморт.) % снижения
тыс. руб.
- 50,36
6.
Расчет экономии фонда оплаты труда и страхового взноса от ФОТ основных рабочих, тыс. руб.


6.1.
При реализации мероприятий по реконструкции котельной предусматривается оснащение ее оборудованием и системой автоматики, позволяющим перевести работу котельной в автоматический режим и снизить численность постоянного обслуживающего персонала


6.1.1.
Среднесписочная численность основных рабочих до реализации мероприятий
человек
2,5
6.1.2.
Среднесписочная численность основных рабочих после реализации мероприятий
человек
2,0
6.1.3.
Сокращение фонда оплаты основных рабочих составит
%
20,0%
6.2.
Расчет годовой экономии ФОТ:
тыс. руб.
- 64,80

Сэкон.ФОТ = СФОТ x % снижения, где



СФОТ год - годовой фонд оплаты труда основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
324,00

Сэкон.ФОТ год = СФОТ год*
20,0%
64,80
6.3.
Расчет годовой экономии страховых взносов от ФОТ:
тыс. руб.
- 19,57

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год x % снижения, где



Сстр.взн.год - годовой объем страховых взносов от ФОТ основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
97,85

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год*
20,0%
19,57
7.
Расчет экономии средств на эксплуатацию котельной за счет выполнения мероприятий:


7.1.
Сэкон. = Сэкон.газ + Ссниж.сети + Сэкон.эл.энер. + Ссниж.расх. + Сэкон.ФОТ + Сэконстр.взн.
тыс. руб.
- 159,56
8.
Расчет снижения тарифа на выработку тепловой энергии:


8.1.
Среднегодовой тариф на тепловую энергию до реконструкции:



Стар. = Срасх. / Qотп.год, где



Срасх. - расходы на эксплуатацию до реконструкции
тыс. руб.
922,58

Qотп.год, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
324,00

Стар. = Срасх. / Qотп.год,
руб./Гкал
2847,46
8.2.
Расчет тариф на котельной после реконструкции:



Стар.после = Срасх.после / Qотп.год, где



Срасх.после = (Срасх. - Сэкон.) - расходы на эксплуатацию после реконструкции
тыс. руб.
763,02

Qгод, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
324,00

Стар.после = Срасх. / Qгод
руб./Гкал
2355,00
8.3.
Снижение затрат включаемых в тариф составит, Стар.сниж. = (Стар. - Стар.после)
руб.
- 492,46
9
Расчет срока окупаемости мероприятий по реконструкции котельной и замене ветхих тепловых сетей:



Токуп. = (Срекон.всего) / Сэкон., где


9.1.
Срекон.всего - Расходы на реконструкцию котельной
тыс. руб.
1805,28
9.2.
Сэкон. - Экономия средств за счет внедрения мероприятий
тыс. руб.
159,56
9.3.
Результат производственной деятельности до внедрения мероприятий, убыток
тыс. руб.
- 291,38
9.4.
Срок окупаемости мероприятий Токуп. = Срекон. / Сэкон.
месяцев
135,77

Технико-экономическое обоснование реконструкции, модернизации объектов системы централизованного теплоснабжения
Адрес
с. Казинка, ул. Ленина, 71Е
Код котельной
38-23
1.
Исходные данные для расчета экономической эффективности реконструкции котельной
1.1.
тип котлов и их количество:

3


1
ТВГ-0,75


2
КСВ-1


3
КСВ-1
1.2.
установленная мощность
Гкал/час
2,470
1.3.
присоединенная нагрузка, всего
Гкал/час
0,578

в том числе:


1.3.1.
присоединенная нагрузка, ГВС
Гкал/час
0,072
1.4.
коэффициент использования мощности котельной
%
23,4%
1.5.
выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
458,90
1.6.
полезный отпуск тепловой энергии, Qотп.
Гкал/год
314,70
1.7.
потери тепловой энергии на собственные нужды, Qпотер.С.Н.
Гкал/год
10,60
1.8.
потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотер.
Гкал/год
133,60
1.9.
расходы на эксплуатацию котельной, Срасх.
тыс. руб.
1104,03

в том числе:


1.9.1.
расход газа на вырабатываемый объем тепловой энергии, Bгаз
тыс. м3/год
72,20
1.9.2.
стоимость потребленного газа
тыс. руб.
323,73
1.9.3.
годовой расход электрической энергии на котельной, Wсущ.
тыс. Квт. час
25,00
1.9.4.
стоимость потребленной электрической энергии и мощности
тыс. руб.
108,95
1.9.5.
среднесписочная численность основных рабочих
человек
2,50
1.9.6.
фонд оплаты труда, основных рабочих
тыс. руб.
324,00
1.9.7.
страховые взносы от ФОТ
тыс. руб.
97,85
1.9.8.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
3,90
1.9.9.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем.
тыс. руб.
0,60
1.9.10.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
47,40
1.9.11.
общехозяйственные расходы, Собщехоз.
тыс. руб.
187,90
1.10.
сумма затрат на реконструкцию котельной, всего, Срекон.всего
тыс. руб.
2473,07

в том числе:


1.10.1.
затраты на замену ветхих сетей, Светхие сети
тыс. руб.
-
1.10.2.
затраты на переключение не рентабельной котельной, Сперек.
тыс. руб.
-
1.10.3.
затраты на строительство блочной котельной, Сблоч.
тыс. руб.
-
1.10.4.
затраты на замену котлов, на реконструируемой котельной, Скотл.
тыс. руб.
935,02
1.10.5.
затраты на замену приборов учета топливо - энергетических ресурсов и тепловой энергии, Сприб.
тыс. руб.
184,30
1.10.6.
затраты на замену насосного оборудования и шкафов управления ими, Снасос
тыс. руб.
111,28
1.10.7.
затраты на замену общекотельного оборудования, (ХВО, водоподогреватели и Т.Д.), Собщек.
тыс. руб.
188,13
1.10.8.
затраты на автоматизацию котельной, Савтом.
тыс. руб.
107,33
1.10.9.
затраты на неучтенные материалы и комплектующие
тыс. руб.
228,91
1.10.10.
затраты на ПИР, Спроект
тыс. руб.
61,76
1.10.11.
затраты на СМР, ССМР.
тыс. руб.
596,69
1.10.12.
затраты на ПНР, СПНР.
тыс. руб.
59,67
2.
Расчет снижения потребления газа и затрат на его оплату


2.1.
Расчет снижения потребления газа за счет ХВО, рециркуляции и установки приборов учета газа:


2.1.1.
На котельной монтируется установка обработки подпиточной воды, которая препятствует отложению солей жесткости на поверхностях нагрева котлов и способствует растворению и удалению существующих отложений в котлах и тепловых сетях. Снижение количества отложений на поверхностях нагрева котлов приводит к снижению расхода природного газа на выработку тепловой энергии до 6%
%
2,00%
2.1.2.
Внедрение системы рециркуляции и автоматизация котельной позволит эксплуатировать оборудование в наиболее экономичном режиме, что приведет к экономии природного газа до 2,2%
%
1,00%
2.1.3.
Монтаж узла учета природного газа с электронным корректором позволит производить учет использованного газа с большей точностью, экономия средств на оплату газа составит до 5%
%
2,00%
2.1.4.
Для расчета принимаем общее снижение расхода газа равное
%
5,00%
2.1.5.
Bгаз - годовой объем газа потребленный котельной на выработку тепловой энергии
тыс. м3
72,20
2.1.6.
Годовая экономия природного газа за счет мероприятий раздела 2.1(Bэкон2.1) составит - Bэкон2.1 = Bгод x %
тыс. м3
- 3,61
2.2.
Расчет снижения потребления газа за счет замены котлов, переключения нагрузки и установки блочных котельных:


2.2.1.
Реализуемые мероприятия на данной котельной:



строительство блочной котельной
тип
нет

переключение нерентабельной котельной-код котельной

нет

замена существующих котлов на стальные жаротрубные котлы

да

при этом КПД котлов изменится
с
77,9%


до
92,0%
2.2.2.
Снижение объема потребляемого газа составит:



Bсниж.газа КПД = Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nстар. - Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nнов., где



Qгод выраб. - объем выработки тепловой энергии
Гкал/год
458,90

Qтепл.спос. - среднегодовая теплотворная способность топлива
ккал/м3
8155

nнов. - КПД котельного оборудования до реконструкции
%
77,9%

nстар. - КПД котельного оборудования после реконструкции
%
92,0%

Bсниж.газа КПД = Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nстар. - Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nнов.
тыс. м3
- 11,06
2.3.
Расчет снижения объема потребления газа после реализации мероприятий:


2.3.1.
Снижение расхода газа, Bсниж.газ = Bэкон2.1 + Bсниж.газ КПД
тыс. м3
- 14,67
2.4.
Расчет снижения оплаты за потребленный газ после реализации мероприятий:


2.4.1.
Среднегодовой тариф оплаты за газ, Сгаз
руб./м3
4,48
2.4.2.
Сумма снижение оплаты за газ составит, Сэкон.газ.
тыс. руб.
- 65,79
3.
Расчет снижение затрат на выработку тепловой энергии за счет уменьшения потерь после замены ветхих тепловых сетей или сокращения их протяженности за счет приближения источника тепловой энергии к потребителям:


3.1.
Без замены ветхих тепловых сетей

0,0%
3.1.1.
Фактические потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотери
Гкал/год
133,60
%
29,80%
3.1.2.
Выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
458,90
3.1.4.
Доля заменяемых или сокращаемых тепловых сетей в общей протяженности сетей данной котельной
%
0,00%
3.1.5.
Снижение потерь тепловой энергии после реализации мероприятий
Гкал/год
- 19,96
3.1.6.
Объем выработки тепловой энергии после замены ветхих сетей, Qсниж.выраб.
Гкал/год
438,94

3.1.6.
Потери тепловой энергии после реализации мероприятий
%
26,53%
3.2.
Снижение затрат = Ссниж.сети = Qсниж. выраб x уд.нор.газ x тариф газ
тыс. руб.
- 14,08
3.2.1.
Фактическая удельная норма потребления газа на выработку одной Гкал
м3/Гкал
157,33
3.2.2.
Среднегодовой тариф на газ
руб.
4,48
4.
Расчет снижения затрат на оплату электроэнергии:


4.1.
Расчет снижения потребления электрической энергии за счет замены насосов и установки устройств плавного пуска


4.1.1.
Режим работы котельной

сезон
4.1.2.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной, tmax до рекон.
час
794
4.1.3.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельной после реконструкции, tmax после рекон.
час
740
4.1.4.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной до реконструкции, Рсущ.
кВт
31,48
4.1.5.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельной после реконструкции, Руст.
кВт
6,71
4.1.6.
Расчет экономии электрической энергии, Рэкон.эл.энер. = Wсущ. - Руст. x tmax после рекон.
кВт. час
15035
4.1.7.
Экономия средств на оплату электрической энергии и мощности составит, Сэкон.эл.энер.
тыс. руб.
- 65,52
5.
Расчет снижения эксплуатационных расходов на котельной после реконструкции, Ссниж.расх., тыс. руб.


5.1.
Затраты на текущий и капитальный ремонты до реконструкции котельной:


5.1.1.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
3,90
5.1.2.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем. (10% от плановых расходов)
тыс. руб.
20,84
5.1.3.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
47,40
5.2.
После выполнения мероприятий по реконструкции затраты на текущий и капитальный ремонты снизятся на
%
80,0%
5.3.
Снижение расходов на текущий и капитальный ремонт составит, Ссниж.расх. = (Срасх.тек.рем. + Срасх.кап.рем. + Срасх.аморт.) % снижения
тыс. руб.
- 57,71
6.
Расчет экономии фонда оплаты труда и страхового взноса от ФОТ основных рабочих, тыс. руб.


6.1.
При реализации мероприятий по реконструкции котельной предусматривается оснащение ее оборудованием и системой автоматики, позволяющим перевести работу котельной в автоматический режим и снизить численность постоянного обслуживающего персонала


6.1.1.
Среднесписочная численность основных рабочих до реализации мероприятий
человек
2,5
6.1.2.
Среднесписочная численность основных рабочих после реализации мероприятий
человек
2,0
6.1.3.
Сокращение фонда оплаты основных рабочих составит
%
20,0%
6.2.
Расчет годовой экономии ФОТ:
тыс. руб.
- 64,80

Сэкон.ФОТ = СФОТ x % снижения, где



СФОТ год - годовой фонд оплаты труда основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
324,00

Сэкон.ФОТ год = СФОТ год*
20,0%
64,80
6.3.
Расчет годовой экономии страховых взносов от ФОТ:
тыс. руб.
- 19,57

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год x % снижения, где



Сстр.взн.год - годовой объем страховых взносов от ФОТ основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
97,85

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год*
20,0%
19,57
7.
Расчет экономии средств на эксплуатацию котельной за счет выполнения мероприятий:


7.1.
Сэкон. = Сэкон.газ + Ссниж.сети + Сэкон.эл.энер. + Ссниж.расх. + Сэкон.ФОТ + Сэконстр.взн.
тыс. руб.
- 287,47
8.
Расчет снижения тарифа на выработку тепловой энергии:


8.1.
Среднегодовой тариф на тепловую энергию до реконструкции:



Стар. = Срасх. / Qотп.год, где



Срасх. - расходы на эксплуатацию до реконструкции
тыс. руб.
1104,03

Qотп.год, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
314,70

Стар. = Срасх. / Qотп.год,
руб./Гкал
3508,20
8.2.
Расчет тариф на котельной после реконструкции:



Стар.после = Срасх.после / Qотп.год, где



Срасх.после = (Срасх. - Сэкон.) - расходы на эксплуатацию после реконструкции
тыс. руб.
816,56

Qгод, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
314,70

Стар.после = Срасх. / Qгод
руб./Гкал
2594,71
8.3.
Снижение затрат включаемых в тариф составит, Стар.сниж. = (Стар. - Стар.после)
руб.
- 913,49
9
Расчет срока окупаемости мероприятий по реконструкции котельной и замене ветхих тепловых сетей:



Токуп. = (Срекон.всего) / Сэкон., где


9.1.
Срекон.всего - Расходы на реконструкцию котельной
тыс. руб.
2473,07
9.2.
Сэкон. - Экономия средств за счет внедрения мероприятий
тыс. руб.
287,47
9.3.
Результат производственной деятельности до внедрения мероприятий, убыток
тыс. руб.
- 494,53
9.4.
Срок окупаемости мероприятий Токуп. = Срекон. / Сэкон.
месяцев
103,23

Итоги технико-экономических расчетов от реализации мероприятий инвестиционной программы приведены в таблице № 3:

Таблице № 3

Технико-экономическое обоснование реконструкции, модернизации объектов системы централизованного теплоснабжения ГУП СК "Крайтеплоэнерго"
1.
Исходные данные для расчета экономической эффективности реконструкции котельных
1.1.
количество установленных котлов:

225
1.2.
установленная мощность,
Гкал/час
145,408
1.3.
присоединенная нагрузка, всего
Гкал/час
72,509

в том числе:


1.3.1.
присоединенная нагрузка, ГВС
Гкал/час
11,701
1.4.
коэффициент использования мощности на котельных
%
49,9%
1.5.
выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
142491,70
1.6.
полезный отпуск тепловой энергии, Qотп.
Гкал/год
114524,09
1.7.
потери тепловой энергии на собственные нужды, Qпотер.С.Н.
Гкал/год
2434,65
1.8.
потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотер.
Гкал/год
25532,97
1.9.
расходы на эксплуатацию котельных, Срасх.
тыс. руб.
218611,24

в том числе:


1.9.1.
расход газа на вырабатываемый объем тепловой энергии, Bгаз
тыс. м3/год
20480,89
1.9.2.
стоимость потребленного газа
тыс. руб.
91027,63
1.9.3.
годовой расход электрической энергии на котельной, Wсущ.
тыс. Квт. час
4519,32
1.9.4.
стоимость потребленной электрической энергии и мощности
тыс. руб.
15927,83
1.9.5.
среднесписочная численность основных рабочих
человек
142,62
1.9.6.
фонд оплаты труда, основных рабочих
тыс. руб.
19276,39
1.9.7.
страховые взносы от ФОТ
тыс. руб.
5817,96
1.9.8.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
2188,99
1.9.9.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем.
тыс. руб.
3110,03
1.9.10.
расходы за счет амортизационных отчислений Срасх.аморт.
тыс. руб.
4977,50
1.9.11.
общехозяйственные расходы, Собщехоз.
тыс. руб.
69477,78
1.10.
сумма затрат на реконструкцию котельных, всего, Срекон.всего
тыс. руб.
166081,43

в том числе:


1.10.1.
затраты на замену ветхих сетей, Светхие сети
тыс. руб.
-
1.10.2.
затраты на переключение не рентабельных котельных, Сперек.
тыс. руб.
-
1.10.3.
затраты на строительство блочных котельных Сблоч.
тыс. руб.
-
1.10.4.
затраты на замену котлов, на реконструируемых котельных, Скотл.
тыс. руб.
71043,99
1.10.5.
затраты на замену приборов учета топливо - энергетических ресурсов и тепловой энергии, Сприб.
тыс. руб.
2965,49
1.10.6.
затраты на замену насосного оборудования и шкафов управления ими, Снасос
тыс. руб.
13477,89
1.10.7.
затраты на замену общекотельного оборудования ХВО, водоподогреватели и Т.Д.), Собщек.
тыс. руб.
11568,08
1.10.8.
затраты на автоматизацию котельных, Савтом.
тыс. руб.
4615,19
1.10.9.
затраты на неучтенные материалы и комплектующие
тыс. руб.
14185,32
1.10.10.
затраты на ПИР, Спроект
тыс. руб.
4147,35
1.10.11.
затраты на СМР, ССМР.
тыс. руб.
40071,02
1.10.12.
затраты на ПНР, СПНР.
тыс. руб.
4007,10
2.
Расчет снижения потребления газа и затрат на его оплату


2.1.
Расчет снижения потребления газа за счет ХВО, рециркуляции и установки приборов учета газа:


2.1.1.
На котельных монтируются установка и обработки подпиточной воды, которые препятствует отложению солей жесткости на поверхностях нагрева котлов и способствует растворению и удалению существующих отложений в котлах и тепловых сетях. Снижение количества отложений на поверхностях нагрева котлов приводит к снижению расхода природного газа на выработку тепловой энергии до 6%
%

2.1.2.
Внедрение системы рециркуляции и автоматизация котельной позволит эксплуатировать оборудование в наиболее экономичном режиме, что приведет к экономии природного газа до 2,2%
%

2.1.3.
Монтаж узла учета природного газа с электронным корректором позволит производить учет использованного газа с большей точностью, экономия средств на оплату газа составит до 5%
%

2.1.4.
Для расчета принимаем общее снижение расхода газа равное
%
0,00%
2.1.5.
Bгаз - годовой объем газа потребленный котельными на выработку тепловой энергии
тыс. м3
20480,89
2.1.6.
Годовая экономия природного газа за счет мероприятий раздела 2.1 (Bэкон2.1) составит - Bэкон2.1 = Bгод x %
тыс. м3
-304,49
2.2.
Расчет снижения потребления газа за счет замены котлов, переключения нагрузки и установки блочных котельных:


2.2.1.
Реализуемые мероприятия:



строительство блочных котельных
шт.
-

переключение нерентабельных котельных
шт.
-

замена существующих котлов на стальные жаротрубные котлы
шт.
142

при этом КПД котлов изменится
с



до

2.2.2.
Снижение объема потребляемого газа составит:



Bсниж.газа КПД = Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nстар. - Qгод выраб. x 106 / Qтепл.спос. / nнов., где



Qгод выраб. - объем выработки тепловой энергии
Гкал/год
142491,70

Qтепл.спос. - среднегодовая теплотворная способность топлива
ккал/м3


nнов. - КПД котельного оборудования до реконструкции
%
0,0%

nстар. - КПД котельного оборудования после реконструкции
%
0,0%

Bсниж.газа КПД = Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nстар. - Qгод. x 106 / Qтепл.снос. / nнов.
тыс. м3
-1658,06
2.3.
Расчет снижения объема потребления газа после реализации мероприятий:


2.3.1.
Снижение расхода газа, Bсниж.газ = Bэкон2.1 + Bсниж.газ КПД
тыс. м3
-1962,55
2.4.
Расчет снижения оплаты за потребленный газ после реализации мероприятий:


2.4.1.
Среднегодовой тариф оплаты за газ, Сгаз
руб./м3
4,44
2.4.2.
Сумма снижение оплаты за газ составит, Сэкон.газ.
тыс. руб.
-8725,62
3.
Расчет снижение затрат на выработку тепловой энергии за счет уменьшения потерь после замены ветхих тепловых сетей или сокращения их протяженности за счет приближения источника тепловой энергии к потребителям:


3.1.
Без замены ветхих тепловых сетей

0,0%
3.1.1.
Фактические потери тепловой энергии в тепловых сетях, Qпотери
Гкал/год
25532,97
%
18,23%
3.1.2.
Выработка тепловой энергии, Qвыраб.
Гкал/год
142491,70
3.1.4.
Доля заменяемых или сокращаемых тепловых сетей в общей протяженности сетей
%

3.1.5.
Снижение потерь тепловой энергии после реализации мероприятий
Гкал/год
-5173,51
3.1.6.
Объем выработки тепловой энергии после замены ветхих сетей, Qсниж.выраб.
Гкал/год
137318,19

3.1.6.
Потери тепловой энергии после реализации мероприятий
%
15,09%
3.2.
Снижение затрат = Ссниж.сети = Qсниж. выраб x уд.нор.газ x тариф газ
тыс. руб.
-3388,51
3.2.1.
Фактическая удельная норма потребления газа на выработку одной Гкал
м3/Гкал
143,73
3.2.2.
Среднегодовой тариф на газ
руб.
4,44
4.
Расчет снижения затрат на оплату электроэнергии:


4.1.
Расчет снижения потребления электрической энергии за счет замены насосов и установки устройств плавного пуска


4.1.1.
Режим работы котельных


4.1.2.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельных, tmax до рекон.
час

4.1.3.
Расчетное число часов использования максимальной мощности оборудования котельных после реконструкции, tmax после рекон.
час

4.1.4.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельных до реконструкции, Рсущ.
кВт
2269,54
4.1.5.
Расчетная максимальная электрическая мощность оборудования котельных после реконструкции, Руст.
кВт
1545,23
4.1.6.
Расчет экономии электрической энергии, Рэкон.эл.энер. = Wсущ. - Руст. x tmax после рекон.
кВт. час
2050873,2
4.1.7.
Экономия средств на оплату электрической энергии и мощности составит, Сэкон.эл.энер.
тыс. руб.
-7073,29
5.
Расчет снижения эксплуатационных расходов после реконструкции, Ссниж.расх., тыс. руб.


5.1.
Затраты на текущий и капитальный ремонты до реконструкции:


5.1.1.
текущий ремонт, Срасх.тек.рем.
тыс. руб.
2188,99
5.1.2.
капитальный ремонт, Срасх.кап.рем. (плановые расходы)
тыс. руб.
2053,17
5.1.3.
расходы за счет амортизационных отчислений, Срасх.аморт.
тыс. руб.
4977,50
5.2.
После выполнения мероприятий по реконструкции затраты на текущий и капитальный ремонты снизятся на
%

5.3.
Снижение расходов на текущий и капитальный ремонт составит, Ссниж.расх.
тыс. руб.
-6640,30
6.
Расчет экономии фонда оплаты труда и страхового взноса от ФОТ основных рабочих, тыс. руб.


6.1.
При реализации мероприятий по реконструкции предусматривается оснащение котельных оборудованием и системой автоматики, позволяющим перевести их работу в автоматический режим и снизить численность постоянного обслуживающего персонала


6.1.1.
Среднесписочная численность основных рабочих до реализации мероприятий
человек
142,6
6.1.2.
Среднесписочная численность основных рабочих после реализации мероприятий
человек
113,7
6.1.3.
Сокращение фонда оплаты основных рабочих составит
%
20,3%
6.2.
Расчет годовой экономии ФОТ:
тыс. руб.
-4005,49

Сэкон.ФОТ = СФОТ x % снижения, где



СФОТ год - годовой фонд оплаты труда основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
19276,39

Сэкон.ФОТ год = СФОТ год*
20,3%
3911,00
6.3.
Расчет годовой экономии страховых взносов от ФОТ:
тыс. руб.
-1207,77

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год x % снижения, где



Сстр.взн.год - годовой объем страховых взносов от ФОТ основных рабочих до реализации мероприятий
тыс. руб.
5817,96

Сэкон.стр.взн. = Сстр.взн.год*
20,3%
1180,41
7
Расчет экономии средств на эксплуатацию за счет выполнения мероприятий:


7.1.
Сэкон. = Сэкон.газ + Ссниж.сети + Сэкон.эл.энер. + Ссниж.расх. + Сэкон.ФОТ + Сэконстр.взн.
тыс. руб.
-31040,98
8.
Расчет снижения тарифа на выработку тепловой энергии:


8.1.
Среднегодовой тариф на тепловую энергию до реконструкции:



Стар. = Срасх. / Qотп.год, где



Срасх. - расходы на эксплуатацию до реконструкции
тыс. руб.
218611,24

Qотп.год, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
114524,09

Стар. = Срасх. / Qотп.год,
руб./Гкал
1908,87
8.2.
Расчет тарифа после реконструкции:



Стар.после = Срасх.после / Qотп.год, где



Срасх.после = (Срасх. - Сэкон.) - расходы на эксплуатацию после реконструкции
тыс. руб.
187570,26

Qгод, годовой полезный отпуск тепловой энергии
Гкал/год
114524,09

Стар.после = Срасх. / Qгод
руб./Гкал
1637,82
8.3.
Снижение затрат включаемых в тариф составит, Стар.сниж. = (Стар. - Стар.после)
руб.
-271,04
9.
Расчет срока окупаемости мероприятий по реконструкции котельных и замене ветхих тепловых сетей:



Токуп. = (Срекон.всего) / Сэкон., где


9.1.
Срекон.всего - Расходы на реконструкцию котельных
тыс. руб.
166081,43
9.2.
Сэкон. - Экономия средств за счет внедрения мероприятий
тыс. руб.
31040,98
9.3.
Результат производственной деятельности до внедрения мероприятий, прибыль
тыс. руб.
9474,62
9.4.
Срок окупаемости мероприятий Токуп. = Срекон. / Сэкон.
месяцев
64,20

В таблице № 4 приведены итоговые мероприятия и суммы затрат в разрезе муниципальных образований (районов).

Таблица 4

ИТОГОВЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ
И СУММЫ ЗАТРАТ ПО РЕКОНСТРУИРУЕМЫМ И МОДЕРНИЗИРУЕМЫМ
ОБЪЕКТАМ ЦЕНТРАЛИЗОВАННОГО ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ГУП СК
"КРАЙТЕПЛОЭНЕРГО"

Муниципальное образование
Количество объектов, включенных в программу
Тепловая мощность котельных, Гкал
Расчетная электрическая мощность, кВт
Расчетная нагрузка котельных, Гкал
Коэффициент использования мощности котельного оборудования
установленная
располагаемая
потеря тепловой энергии на собственные нужды котельных
нетто
в паре, т/час
Всего
в том числе в сетевой воде
отопление
ГВС
потеря тепловой энергии у потребителя
потеря тепловой энергии при транспортировке
до реконструкции
после реконструкции
Андроповский район
3
7,170
6,189
0,124
6,065
-
0,500
2,856
1,769
0,717
-
0,071
46,15%
59,46%
Благодарненский район
3
5,745
4,641
0,093
4,548
-
-
2,743
2,188
0,221
0,027
0,308
59,11%
84,91%
г. Буденновск
2
24,136
19,937
0,399
19,538
-
-
17,607
12,262
4,455
0,090
0,800
88,31%
95,26%
Буденновский район
2
4,600
3,806
0,076
3,730
-
-
1,599
1,108
-
0,026
0,465
42,00%
88,80%
Георгиевский район
2
2,700
2,341
0,047
2,294
-
-
1,038
0,891
-
0,044
0,103
44,31%
87,42%
Изобильненский район
1
1,500
1,263
0,025
1,237
-
-
0,580
0,461
0,043
0,019
0,058
45,95%
97,78%
Ипатовский район
8
23,080
19,661
0,393
19,267
-
0,110
11,968
9,742
1,388
-
0,772
60,87%
87,25%
Красногвардейский район
1
1,500
1,290
0,026
1,265
-
-
0,650
0,612
-
0,004
0,034
50,38%
91,30%
Левокумский район
2
3,754
3,159
0,063
3,095
-
-
1,550
1,334
-
0,014
0,202
49,08%
85,62%
Минераловодский район
1
3,440
2,905
0,058
2,847
-
-
1,067
0,787
0,128
0,053
0,098
36,72%
79,31%
Нефтекумский район
1
42,840
31,793
0,636
31,157
-
-
21,000
15,894
3,338
0,088
1,680
66,05%
87,50%
Новоалександровский район
2
4,800
4,188
0,084
4,104
-
-
3,289
1,672
0,916
0,624
0,078
78,54%
84,58%
Новоселицкий район
1
3,000
2,550
0,051
2,499
-
-
1,285
1,147
-
0,018
0,120
50,40%
85,95%
Петровский район
4
6,105
5,114
0,102
5,012
-
-
1,852
1,365
0,349
0,005
0,133
36,21%
81,61%
Предгорный район
1
0,900
0,659
0,013
0,646
-
-
0,447
0,335
0,075
-
0,037
67,81%
94,20%
Советский район
5
3,038
2,493
0,050
2,443
-
-
1,732
1,622
-
0,009
0,101
69,48%
87,57%
Труновский район
1
0,400
0,343
0,007
0,336
-
-
0,160
0,160
-
-
-
46,71%
96,48%
Шпаковский район
3
6,270
5,204
0,104
5,099
-
-
1,087
0,945
0,072
0,001
0,069
20,89%
89,21%
Итого
43
144,978
117,535
2,351
115,184

0,610
72,509
54,292
11,701
1,024
5,127
61,69%
86,90%

Таблица 4

ИТОГОВЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ
И СУММЫ ЗАТРАТ ПО РЕКОНСТРУИРУЕМЫМ И МОДЕРНИЗИРУЕМЫМ
ОБЪЕКТАМ ЦЕНТРАЛИЗОВАННОГО ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ГУП СК
"КРАЙТЕПЛОЭНЕРГО"

Муниципальное образование
Количество объектов, включенных в программу
Результаты производственной деятельности до выполнения мероприятий
Объем реализации теплоэнергии, тыс. Гкал/год
Доходы от реализации теплоэнергии, т. руб.
Расходы, связанные с выработкой теплоэнергии, т. руб.
Финансовый результат, т. руб.
Себестоимость тепловой энергии, руб./Гкал
Расходы за счет прибыли, т. руб.
Всего расходов, т. руб.
Финансовый результат, т. руб.
Фактическая стоимость тепловой энергии, руб./Гкал
Андроповский район
3
4,160
8282,10
8242,77
39,32
1981,44
130,01
8372,78
- 90,69
2012,69
Благодарненский район
3
4,459
8674,32
9898,60
- 1224,28
2220,02
110,68
10009,28
- 1334,96
2244,84
г. Буденновск
2
29,440
58698,16
47950,71
10747,46
1628,76
559,45
48510,16
10188,01
1647,76
Буденновский район
2
2,201
4274,59
6071,86
- 1797,27
2758,81
145,37
6217,23
- 1942,64
2824,86
Георгиевский район
2
2,248
3732,21
3848,46
- 116,24
1711,95
44,65
3893,11
- 160,89
1731,81
Изобильненский район
1
0,945
1828,37
2192,57
- 364,21
2320,43
-
2192,57
- 364,21
2320,43
Ипатовский район
8
18,904
36905,00
33599,49
3305,51
1777,42
289,81
33889,30
3015,70
1792,75
Красногвардейский район
1
1,063
2062,30
2192,20
- 129,90
2061,42
38,94
2231,13
- 168,83
2098,03
Левокумский район
2
1,406
2730,38
5317,62
- 2587,24
3783,44
175,01
5492,64
- 2762,25
3907,96
Минераловодский район
1
1,637
3175,84
3046,96
128,87
1860,97
53,11
3100,08
75,76
1893,41
Нефтекумский район
1
34,255
69290,30
59297,50
9992,80
1731,05
722,70
60020,20
9270,10
1752,15
Новоалександровский район
2
4,256
8317,10
8332,93
- 15,83
1957,85
279,73
8612,66
- 295,56
2023,58
Новоселицкий район
1
1,859
3598,04
5485,74
- 1887,70
2951,70
178,38
5664,12
- 2066,09
3047,69
Петровский район
4
2,969
5798,34
7191,53
- 1393,19
2422,13
86,78
7278,32
- 1479,97
2451,35
Предгорный район
1
0,980
1791,10
2622,76
- 831,66
2676,74
28,02
2650,78
- 859,68
2705,34
Советский район
5
2,647
5448,83
5256,93
191,90
1985,88
99,66
5356,58
92,24
2023,53
Труновский район
1
0,246
477,80
1175,81
- 698,01
4775,84
9,90
1185,71
- 707,91
4816,05
Шпаковский район
3
1,179
2285,80
3186,44
- 900,64
2703,58
32,85
3219,30
- 933,50
2731,46
Итого
43
114,853
227370,58
214910,89
12459,68
1871,18
2985,06
217895,95
9474,62
1897,17

Таблица 4

ИТОГОВЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ
И СУММЫ ЗАТРАТ ПО РЕКОНСТРУИРУЕМЫМ И МОДЕРНИЗИРУЕМЫМ
ОБЪЕКТАМ ЦЕНТРАЛИЗОВАННОГО ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ГУП СК
"КРАЙТЕПЛОЭНЕРГО"

Муниципальное образование
Количество объектов, включенных в программу
Реализуемые мероприятия
Замена морально и физически изношенных котлов
Установка приборов учета топливо - энергетических ресурсов
система отопления
система ГВС
производство пара
Всего затрат по разделу замена котлов, руб.
в том числе
сумма затрат по разделу приборы учета ТЭР, руб.
количество, шт.
сумма затрат на оборудование, руб.
количество, шт.
сумма затрат на оборудование, руб.
количество, шт.
сумма затрат на оборудование, руб.
топливо - газ
вода, холодная
тепловая энергия, отпущенная в тепловую сеть
количество, шт.
сумма затрат, руб.
количество, шт.
сумма затрат, руб.
количество, шт.
сумма затрат, руб.
Андроповский район
3
10
4518171,89
1
173402,83
1
665131,00
5356705,72
-
-
3
10113,70
3
172160,00
182273,70
Благодарненский район
3
9
3794531,91
1
311673,36
-
-
4106205,27
-
-
3
15544,90
3
168640,00
184184,90
г. Буденновск
2
8
14138778,34
1
173402,83
-
-
14312181,17
-
-
2
15224,10
2
164400,00
179624,10
Буденновский район
2
6
2207343,57
-
-
-
-
2207343,57
-
-
2
13228,20
2
112840,00
126068,20
Георгиевский район
2
6
1870040,16
-
-
-
-
1870040,16
-
-
2
12195,90
2
109160,00
121355,90
Изобильненский район
1
3
935020,08
-
-
-
-
935020,08
-
-
1
6444,90
1
56580,00
63024,90
Ипатовский район
8
24
13894369,92
2
425514,66
1
488343,00
14808227,58
-
-
8
41945,50
8
473600,00
515545,50
Красногвардейский район
1
3
947717,49
-
-
-
-
947717,49
-
-
1
5100,00
1
56580,00
61680,00
Левокумский район
2
6
2436300,42
-
-
-
-
2436300,42
-
-
2
11544,90
2
110380,00
121924,90
Минераловодский район
1
3
127223,49
1
287506,83
-
-
1559830,32
-
-
1
6444,90
1
58260,00
64704,90
Нефтекумский район
1
2
5082192,84
-
-
-
-
5082192,84
-
-
1
8128,20
1
97560,00
105688,20
Новоалександровский район
2
6
3790617,12
-
-
-
-
3790617,12
-
-
2
8770,00
2
119260,00
128030,00
Новоселицкий район
1
3
1752297,93
-
-
-
-
1752297,93
-
-
1
6444,90
1
58260,00
64704,90
Петровский район
4
14
3935832,21
-
-
-
-
3935832,21
1
124050,00
4
15237,10
4
217860,00
357147,10
Предгорный район
1
3
862520,49
-
-
-
-
862520,49
-
-
1
5100,00
1
54580,00
59680,00
Советский район
5
16
4099482,87
-
-
-
-
4099482,87
-
-
5
17453,70
5
263060,00
280513,70
Труновский район
1
3
520208,49
-
-
-
-
520208,49
-
-
1
1013,70
1
52120,00
53133,70
Шпаковский район
3
9
2461266,06
-
-
-
-
2461266,06
1
124050,00
3
11340,00
3
160820,00
296210,00
Итого
43
134
68519015,28
6
1371500,51
2
1153474,00
71043989,79
2
248100,00
43
211274,60
43
2506120,00
2965494,60

Таблица 4

ИТОГОВЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ
И СУММЫ ЗАТРАТ ПО РЕКОНСТРУИРУЕМЫМ И МОДЕРНИЗИРУЕМЫМ
ОБЪЕКТАМ ЦЕНТРАЛИЗОВАННОГО ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ГУП СК
"КРАЙТЕПЛОЭНЕРГО"





Муниципальное образование



Количество объектов, включенных в программу
Реализуемые мероприятия
Замена парка насосного оборудования системы циркуляции и подпитки тепловой сети
в том числе

сумма затрат по разделу замена насосов, руб.
зимние циркуляционные насосы со шкафами управления и защиты
летние циркуляционные насосы со шкафами управления и защиты и насосы централизованной системы ГВС
насосы подпитки со шкафами управления и защиты
количество, шт.
сумма затрат, руб.
количество, шт.
сумма затрат, руб.
количество, шт.
сумма затрат, руб.
количество, шт.
сумма затрат, руб.
количество, шт.
сумма затрат, руб.
количество, шт.
сумма затрат, руб.
Андроповский район
3
4
260830,51
2
94061,00
4
119132,20
2
31320,00
2
7560,00
2
22352,00
535255,71
Благодарненский район
3
6
332889,83
3
87068,00
2
59542,37
1
15660,00
4
41111,19
3
38012,00
574283,39
г. Буденновск
2
6
1754483,05
3
561161,00
2
315114,75
2
95933,00
2
119867,80
2
51550,00
2898109,59
Буденновский район
2
4
208789,83
2
31320,00
-
-
-
-
3
110432,20
2
26836,00
377378,03
Георгиевский район
2
4
161322,03
2
31320,00
-
-
-
-
2
33551,19
2
22352,00
248545,22
Изобильненский район
1
2
80661,02
1
15660,00
-
-
-
-
1
29771,19
1
11176,00
137268,20
Ипатовский район
8
16
1598544,07
8
479658,00
3
86554,07
3
50644,00
10
141800,34
8
98376,00
2455576,47
Красногвардейский район
1
2
85315,25
1
15660,00
-
-
-
-
2
7560,00
1
15660,00
124195,25
Левокумский район
2
4
217554,24
2
71408,00
-
-
-
-
3
63322,37
2
26836,00
379120,61
Минераловодский район
1
2
128128,81
1
15660,00
2
59542,37
1
15660,00
1
29771,19
1
11176,00
259938,37
Нефтекумский район
1
5
1850864,41
3
694080,00
1
213528,81
1
63131,00
1
136895,76
1
52008,00
3010507,98
Новоалександровский район
2
4
431779,66
2
154189,00
1
57667,80
1
11176,00
3
11340,00
2
26836,00
692988,46
Новоселицкий район
1
2
157988,14
1
55748,00
-
-
-
-
2
59542,37
1
15660,00
288938,51
Петровский район
4
8
280454,24
4
62640,00
2
59542,37
1
15660,00
5
18900,00
4
49188,00
486384,61
Предгорный район
1
2
80661,02
1
15660,00
2
7560,00
1
15660,00
1
3780,00
1
11176,00
134497,02
Советский район
5
10
318925,42
5
78300,00
-
-
-
-
5
18900,00
5
55880,00
472005,42
Труновский район
1
2
59542,37
1
15660,00
-
-
-
-
1
3780,00
1
11176,00
90158,37
Шпаковский район
3
6
220888,14
3
46980,00
-
-
-
-
3
11340,00
3
33528,00
312736,14
Итого
43
89
8229622,03
45
2526233,00
19
978184,75
13
314844,00
51
849225,59
42
579778,00
13477887,37

Таблица 4

ИТОГОВЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ
И СУММЫ ЗАТРАТ ПО РЕКОНСТРУИРУЕМЫМ И МОДЕРНИЗИРУЕМЫМ
ОБЪЕКТАМ ЦЕНТРАЛИЗОВАННОГО ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ГУП СК
"КРАЙТЕПЛОЭНЕРГО"






Муниципальное образование




Количество объектов, включенных в программу
Реализуемые мероприятия
Реконструкция общекотельного оборудования
Автоматизация и диспетчеризация котельных


Сумма затрат на неучтенное вспомогательное оборудование, комплектующие и материалы, руб.
в том числе:



сумма затрат по разделу - общекотельное оборудование, руб.
в том числе:


сумма затрат по разделу - автоматизация и диспетчеризация котельных, руб.
система регулирование по температуре наружного воздуха

система водоподготовки
резервный источник электрической энергии
реконструкция системы электроснабжения котельной

автоматизированная система контроля и учета потребления энергоносителей, сумма затрат на комплект оборудования, руб.
шкаф сбора, передачи данных и управления котельным оборудованием, сумма затрат на комплект, руб.

количество, шт.
сумма затрат на комплект оборудование, руб.

марка установки

сумма затрат на оборудование, руб.
сумма затрат на оборудование, руб.
сумма затрат на реконструкцию системы электроснабжения котельной, руб.
Андроповский район
3
3
75856,00
2
88000,00
549152,54
400000,00
1113008,54
76800,00
245190,00
321990,00
1126385,05
Благодарненский район
3
3
71481,00
3
268000,00
-
540000,00
879481,00
76800,00
245190,00
321990,00
909921,68
г. Буденновск
2
6
231673,00
1
180000,00
-
300000,00
711673,00
51200,00
163460,00
214660,00
1382158,57
Буденновский район
2
2
47691,00
2
88000,00
-
400000,00
535691,00
51200,00
163460,00
214660,00
519171,12
Георгиевский район
2
2
44138,00
2
88000,00
-
80000,00
212138,00
51200,00
163460,00
214660,00
400010,89
Изобильненский район
1
1
24126,00
-
-
-
40000,00
64126,00
25600,00
81730,00
107330,00
196015,38
Ипатовский район
8
8
229286,00
8
1135000,00
-
1420000,00
2784286,00
204800,00
653840,00
858640,00
3213341,33
Красногвардейский район
1
1
24126,00
1
44000,00
-
80000,00
148126,00
25600,00
81730,00
107330,00
208357,31
Левокумский район
2
1
20237,00
1
44000,00
-
160000,00
224237,00
51200,00
163460,00
214660,00
506436,44
Минераловодский район
1
1
25622,00
1
44000,00
-
120000,00
189622,00
25600,00
81730,00
107330,00
327213,84
Нефтекумский район
1
-
-
-
-
-
2000000,00
2000000,00
25600,00
81730,00
107330,00
1545857,85
Новоалександровский район
2
2
59435,00
2
360000,00
-
500000,00
919435,00
51200,00
163460,00
214660,00
861859,59
Новоселицкий район
1
1
25622,00
1
180000,00
-
120000,00
325622,00
25600,00
81730,00
107330,00
380834,00
Петровский район
4
4
89661,00
4
176000,00
-
240000,00
505661,00
102400,00
326920,00
429320,00
857151,74
Предгорный район
1
1
22069,00
-
-
-
-
22069,00
25600,00
81730,00
107330,00
177914,48
Советский район
5
5
104513,00
2
88000,00
-
240000,00
432513,00
128000,00
408650,00
536650,00
873174,75
Труновский район
1
1
20012,00
1
44000,00
-
40000,00
104012,00
25600,00
81730,00
107330,00
131226,38
Шпаковский район
3
3
64375,00
3
132000,00
-
200000,00
396375,00
76800,00
245190,00
321990,00
568286,58
Итого
43
45
1179923,00
15
2959000,00
549152,54
6880000,00
11568075,54
1100800,00
3514390,00
4615190,00
14185316,98

Таблица 4

ИТОГОВЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ
И СУММЫ ЗАТРАТ ПО РЕКОНСТРУИРУЕМЫМ И МОДЕРНИЗИРУЕМЫМ
ОБЪЕКТАМ ЦЕНТРАЛИЗОВАННОГО ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ГУП СК
"КРАЙТЕПЛОЭНЕРГО"




Муниципальное образование


Количество объектов, включенных в программу
Сумма затрат на мероприятия, руб., всего
Результаты производственной деятельности после выполнения мероприятий


Срок окупаемости мероприятий, мес.


Проектно-изыскательские работы


Стоимость оборудования
Стоимость основных материалов и комплектующих для нового строительства и реконструкции тепловых сетей


Стоимость строительно-монтажных работ


Стоимость пуско-наладочных работ



Всего затрат, руб.


Объем реализации теплоэнергии, тыс. Гкал/год


Доходы от реализации теплоэнергии, т. руб.

Расходы связанные с выработкой тепловой энергии,
т. руб.



Финансовый результат, т. руб.

Тариф на производство тепловой энергии, руб./Гкал
Андроповский район
3
303887,42
8635618,73
-
2936110,37
293611,04
12169227,55
4,160
8282,10
7219,48
1062,62
1735,45
122,57
Благодарненский район
3
245487,77
6976066,24
-
2371862,52
237186,25
9830602,79
4,459
8674,32
7846,90
827,42
1759,87
54,55
г. Буденновск
2
693186,92
19698406,43
-
6697458,19
669745,82
27758797,36
29,440
58698,16
41728,48
16969,68
1417,41
49,12
Буденновский район
2
140067,18
3980311,92
-
1353306,05
135330,61
5609015,76
2,201
4274,59
4999,92
725,33
2271,76
55,29
Георгиевский район
2
107918,94
3066750,17
-
1042695,06
104269,51
4321633,68
2,248
3732,21
3563,71
168,51
1585,28
157,44
Изобильненский район
1
52882,99
1502784,56
-
510946,75
51094,68
2117708,98
0,945
1828,37
1787,05
41,32
1891,25
62,67
Ипатовский район
8
866927,36
24635616,89
-
8376109,74
837610,97
34716264,96
18,904
36905,00
30231,42
6673,58
1599,25
104,86
Красногвардейский район
1
56212,72
1597406,06
-
543118,06
54311,81
2251048,64
1,063
2062,30
2065,51
3,21
1942,29
91,64
Левокумский район
2
136631,49
3882679,37
-
1320110,99
132011,10
5471432,94
1,406
2730,38
4233,17
1502,79
3011,86
52,13
Минераловодский район
1
88279,02
2508639,43
-
852937,41
85293,74
3535149,60
1,637
3175,84
2543,03
632,80
1553,19
76,15
Нефтекумский район
1
417056,99
11851576,88
-
4029536,14
402953,61
16701123,62
34,255
69290,30
53022,25
16268,05
1547,86
28,64
Новоалександровский район
2
232521,10
6607590,16
-
2246580,66
224658,07
9311349,98
4,256
8317,10
7766,80
550,30
1824,84
105,78
Новоселицкий район
1
102745,21
2919727,34
-
992707,30
99270,73
4114450,57
1,859
3598,04
4785,17
1187,13
2574,75
56,17
Петровский район
4
231250,97
6571496,66
-
2234308,86
223430,89
9260487,38
2,969
5798,34
5631,54
166,81
1896,72
67,48
Предгорный район
1
47999,55
1364010,98
-
463763,73
46376,37
1922150,64
0,980
1791,10
2273,88
482,78
2320,68
61,20
Советский район
5
235573,82
6694339,74
-
2276075,51
227607,55
9433596,62
2,647
5448,83
4279,68
1169,15
1616,71
105,12
Труновский район
1
35403,57
1006068,95
-
342063,44
34206,34
1417742,30
0,246
477,80
992,89
515,09
4032,84
88,23
Шпаковский район
3
153318,04
4356863,77
-
1481333,68
148133,37
6139648,86
1,179
2285,80
2599,39
313,59
2205,49
114,69
Итого
43
4147351,03
117855954,29
-
40071024,46
007102,45
166081432,23
114,853
227370,58
187570,26
39800,32
1633,13
64,20
Всего, руб. с НДС



-


195976090,03







IV. Плановые значения показателей, достижение которых
предусмотрено в результате реализации мероприятий
инвестиционной программы

Плановые значения показателей, достижение которых предусмотрено в результате реализации мероприятий инвестиционной программы приведены в таблице № 5.

Таблица № 5

Форма № 3-ИП ТС

Плановые значения показателей, достижение которых
предусмотрено в результате реализации мероприятий
инвестиционной программы
ГУП СК "Крайтеплоэнерго"
_________________________________________________
(наименование регулируемой организации)
в сфере теплоснабжения на 2015 - 2018 годы

№ п/п

Наименование показателя

Ед. изм.
фактические значения
Плановые значения
2018 г.
в т.ч. по годам реализации
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1
Удельный расход электрической энергии на транспортировку теплоносителя
кВт ч./м3
0,277
0,296
0,296
0,296
0,296
0,296
2
Удельный расход условного топлива на выработку единицы тепловой энергии и (или) теплоносителя
т у.т./Гкал
0,169
0,1685
0,169
0,1685
0,1685
0,1685
3
Объем присоединяемой тепловой нагрузки новых потребителей
Гкал/ч






4
Износ объектов системы теплоснабжения с выделением процента износа объектов, существующих на начало реализации Инвестиционной программы
%
47
66
56
61
64
66
5
Показатели, характеризующие снижение негативного воздействия на окружающую среду, определяемые в соответствии с законодательством РФ об охране окружающей среды:
в соответствии с законодательством РФ об охране окружающей среды






5.1
Азота диоксид
т/год

268,99
268,99
268,99
268,99
268,99
5.2
Углерода оксид
т/год

1419,464
1419,464
1419,464
1419,464
1419,464
5.3
Азота оксид
т/год

44,094
44,094
44,094
44,094
44,094
5.4
Бензапирен
т/год

0,8627
0,8627
0,8627
0,8627
0,8627

Руководитель регулируемой организации _____________________ Акимов В.В.
Ф.И.О.
М.П.

График выполнения мероприятий инвестиционной программы на 2015 - 2018 гг. с указанием отдельных объектов, планируемых сроков и объемов выполнения работ по реконструкции и модернизации объектов системы централизованного теплоснабжения, объемов финансирования мероприятий приведен в таблице № 2.
Финансовый план ГУП СК "Крайтеплоэнерго" на 2015 - 2018 гг. с разделением по видам деятельности, по годам в ценах соответствующего года с использованием прогнозных индексов цен и по источникам финансирования приведен в таблице № 6

Таблица № 6

Финансовый план
ГУП СК "Крайтеплоэнерго"
___________________________________________
(наименование энергоснабжающей организации)
в сфере теплоснабжения на 2015 - 2018 годы

№ п/п
Источники финансирования
Расходы на реализацию инвестиционной программы (тыс. руб. без НДС)
по видам деятельности
Всего
по годам реализации инвестпрограммы
указать вид деятельности
указать вид деятельности
2015
2016
2017
2018
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1
Собственные средства
Производство, передача, распределение, продажа тепловой энергии

215132,54
11662,04
50065,87
73062,76
80341,87
1.1
амортизационные отчисления

178859,22
3786,63
40738,62
63070,00
71263,97
1.2
прибыль, направленная на инвестиции

36273,32
7875,41
9327,25
9992,76
9077,90
1.3
средства, полученные за счет платы за подключение






1.4
прочие собственные средства, в т.ч. средства от эмиссии ценных бумаг







2
Привлеченные средства







2.1
Кредиты







2.2
займы организаций







2.3
прочие привлеченные средства







3
Бюджетное финансирование







4
Прочие источники финансирования, в т.ч. лизинг








ИТОГО по программе


215132,54
11662,04
50065,87
73062,76
80341,87

Руководитель ресурсоснабжающей организации Акимов В.В.
____________________ ___________
М.П.

V. Мероприятия в области энергосбережения
и повышения энергетической эффективности

На рисунке ниже приведена структура тарифа ГУП СК "Крайтеплоэнерго" в 2013 году из которой следует, что 47% затрат в тарифе составляю топливо - энергетические ресурсы, поэтому мероприятия инвестиционной программы направлены на их снижение.

Рисунок не приводится.

Для достижения поставленных целей в области энергосбережения инвестиционной программой предусмотрена реализация следующих мероприятий:
1. Замена морально устаревшего и физически изношенного котельного оборудование на новое, современное с КПД не менее 90%.
2. Приведение мощности установленного оборудования в соответствие присоединенной нагрузке.
3. Оснащение источников тепловой энергии современными приборами учета потребляемых топливо-энергетических ресурсов, имеющими архивы данных и интерфейсы удаленного доступа к базам данных.
4. Установка высокотехнологичных систем водоподготовки подпиточной воды.
5. Внедрение комплексной системы автоматизации и диспетчеризации источников тепловой энергии.
Программа в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности приложена к настоящей инвестиционной программе. Экономия ТЭР в результате реализации программы составит:
За 2016 г. - 220,0 тут. или 1,01 млн руб.
За 2017 г. - 1112,3 тут. или 7,62 млн руб.
За 2018 г. - 1200,7 тут. или 9,43 млн руб.
За 2019 г. - 912,1 тут. или 6,56 млн руб.
Расчеты снижения потребления топливо-энергетических ресурсов по каждому реконструируемому объекту приведены в технико-экономическом обосновании.

VI. Заключение

В таблице № 7 приведены показатели эффективности реализации инвестиционной программы ГУП СК "Крайтеплоэнерго" на 2015 - 2018 гг., из которых следует целесообразность реализации мероприятий инвестиционной программы.

Таблица № 7

ПОКАЗАТЕЛИ ЭФФЕКТИВНОСТИ РЕАЛИЗАЦИИ
ИНВЕСТИЦИОННОЙ ПРОГРАММЫ

Показатель
Ед. изм.
Значение
Горизонт планирования
год
2015 - 2018
Всего затрат, без НДС в ценах 2013 года
тыс. руб.
166081,43
Годовой экономический эффект
тыс. руб.
31040,98
Срок окупаемости
мес.
64,2
Группа целевых индикаторов
Целевые индикаторы
Существующее
После реконструкции, модернизации
Сбалансированность системы коммунальной инфраструктуры
Установленная мощность, Гкал/час
144,90
83,3
Присоединенная нагрузка, Гкал/час
72,50
72,50
Коэффициент использования мощности
0,50
0,87
Обеспечение надежности снабжения потребителей теплоэнергией
Реконструкция котельных с уменьшением установленной мощности, для приведения установленной мощности в соответствие с подключенной нагрузкой
Реконструкция котельных с критическим уровнем износа котлов
Эффективность производства и управления
Удельные расходы ресурсов на выработку тепловой энергии
Снижение расходов ресурсов на выработку тепловой энергии
Снижение себестоимости теплоэнергии
Повышение технологической эффективности производства и распределения тепловой энергии
Повышается эффективность, снижается себестоимость теплоэнергии
Доступность товаров и услуг для потребителей
Выполнение температурного графика
Ликвидация отклонений от температурного графика
Повышение качества услуг
Качество услуг повышается
Тарифная политика
Снижение темпов роста тарифа
Обеспечение экологических требований
Снижение объемов выбросов вредных веществ в атмосферу
Снижение абсолютных объемов выбросов
Снижение приземной концентрации загрязняющих веществ
Концентрация вредных веществ не превышает предельно допустимые концентрации

Нормативно-правовое регулирование разработки
и утверждения инвестиционной программы

1. Федеральный закон от 27.07.2010 № 190-ФЗ "О теплоснабжении".
2. Постановление Правительства РФ от 16.05.2014 № 452 "Об утверждении Правил определения плановых и расчета фактических значений показателей надежности и энергетической эффективности объектов теплоснабжения, а также определения достижения организацией, осуществляющей регулируемые виды деятельности в сфере теплоснабжения, указанных плановых значений и о внесении изменения в постановление Правительства Российской Федерации от 15 мая 2010 г. № 340".
3. Постановление Правительства РФ от 05.05.2014 № 410 "О порядке согласования и утверждения инвестиционных программ организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности в сфере теплоснабжения, а также требований к составу и содержанию таких программ (за исключением таких программ, утверждаемых в соответствии с законодательством Российской Федерации об электроэнергетике)" (вместе с "Правилами согласования и утверждения инвестиционных программ организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности в сфере теплоснабжения, а также требований к составу и содержанию таких программ (за исключением таких программ, утверждаемых в соответствии с законодательством Российской Федерации об электроэнергетике)").
4. Постановление Правительства РФ от 22.10.2012 № 1075 "О ценообразовании в сфере теплоснабжения".
5. Постановление Правительства РФ от 08.08.2012 № 808 "Об организации теплоснабжения в Российской Федерации и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации".
6. Постановление Правительства РФ от 22.02.2012 № 154 "О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения".
7. Приказ Минстроя России от 13.08.2014 № 459/пр "Об утверждении рекомендуемой формы инвестиционной программы организации, осуществляющей регулируемые виды деятельности в сфере теплоснабжения, и методических рекомендаций по ее заполнению"
8. Приказ ФСТ России от 13.06.2013 № 760-э "Об утверждении Методических указаний по расчету регулируемых цен (тарифов) в сфере теплоснабжения".





Приложения

ИНФОРМАЦИЯ
ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
В МУНИЦИПАЛЬНЫХ ОБРАЗОВАНИЯХ СТАВРОПОЛЬСКОГО КРАЯ,
НА ТЕРРИТОРИИ КОТОРЫХ ПЛАНИРУЕТСЯ РЕАЛИЗАЦИЯ МЕРОПРИЯТИЙ
ИНВЕСТИЦИОННОЙ ПРОГРАММЫ ГУП СК "КРАЙТЕПЛОЭНЕРГО"
НА 2015 - 2018 ГГ.

№ п/п
Муниципальное образование
Реквизиты документа
1.
Курсавский сельсовет Андроповского района Ставропольского края
Постановление администрации муниципального образования Курсавского сельсовета Андроповского района Ставропольского края № 66 от 11.03.2014
2.
Город Благодарный Благодарненского района Ставропольского края
Постановление администрации города Благодарного Благодарненского района Ставропольского края № 553 от 29.12.2011
3.
Село Алексеевское Благодарненского района Ставропольского края
Решение № 43 от 31.12.2013 Совета депутатов муниципального образования с. Алексеевское Благодарненского района Ставропольского края
4.
Город Буденновск Буденновского района Ставропольского края
Постановление администрации города Буденновска Ставропольского края № 13-п от 27.01.2014
5.
Муниципальное образование Орловский сельсовет Буденновского района Ставропольского края
Постановление администрации муниципального образования Орловского сельсовета Буденновского района Ставропольского края от 15.11.2013 № 279
6.
Муниципальное образование Краснооктябрьский сельсовет Буденновского района Ставропольского края
Решение Совета депутатов муниципального образования Краснооктябрьского сельсовета Буденновского района Ставропольского края № 17/43 от 27.12.2013
7.
Муниципальное образование с. Новозаведенное Георгиевского района Ставропольского края
Постановление администрации муниципального образования с. Новозаведенного Георгиевского района Ставропольского края № 271 от 26.07.2013
8.
Ульяновский сельсовет Георгиевского района Ставропольского края
Постановление администрации Ульяновского сельсовета Георгиевского района Ставропольского края № 187 от 16.12.2013
9.
Село Тищенское Изобильненского района Ставропольского края
Постановление администрации с. Тищенского Изобильненского района Ставропольского края № 201 от 26.12.2013
10.
Муниципальное образование г. Ипатово Ипатовского района Ставропольского края
Постановление администрации муниципального образования г. Ипатово Ипатовского района Ставропольского края № 543 от 22.11.2013
11.
Муниципальное образование Октябрьский сельсовет Ипатовского района Ставропольского края
Решение Совета депутатов муниципального образования Октябрьского сельсовета Ипатовского района Ставропольского края № 45 от 15.11.2012
12.
Муниципальное образование Балахоновский сельсовет Кочубеевского района Ставропольского края
Постановление администрации муниципального образования Балахоновского сельсовета Кочубеевского района Ставропольского края № 26 от 27.02.2014
13.
Муниципальное образование Надзорненский сельсовет Кочубеевского района Ставропольского края
Постановление администрации Надзорненского сельсовета Кочубеевского района Ставропольского края № 02 от 14.01.2014
14.
Село Красногвардейское Красногвардейского района Ставропольского края
Постановление администрации села Красногвардейского Красногвардейского района Ставропольского края № 373 от 31.12.2013
15.
Муниципальное образование село Левокумское
Постановление администрации села Левокумского Левокумского района Ставропольского края № 291 от 30.10.2012
16.
Муниципальное образование Заринского сельсовета Левокумского района Ставропольского края
Постановления администрации муниципального образования Заринского сельсовета Левокумского района Ставропольского края № 45 от 29.03.2013
17.
Муниципальное образование Побегайловский сельсовет Минераловодского района Ставропольского края
Постановление администрации Побегайловского сельсовета Минераловодского района Ставропольского края № 156 от 23.08.2013
18.
Муниципальное образование город Нефтекумск Нефтекумского района Ставропольского края
Постановление администрации муниципального образования г. Нефтекумска Нефтекумского района Ставропольского края № 656 от 31.12.2013
19.
Муниципальное образование город Новоалександровск Новоалександровского района Ставропольского края
Постановление администрации муниципального образования город Новоалександровск Новоалександровского района Ставропольского края № 74 от 12.02.2014
20.
Муниципальное образование с. Новоселицкого Новоселицкого района Ставропольского края
Постановление администрации села Новоселицкого Новоселицкого района Ставропольского края № 51 от 20.02.2014
21.
Город Светлоград Петровского района Ставропольского края
Постановление администрации города Светлограда Петровского района Ставропольского края № 452 от 18.07.2013
22.
Винсадский сельсовет Предгорного района Ставропольского края
Постановление администрации Винсадского сельсовета Предгорного района Ставропольского края № 621 от 16.12.2013
23.
Муниципальное образование Солдато-Александровский сельсовет
Постановление администрации муниципального образования Солдато-Александровского сельсовета Советского района Ставропольского края № 379 от 30.12.2013.
24.
Муниципальное образование г. Зеленокумск Советского района Ставропольского края
Постановление администрации муниципального образования г. Зеленокумска Советского района Ставропольского края № 1295 от 16.12.2013
25.
Муниципальное образование с. Подлесное Труновского района Ставропольского края
Постановление администрации муниципального образования с. Подлесного Труновского района Ставропольского края № 23-п от 14.03.2014
26.
Муниципальное образование Казинский сельсовет Шпаковского района Ставропольского края
Постановление администрации муниципального образования Казинского сельсовета Шпаковского района Ставропольского края № 132 от 28.12.2011
27.
Муниципальное образование Надеждинский сельсовет Шпаковского района Ставропольского края
Постановление администрации муниципального образования Надеждинского сельсовета Шпаковского района Ставропольского края № 455 от 29.11.2013

Орган местного самоуправления, уполномоченный на согласование инвестиционной программы
Местонахождение органа местного самоуправления, контакты
Согласование инвестиционной программы ГУП СК "Крайтеплоэнерго" на 2015 - 2018 гг.
Андроповский район Ставропольского края
Администрация муниципального образования Курсавского сельсовета Андроповского района края
357070, Андроповский район,
с. Курсавка,
ул. Красная, 43-а
(8 865-56) р. 6-47-85, ф. 6-22-75
15 сентября 2015 г.
Глава МО Курсавского сельсовета Андроповского района Ставропольского края
Гулый А.В.

________________________
(подпись)
Благодарненский район Ставропольского края
Администрация города Благодарного
356420, Благодарненский район
г. Благодарный,
пл. Ленина, 1
(8 865-49) т. 2-10-90
17 сентября 2015 г.
Администрация города Благодарного Благодарненского района Ставропольского края

________________________
(подпись)
Администрация муниципального образования село Алексеевское Благодарненского района Ставропольского края
356414, Благодарненский район,
с. Алексеевское,
ул. Ленина, 96
(8 865-49) т. 2-41-21, ф. 2-41-21
17 сентября 2015 г.
Глава МО с. Алексеевское Благодарненского района Ставропольского края
Зацарина Т.В.

________________________
(подпись)
Буденновский район Ставропольского края
Администрация города Буденновска
356800 Ставропольский край,
г. Буденновск,
ул. Октябрьская, 46
(8 865-59) т. 2-09-47, ф. 2-06-91
11.09.2015
Глава г. Буденновска
Шевченко В.В.

________________________
(подпись)
Администрация муниципального образования Орловского сельсовета Буденновского района Ставропольского края
356834 Буденновский район,
с. Орловка,
ул. Ленина, 58
(8 865-59) т/ф 9-73-84
11.09.2015
Глава МО Орловского сельсовета Лысенко В.Е.

________________________
(подпись)
Администрация муниципального образования Краснооктябрьского сельсовета Буденновского района Ставропольского края
356826 Буденновский район,
пос. Красный Октябрь,
ул. Виноградная, 131-а
(8 865-59) т. 9-11-18, ф. 9-12-80
11.09.2015
Глава МО Краснооктябрьского сельсовета
Филенко Н.А.

________________________
(подпись)
Георгиевский район Ставропольского края
Администрация муниципального образования с. Новозаведенного
357813 Георгиевский район,
с. Новозаведенное,
ул. Кооперативная, 1
(8 879-51) т. 3-11-41, ф. 3-11-49
17 сентября 2015 г.
Глава муниципального образования с. Новозаветного Георгиевского района Ставропольского края Клюшников С.В.

________________________
(подпись)
Администрация Ульяновского сельсовета
357844 Георгиевский район,
пос. Новоульяновский,
ул. Георгиевская, 1
(8 879-51) т/ф 3-53-85
16 сентября 2015 г.
Глава муниципального образования Ульяновского сельсовета Георгиевского района Ставропольского края
Боровиков В.В.

________________________
(подпись)
Изобильненский район Ставропольского края
Администрация села Тищенского Изобильненского района Ставропольского края
356105 Изобильненский район,
с. Тищенское,
ул. Мира, 9
т/ф 6-91-44
14 сентября 2015 г.
Глава села Тищенского Изобильненского района Ставропольского края
Тищенко В.Г.

________________________
(подпись)
Ипатовский район Ставропольского края
Администрация муниципального образования Октябрьского сельсовета Ипатовского района Ставропольского края
356601 Ипатовский район,
с. Октябрьское,
ул. Пушкина 16
(8 86542) т. 6-11-32
16 сентября 2015 г.
Глава Октябрьского сельсовета Ипатовского района Ставропольского края
Ткаченко Е.А.

________________________
(подпись)
Администрация муниципального образования г. Ипатово Ипатовского района Ставропольского края
356630 Ипатовский район,
г. Ипатово,
ул. Ленина, 116
(8 865-42) т. 2-28-60, ф. 2-13-60
16 сентября 2015 г.
Глава администрации муниципального образования г. Ипатово Ипатовского района Ставропольского края
Литвинов И.В.

________________________
(подпись)
Кочубеевский район Ставропольского края
Администрация муниципального образования Балахоновского сельсовета Кочубеевского района Ставропольского края
357015 Кочубеевский район,
с. Балахоновское,
ул. Первомайская, 9
(8 865-50) т. 3-32-77, ф. 3-71-19
"___" _______________ 2015 г.
Глава Балахоновского сельсовета Кочубеевского района Ставропольского края
Фоменко А.А.

________________________
(подпись)
Администрация муниципального образования Надзорненский сельсовет Кочубеевского района Ставропольского края
357032 Кочубеевский район,
с. Надзорное,
ул. Ленина, 21
(8 865-50) т/ф 9-16-91
"___" _______________ 2015 г.
Глава муниципального образования Надзорненского сельсовета Кочубеевского района Ставропольского края
Крашенина Т.А.

________________________
(подпись)
Красногвардейский район Ставропольского края
Администрация села Красногвардейского Красногвардейского района Ставропольского края
356030 Красногвардейский район,
с. Красногвардейское,
ул. Ленина, 43
(8 865-41) т. 2-48-54, ф. 2-43-57
"___" _______________ 2015 г.
Глава с. Красногвардейского Красногвардейского района Ставропольского края
Свистун А.П.

________________________
(подпись)
Левокумский район Ставропольского края
Администрация муниципального образования села Левокумского
357960 Левокумский район,
с. Левокумское,
ул. Пушкина, 143
(8 865-43) т/ф 3-18-07
11.09.2015
Глава администрации муниципального образования с. Левокумского

________________________
(подпись)
Администрация муниципального образовании Заринского сельсовета Левокумского района Ставропольского края
357963, Левокумский район,
пос. Заря,
ул. Красная, 12
(8 865-43) т. 5-71-22, 5-61-48, ф. 5-67-68
11.09.2015
Глава администрации муниципального образования Заринского сельсовета
Лаврова Л.А.

________________________
(подпись)
Минераловодский район Ставропольского края
Муниципальное учреждение "Администрация Побегайловского сельсовета Минераловодского района Ставропольского края"
357222 Минераловодский район,
с. Побегайловка,
ул. Молодежная, 1
(8 879-22) т. 7-01-02, ф. 7-00-15
15 сентября 2015 г.
Глава Побегайловского сельсовета Минераловодского района Ставропольского края
Асанов М.М.

________________________
(подпись)
Нефтекумский район Ставропольского края
Администрация муниципального образования города Нефтекумска Нефтекумского района Ставропольского края
356880 Нефтекумский район,
г. Нефтекумск,
микрорайон № 2, дом № 14
(8 865-58) т. 4-55-11; ф. 4-59-74
"___" _______________ 2015 г.
Глава муниципального образования г. Нефтекумска
Евдокимов С.В.

________________________
(подпись)
Новоалександровский район Ставропольского края
Администрация муниципального образования город Новоалександровск Новоалександровского района Ставропольского края
356000 Новоалександровский район,
г. Новоалександровск
ул. Гагарина, 309
(8 865-44) т. 6-32-55, ф. 6-36-05
"___" _______________ 2015 г.
Глава администрации муниципального образования г. Новоалександровск Новоалександровского района Ставропольского края
Картишко И.П.

________________________
(подпись)
Новоселицкий район Ставропольского края
Администрация муниципального образования с. Новоселицкого Новоселицкого района Ставропольского края
356350 Новоселицкий район,
с. Новоселицкое,
ул. Школьная, 45
(8 865-48) т. 2-17-67, ф. 2-14-01
11.09.2015
Глава с. Новоселицкого
Князев А.Г.

________________________
(подпись)
Петровский район Ставропольского края
Администрация г. Светлограда Петровского района Ставропольского края
356500 Петровский район,
г. Светлоград,
пл. 50 лет Октября, 8
(8 865-47) т/ф 4-01-49, т. 4-31-35
16.09.2015
Глава г. Светлограда
Лагунов В.О.

________________________
(подпись)
Предгорный район Ставропольского края
Администрация Винсадского сельсовета Предгорного района Ставропольского края
357361 Предгорный район,
с. Винсады,
ул. Ленина, 29
(8 879-61) т/ф 6-21-43
15 сентября 2015 г.
Глава Винсадского сельсовета
Горбань С.С.

________________________
(подпись)
Советский район Ставропольского края
Администрация муниципального образования Солдато-Александровского сельсовета
357420 Советский район,
с. Солдато-Александровское,
ул. Шоссейная, 11
(8 865-52) т. 4-62-07, ф. 4-61-39
16 сентября 2015 г.
Глава муниципального образования Солдато-Александтровского сельсовета
Кравченко А.В.

________________________
(подпись)
Администрация муниципального образования г. Зеленокумска Советского района Ставропольского края
357910 Советский район,
г. Зеленокумск,
ул. Мира, 18
(8 865-52) т. 6-33-77, т/ф 6-15-40
14 сентября 2015 г.
Глава администрации муниципального образования г. Зеленокумска
Поповиченко В.Ф.

________________________
(подпись)
Труновский район Ставропольского края
Администрация муниципального образования с. Подлесного Труновского района Ставропольского края
356188 Труновский район,
с. Подлесное,
ул. Ленина, 87 Л
(8 865-46) т. 2-61-71, ф. 2-61-87
15 сентября 2015 г.
Глава муниципального образования с. Подлесного Труновского района Ставропольского края
Котляров С.В.

________________________
(подпись)
Шпаковский район Ставропольского края
Администрация муниципального образования Казинского сельсовета Шпаковского района Ставропольского края
356212 Шпаковский район,
с. Казинка,
ул. Ленина, 71
(8 865-53) т/ф 4-36-86
15 сентября 2015 г.
Глава муниципального образования Казинского сельсовета Шпаковского района Ставропольского края
Букреев В.Ф.

________________________
(подпись)
Администрация муниципального образования Надеждинского сельсовета Шпаковского района Ставропольского края
356220 Шпаковский район,
с. Надежда,
ул. Комсомольская, 14
(8 865-53) т/ф 4-10-17, т. 4-17-46, 3-31-21
15 сентября 2015 г.
Глава муниципального образования Надеждинского сельсовета Шпаковского района Ставропольского края
Никулин Ю.И.

________________________
(подпись)





Генеральный директор
________________________
ГУП СК "Крайтеплоэнерго"
________________________
(должность)
Акимов В.В.
________________________
(Ф.И.О.)

________________________
(подпись)

"___" __________ 20__ г.

ПАСПОРТ

ПРОГРАММА
ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЯ И ПОВЫШЕНИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ
ГУП СК "Крайтеплоэнерго"
_________________________________________________________
на 2015 - 2018 гг.

Основание для разработки программы
Федеральный закон от 23.11.2009 № 261-ФЗ "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации"
Почтовый адрес
г. Ставрополь, ул. Шпаковская, 76/6
Ответственный за формирование программы (Ф.И.О., контактный телефон, e-mail)
Кононов В.А. тел.: 77-06-57; E-mail: stavropol@gupsktek.ru
Даты начала и окончания действия программы
2015 г. - 2018 г.





Год
Затраты на реализацию программы, млн руб. без НДС
Доля затрат в инвестиционной программе, направленная на реализацию мероприятий программы энергосбережения и повышения энергетической эффективности
Топливно-энергетические ресурсы (ТЭР)


Всего


в т.ч. капитальные
При осуществлении регулируемого вида деятельности
При осуществлении прочей деятельности, в т.ч. хозяйственные нужды

Суммарные затраты ТЭР
Экономия ТЭР в результате реализации программы

Суммарные затраты ТЭР
Экономия ТЭР в результате реализации программы

т у.т. без учета воды
млн руб. без НДС с учетом воды

т у.т. без учета воды
млн руб. без НДС с учетом воды

т у.т. без учета воды
млн руб. без НДС с учетом воды

т у.т. без учета воды
млн руб. без НДС с учетом воды
(базовый год) <*>



178031,50
844,59






2015
11,662
11,662
97








2016
50,066
50,066
97
176082,60
942,04
220,00
1,01




2017
73,063
73,063
97
176082,60
990,70
1332,30
8,63




2018
80,342
80,342
97
176082,60
1042,06
2533,00
18,06




2019



176082,60

3445,10
24,62




ВСЕГО
215,133
215,133



7530,40
52,32





--------------------------------
<*> Базовый год - предшествующий год году начала действия программы энергосбережения и повышения энергетической эффективности.





ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
К ПРОГРАММЕ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЯ И ПОВЫШЕНИЯ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ

Полное наименование регулируемой организации: Государственное унитарное предприятие Ставропольского края "Ставропольский краевой теплоэнергетический комплекс"
Сокращенное наименование организации: ГУП СК "Крайтеплоэнерго"
ИНН/КПП 2635060510/263501001
ОГРН 1022601958610 ОКПО 57151902 ОКВЭД 40.30.3
Юридический адрес предприятия: 355037, г. Ставрополь, ул. Шпаковская, 76/6
Тел./факс: (865-2) 74-19-17
Электронная почта: gupsktek@mail.stv.ru
Сайт: www.gupsktek.ru
Генеральный директор: Акимов Вячеслав Владимирович
Заместитель генерального директора - главный инженер: Калинченко Алексей Анатольевич
Финансовый директор - главный бухгалтер: Посохова Ольга Васильевна
Программа энергосбережения и повышения энергетической эффективности разработана на основании проекта Инвестиционной программы "ГУП СК "Крайтеплоэнерго" на 2015 - 2018 гг.
Государственное унитарное предприятие Ставропольского края "Ставропольский краевой теплоэнергетический комплекс" создано в соответствии с Постановлением Правительства Ставропольского края от 22 ноября 2001 г. № 275-п.
Имущество ГУП СК "КРАЙТЕПЛОЭНЕРГО" находится в государственной (краевой) собственности, является неделимым, принадлежит предприятию на праве хозяйственного ведения и отражается на его самостоятельном балансе.
ГУП СК "Крайтеплоэнерго" является теплоснабжающей организацией, осуществляющей регулируемые виды деятельности: производство, передачу и реализацию потребителям произведенной тепловой энергии, тарифы на которые устанавливаются региональной тарифной комиссией Ставропольского края.
Предприятие обеспечивает тепловой энергией 128,7 тысяч человек и 2,4 тысяч организаций в 17 районах Ставропольского края, на территории которых находятся 175 муниципальных образований, обслуживает 40,4% источников тепловой энергии края.

Основные сведения о программе

Предусматривается проведение работ по замене морально устаревшего, физически изношенного и отработавшего нормативный срок эксплуатации оборудования на современный аналог с применением энергосберегающих технологий и высоким уровнем автоматизации.
В настоящую программу включены 43 котельные.
Суммарная тепловая мощность установленного оборудования составляет 144,9 Гкал/ч, присоединенная нагрузка 72,5 Гкал/ч. Основной парк оборудования - это чугунные секционные котлы, имеющие КПД 60 - 70%.
Основаниями для включения котельных в инвестиционную программу являлось:
- физическая изношенность котельного и насосного оборудования;
- недостаточная загруженность котельных, низкий КПД котельного оборудования;
- низкий уровень автоматизации;
- устаревшие приборы учета топливо-энергетических ресурсов;
- отсутствие систем водоподготовки, что приводит к образованию отложений в трубопроводах тепловых сетей и в поверхностях нагрева котлов ухудшая теплопередачу и увеличивая расход топливо-энергетических ресурсов.
Проектом инвестиционной программой предусмотрены следующие мероприятия:
- установка 142 новых стальных жаротрубных котлов с КПД не менее 90%;
- установка 88 узлов учета топливо-энергетических ресурсов;
- установка общекотельного оборудования: 159 насосных агрегатов соответствующей мощности; установок по очистке воды; систем рециркуляции теплоносителя; комплексных систем автоматизации и контроля за режимами работы котельной на основе логически программируемых контроллеров, что позволяет оптимизировать работу котельной в соответствии с тепловой нагрузкой и температурой наружного воздуха, осуществлять дистанционный контроль параметров ее работы, отслеживать расход топливо-энергетических ресурсов в реальном времени.

Цели программы

- Повышение надежности и энергоэффективности работы объектов системы теплоснабжения;
- экономия топливо-энергетических ресурсов.

Экономические выгоды от реализации программы:
- сокращение суммы оплаты за потребленные топливо-энергетические ресурсы.

Предприятие потребило в 2014 г.:
- Газа - 149129,9 тыс. м3
- Эл. энергии - 30193,3 тыс. кВт. час.
- Воды - 223815,2 м3
Затратив на их приобретение - 844590,6 тыс. руб.
На предприятии проводятся мероприятия в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности. Сведения о достигнутых результатах приведены в отчетах о реализации программ энергосбережения 2011 - 2014 гг.
На инвестиционную программу, в рамках, которой действует программа энергосбережения, за 4 года планируется истратить 215,1 млн руб. (без НДС)
97% затрат этой программы дает экономию энергетических ресурсов.
Источником финансирования этой программы являются собственные средства: амортизационные отчисления и прибыль, направленная на инвестиционную деятельность.
Экономия ТЭР в результате реализации программы составит:
За 2016 г. - 220,0 тут. или 1,01 млн руб.
За 2017 г. - 1112,3 тут. или 7,62 млн руб.
За 2018 г. - 1200,7 тут. или 9,43 млн руб.
За 2019 г. - 912,1 тут. или 6,56 млн руб.
Целевые показатели программы по годам периода действия программы приведены в приложении № 2.
Перечень мероприятий, основной целью которых является энергосбережение и повышение энергетической эффективности приведен в приложении № 3.





Приложение № 2
к требованиям к форме программы в области
энергосбережения и повышения энергетической
эффективности организаций с участием
государства и муниципального образования
и отчетности о ходе ее реализации

СВЕДЕНИЯ
О ЦЕЛЕВЫХ ПОКАЗАТЕЛЯХ ПРОГРАММЫ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЯ
И ПОВЫШЕНИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ
ГУП СК "КРАЙТЕПЛОЭНЕРГО"

№ п/п

Наименование показателя программы
Единица измерения
Плановые значения целевых показателей программы
2016 г.
2017 г.
2018 г.
1
2
3
5
6
7
1
Количество прекращений подачи тепловой энергии в результате технологических нарушений на тепловых сетях
Рп сети от
0,0239
0,0239
0,0239
2
Количество прекращений подачи тепловой энергии в результате технологических нарушений на источниках тепловой энергии
Рп ист от
0,029129
0,02828
0,02828
3
Удельный расход топлива на производство единицы тепловой энергии отпускаемой с коллекторов источников тепловой энергии
кг у.т/Гкал
171,48
171,11
169,79
4
Отношение величины технологических потерь тепловой энергии, теплоносителя к материальной характеристике тепловой сети
П тп
3,85
3,85
3,85
5
Величина технологических потерь при передаче тепловой энергии теплоносителя по тепловым сетям
Гкал
159287
159287
159287
%
15,84
15,84
15,84





Приложение № 3

ПЕРЕЧЕНЬ
МЕРОПРИЯТИЙ, ОСНОВНОЙ ЦЕЛЬЮ КОТОРЫХ ЯВЛЯЕТСЯ
ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ И (ИЛИ) ПОВЫШЕНИЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ
ЭФФЕКТИВНОСТИ

№ п/п
Наименование мероприятия
Объемы выполнения (план) с разбивкой по годам действия программы
Плановые численные значения экономии в обозначенной размеренности с разбивкой по годам действия программы
ед. измерения
всего
2015
2016
2017
2018
ед. измерения
всего по годам экономия в указанной размерности
2016
2017
2018
численное значение экономии в указанной размерности
численное значение экономии, т у.т.
численное значение экономии, млн руб.
численное значение экономии в указанной размерности
численное значение экономии, т у.т.
численное значение экономии, млн руб.
численное значение экономии в указанной размерности
численное значение экономии, т у.т.
численное значение экономии, млн руб.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
1
Котельная № 12 - 15
с. Балахоновское, ул. Школьная, 17
ед.
1
1



тыс. м3

30,95
36,119
0,153












тыс. кВт. час

6,466
0,939
0,026












Гкал/год

0

0,000






2
Котельная № 12-16
п. Тоннельный, ул. Королева, 6
ед.
1
1



тыс. м3

13,86
16,175
0,058












тыс. кВт. час

24,12
3,503
0,085












Гкал/год

0

0,000






3
Котельная № 16-03
г. Буденновск, 6 мкр.
ед.
1
0,1
0,45
0,45

тыс. м3

60,758
70,905
0,2966
273,321
318,966
1,485
273,321
318,966
1,581






тыс. кВт. час







304,667
37,169
1,069






Гкал/год

222,842
37,636
0,1633
1002,787
169,361
0,817
1002,787
169,361
0,871
4
Котельная № 16-32
п. Виноградный, ул. Юбилейная, 4А
ед.
1
0,5
0,5


тыс. м3

18,7
21,823
0,0925












тыс. кВт. час




62,829
9,124
0,261









Гкал/год

0

0
0

0



5
Котельная № 16-83
п. Заря, ул. Ленина
ед.
1

1


тыс. м3



0
12,813
14,953
0,070









тыс. кВт. час



0
12,558
1,824
0,055









Гкал/год



0
0,003
0,001
0,000



6
Котельная № 17-08
п. Новоульяновский, ул. Кооперативная, 1 А
ед.
1

1


тыс. м3



0
19,79
23,095
0,108









тыс. кВт. час



0
12,996
1,887
0,066









Гкал/год



0
0

0,000



7
Котельная № 20-27
с. Тищенское
ед.
1

1


тыс. м3



0
54,39
63,473
0,294









тыс. кВт. час



0
11,583
1,682
0,049









Гкал/год



0
91,29
15,418
0,087



8
Котельная № 21-07
г. Ипатово, ул. Голубовского, 295
ед.
1
0,5
0,5


тыс. м3

5,457
6,368
0,0263
5,457
6,368
0,0293









тыс. кВт. час




9,288
1,349
0,047









Гкал/год




18,182
3,071
0,016



9
Котельная № 21-13
г. Ипатово, ул. Орджоникидзе, 116
ед.
1

1


тыс. м3



0
8,44
9,849
0,045









тыс. кВт. час



0
15,747
2,287
0,079









Гкал/год



0
0,002
0,000
0,000



10
Котельная № 21-11
г. Ипатово, ул. Орджоникидзе, 123А
ед.
1

1,00


тыс. м3

22,725
26,520
0,110
22,725
26,520
0,122









тыс. кВт. час




30,87
4,483
0,155









Гкал/год




0,002
0,000
0,000



11
Котельная № 28-01
г. Нефтекумск, ул. Шоссейная, 1
ед.
1

0,5
0,5

тыс. м3




72,400
84,491
0,392
72,400
84,491
0,418






тыс. кВт. час




440,948
64,034
1,898
440,948
64,034
2,022






Гкал/год




892,682
150,765
0,656
892,682
150,765
0,698
12
Котельная № 29-03
г. Новоалександровск, ул. Набережная, 1А
ед.
1

1


тыс. м3




20,697
24,153
0,113









тыс. кВт. час




18,678
2,712
0,075









Гкал/год




65,232
11,017
0,055



13
Котельная № 31-08
г. Светлоград, ул. 60 лет Октября, 4А
ед.
1

1


тыс. м3




27,093
31,618
0,146









тыс. кВт. час




15,674
2,276
0,075









Гкал/год




119,139
20,121
0,104



14
Котельная № 32-10
с. Винсады, ул. Подгорная, 122
ед.
1

1


тыс. м3




17,546
20,476
0,096









тыс. кВт. час




2,475
0,359
0,010









Гкал/год




21,134
3,569
0,010



15
Котельные № 33-11
х. Андреевский, ул. Мира 1Б
ед.
1

1


тыс. м3




12,539
14,633
0,067









тыс. кВт. час




10,923
1,586
0,058









Гкал/год




0

0,000



16
Котельная № 38-12
с. Казинка, ул. Ленина, 119 "Казинка СОШ"
ед.
1

1


тыс. м3




2,06
2,404
0,011









тыс. кВт. час




10,71
1,555
0,057









Гкал/год




0

0,000



17
Котельная № 12-03 Андроповский район, с. Курсавка, ул. Войтика,
ед.
1

0,5
0.5

тыс. м3




2,410
2,812
0,013
2,410
2,812
0,0141






тыс. кВт. час




34,547
5,017
0,164









Гкал/год









0,000
18
Котельная № 16-04
г. Буденновск, ул. Борцов Революции, д. 169Д
ед.
1


1

тыс. м3







65,730
76,707
0,383






тыс. кВт. час







11,664
1,694
0,051






Гкал/год









0,000
19
Котельная № 17-11
Георгиевский район, с. Новозаведенное, ул. Кооперативная, д. № 3Б
ед.
1


1

тыс. м3







20,550
23,982
0,117






тыс. кВт. час







6,391
0,928
0,029






Гкал/год









0,000

№ п/п
Наименование мероприятия
Объемы выполнения (план) с разбивкой по годам действия программы
Плановые численные значения экономии в обозначенной размеренности с разбивкой по годам действия программы
Показатели экономической эффективности
Срок амортизации, лет
Затраты (план), млн руб. (без НДС), с разбивкой по годам действия программы
Статья затрат
Источник финансирования
ед. измерения
всего
2015
2016
2017
2018
ед. измерения
2019
дисконтированный срок окупаемости, лет
ВНД, %
ЧДД, млн руб.
2015
2016
2017
2018
численное значение экономии в указанной размерности
численное значение экономии, т у.т.
численное значение экономии, млн руб.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
1
Котельная № 12-15
с. Балахоновское, ул. Школьная, 17
ед.
1
1



тыс. м3







2,845
0,000
0,000

Кап. вложения
Собственные средства






тыс. Квт. час







0,000
0,000
0,000







Гкал/год







0,000
0,000
0,000



2
Котельная № 12-16
п. Тоннельный, ул. Королева, 6
ед.
1
1



тыс. м3







3,150
0,000
0,000

Кап. вложения
Собственные средства






тыс. Квт. час







0,000
0,000
0,000







Гкал/год







0,000
0,000
0,000



3
Котельная № 16-03
г. Буденновск, 6 мкр.
ед.
1
0,1
0,45
0,45

тыс. м3







2,319
9,889
15,774

Кап. вложения
Собственные средства






тыс. Квт. час









0,000







Гкал/год







0,000
0,000
0,000



4
Котельная № 16-32
п. Виноградный, ул. Юбилейная, 4А
ед.
1
0,5
0,5


тыс. м3







1,389
1,432
0,000

Кап. вложения
Собственные средства






тыс. Квт. час







0,000
0,000
0,000







Гкал/год







0,000
0,000
0,000



5
Котельная № 16-83
п. Заря, ул. Ленина
ед.
1

1


тыс. м3







0,067
1,988
0,000

Кап. вложения
Собственные средства






тыс. Квт. час







0,000
0,000
0,000







Гкал/год







0,000
0,000
0,000



6
Котельная № 17-08
п. Новоульяновский, ул. Кооперативная, 1А
ед.
1

1


тыс. м3







0,185
2,404
0,000

Кап. вложения
Собственные средства






тыс. Квт. час







0,000
0,000
0,000







Гкал/год







0,000
0,000
0,000



7
Котельная № 20-27
с. Тищенское
ед.
1

1


тыс. м3







0,000
2,584
0,000

Кап. вложения
Собственные средства






тыс. Квт. час







0,000
0,000
0,000







Гкал/год







0,000
0,000
0,000



8
Котельная № 21-07
г. Ипатово, ул. Голубовского, 295
ед.
1
0,5
0,5


тыс. м3







0,622
1,038
0,000

Кап. вложения
Собственные средства






тыс. Квт. час







0,000
0,000
0,000







Гкал/год







0,000
0,000
0,000



9
Котельная № 21-13
г. Ипатово, ул. Орджоникидзе, 116
ед.
1

1


тыс. м3







0,189
2,537
0,000

Кап. вложения
Собственные средства






тыс. Квт. час







0,000
0,000
0,000







Гкал/год







0,000
0,000
0,000



10
Котельная № 21-11
г. Ипатово, ул. Орджоникидзе, 123А
ед.
1

1,00


тыс. м3







0,597
2,662
0,000

Кап. вложения
Собственные средства






тыс. Квт. час







0,000
0,000
0,000







Гкал/год







0,000
0,000
0,000



11
Котельная № 28-01
г. Нефтекумск, ул. Шоссейная, 1
ед.
1

0,5
0,5

тыс. м3







0,000
9,937
11,123

Кап. вложения
Собственные средства






тыс. Квт. час







0,000
0,000
0,000







Гкал/год







0,000
0,000
0,000



12
Котельная № 29-03
г. Новоалександровск, ул. Набережная, 1А
ед.
1

1


тыс. м3







0,132
4,924
0,000

Кап. вложения
Собственные средства






тыс. Квт. час







0,000
0,000
0,000







Гкал/год







0,000
0,000
0,000



13
Котельная № 31-08
г. Светлоград, ул. 60 лет Октября, 4А
ед.
1

1


тыс. м3







0,054
2,683
0,000

Кап. вложения
Собственные средства






тыс. Квт. час







0,000
0,000
0,000







Гкал/год







0,000
0,000
0,000



14
Котельная № 32-10
с. Винсады, ул. Подгорная, 122
ед.
1

1


тыс. м3







0,000
2,346
0,000

Кап. вложения
Собственные средства






тыс. Квт. час







0,000
0,000
0,000







Гкал/год







0,000
0,000
0,000



15
Котельные № 33-11
х. Андреевский, ул. Мира 1Б
ед.
1

1


тыс. м3







0,113
02,107
0,000

Кап. вложения
Собственные средства






тыс. Квт. час







0,000
0,000
0,000







Гкал/год







0,000
0,000
0,000



16
Котельная № 38-12
с. Казинка, ул. Ленина, 119 "Казинка СОШ"
ед.
1

1


тыс. м3







0,000
2,271
0,000

Кап. вложения
Собственные средства






тыс. Квт. час







0,000
0,000
0,000







Гкал/год







0,000
0,000
0,000



17
Котельная № 12-03
Андроповский район, с. Курсавка, ул. Войтика,
ед.
1

0,5
0,5

тыс. м3







0,000
1,266
7,367

Кап. вложения
Собственные средства






тыс. Квт. час







0,000
0,000
0,000







Гкал/год







0,000
0,000
0,000



18
Котельная № 16-04
г. Буденновск, ул. Борцов Революции, д. 169Д
ед.
1


1

тыс. м3







0,000
0,000
7,024

Кап. вложения
Собственные средства






тыс. Квт. час







0,000
0,000
0,000







Гкал/год







0,000
0,000
0,000



19
Котельная № 17-11
Георгиевский район, с. Новозаведенное, ул. Кооперативная, д. № 3Б
ед.
1


1

тыс. м3







0,000
0,000
2,838

Кап. вложения
Собственные средства






тыс. Квт. час







0,000
0,000
0,000







Гкал/год







0,000
0,000
0,000




№ п/п
Наименование мероприятия
Объемы выполнения (план) с разбивкой по годам действия программы
Плановые численные значения экономии в обозначенной размеренности с разбивкой по годам действия программы
ед. измерения
всего
2015
2016
2017
2018
ед. измерения
всего по годам экономия в указанной размерности
2016
2017
2018
численное значение экономии в указанной размерности
численное значение экономии, т у.т.
численное значение экономии, млн руб.
численное значение экономии в указанной размерности
численное значение экономии, т у.т.
численное значение экономии, млн руб.
численное значение экономии в указанной размерности
численное значение экономии, т у.т.
численное значение экономии, млн руб.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Котельная № 21-02
г. Ипатово, ул. Гагарина, д. № 123
ед.
1


1

тыс. м3







106,263
124,009
0,607






тыс. Квт. час







56,865
8,258
0,322






Гкал/год









0,000
21
Котельная № 24-02
Красногвардейский район, с. Красногвардейское,
ед.
1


1

тыс. м3







22,030
25,709
0,128






тыс. Квт. час







22,650
3,289
0,136






Гкал/год









0,000
22
Котельная № 31-03
г. Светлоград, ул. Комсомольская, д. № 14А
ед.
1


1

тыс. м3







27,030
31,544
0,156






тыс. Квт. час







18,432
2,677
0,093






Гкал/год







0,000

0,000
23
Котельная № 31-07
г. Светлоград, ул. Коминтерна, д. № 13А
ед.
1


1

тыс. м3







20,336
23,732
0,117






тыс. Квт. час







16,955
2,462
0,091






Гкал/год







60,002
10,134
0,055
24
Котельные № 33-18
Советский район, г. Зеленокумск, ул. Зои
ед.
1


1

тыс. м3







12,277
14,327
0,072






тыс. Квт. час







16,556
2,404
0,092






Гкал/год







0,000

0,000
25
Котельные № 33-19 Советский район, г. Зеленокумск, ул. Чапаева,
ед.
1


1

тыс. м3







9,454
11,033
0,055






тыс. Квт. час







13,918
2,021
0,077






Гкал/год







0,000

0,000
26
Котельная № 38-17
Шпаковский район, с. Надежда, ул. Рабочая, д. № 3А
ед.
1


1

тыс. м3







2,366
2,761
0,014






тыс. Квт. час







3,172
0,461
0,000






Гкал/год







0,005
0,001
0,000
27
Котельная № 15-01
г. Благодарный, ул. Первомайская, 10а
ед.
1



1
тыс. м3
















тыс. Квт. час
















Гкал/год










28
Котельная № 15-05
г. Благодарный, ул. Однокозова, 162А
ед.
1



1
тыс. м3
















тыс. Квт. час
















Гкал/год










29
Котельная № 15-18,
с. Алексеевское, ул. Советская, 142 А
ед.
1



1
тыс. м3
















тыс. Квт. час
















Гкал/год










30
Котельная № 16-36,
с. Красный Октябрь, ул. Победы, 7
ед.
1



1
тыс. м3
















тыс. Квт. час
















Гкал/год










31
Котельная № 21-01,
г. Ипатово, ул. Циолковского, 8А
ед.
1



1
тыс. м3
















тыс. Квт. час
















Гкал/год










32
Котельная № 21-04,
г. Ипатово, ул. Гагарина, 106
ед.
1



1
тыс. м3
















тыс. Квт. час
















Гкал/год










33
Котельная № 21-15,
г. Ипатово, ул. Келдыша, 15Б
ед.
1



1
тыс. м3
















тыс. Квт. час
















Гкал/год










34
Котельная № 21-21,
с. Октябрьское, ул. Ленина, 159А
ед.
1



1
тыс. м3
















тыс. Квт. час
















Гкал/год










35
Котельная № 16-59,
с. Левокумское, мкр. 1,1
ед.
1



1
тыс. м3
















тыс. Квт. час
















Гкал/год










36
Котельная № 26-50,
с. Побегайловка
ед.
1



1
тыс. м3
















тыс. Квт. час
















Гкал/год










37
Котельная № 29-04,
г. Новоалександровск, пер. Больничный, 1А
ед.
1



1
тыс. м3
















тыс. Квт. час
















Гкал/год










38
Котельная № 16-40,
с. Новоселицкое, ул. Пролетарская
ед.
1



1
тыс. м3
















тыс. Квт. час
















Гкал/год










39
Котельная № 31-06,
г. Светлоград, ул. Телеграфная, 81А
ед.
1



1
тыс. м3
















тыс. Квт. час
















Гкал/год











№ п/п
Наименование мероприятия
Объемы выполнения (план) с разбивкой по годам действия программы
Плановые численные значения экономии в обозначенной размеренности с разбивкой по годам действия программы
Показатели экономической эффективности
Срок амортизации, лет
Затраты (план), млн руб. (без НДС), с разбивкой по годам действия программы
Статья затрат
Источник финансирования
ед. измерения
всего
2015
2016
2017
2018
ед. измерения
2019
дисконтированный срок окупаемости, лет
ВНД, %
ЧДД, млн руб.
2015
2016
2017
2018
численное значение экономии в указанной размерности
численное значение экономии, т у.т.
численное значение экономии, млн руб.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
20
Котельная № 21-02
г. Ипатово, ул. Гагарина, д. № 123
ед.
1


1

тыс. м3







0,000
0,000
11,891

Кап. вложения
Собственные средства






тыс. Квт. час







0,000
0,000
0,000







Гкал/год







0,000
0,000
0,000



21
Котельная № 24-02
Красногвардейский район, с. Красногвардейское,
ед.
1


1

тыс. м3







0,000
0,000
2,926

Кап. вложения
Собственные средства






тыс. Квт. час







0,000
0,000
0,000







Гкал/год







0,000
0,000
0,000



22
Котельная № 31-03
г. Светлоград, ул. Комсомольская, д. № 14А
ед.
1


1

тыс. м3







0,000
0,000
3,177

Кап. вложения
Собственные средства






тыс. Квт. час







0,000
0,000
0,000







Гкал/год







0,000
0,000
0,000



23
Котельная № 31-07
г. Светлоград, ул. Коминтерна, д. № 13А
ед.
1


1

тыс. м3







0,000
0,000
3,003

Кап. вложения
Собственные средства






тыс. Квт. час







0,000
0,000
0,000







Гкал/год







0,000
0,000
0,000



24
Котельные № 33-18 Советский район, г. Зеленокумск, ул. Зои
ед.
1


1

тыс. м3







0,000
0,000
2,768

Кап. вложения
Собственные средства






тыс. Квт. час







0,000
0,000
0,000







Гкал/год







0,000
0,000
0,000



25
Котельные № 33-19
Советский район, г. Зеленокумск, ул. Чапаева,
ед.
1


1

тыс. м3







0,000
0,000
2,826

Кап. вложения
Собственные средства






тыс. Квт. час







0,000
0,000
0,000







Гкал/год







0,000
0,000
0,000



26
Котельная № 38-17
Шпаковский район, с. Надежда, ул. Рабочая, д. № 3А
ед.
1


1

тыс. м3







0,000
0,000
2,346

Кап. вложения
Собственные средства






тыс. Квт. час







0,000
0,000
0,000







Гкал/год







0,000
0,000
0,000



27
Котельная № 15-01
г. Благодарный, ул. Первомайская, 10а
ед.
1



1
тыс. м3
47,220
55,106
0,291




0,000
0,000
0,000
4,176
Кап. вложения
Собственные средства






тыс. Квт. час
29,668
4,308
0,179




0,000
0,000
0,000







Гкал/год
0,000

0,000




0,000
0,000
0,000



28
Котельная № 15-05
г. Благодарный, ул. Однокозова, 162А
ед.
1



1
тыс. м3
111,980
130,681
0,691




0,000
0,000
0,000
6,870
Кап. вложения
Собственные средства






тыс. Квт. час
50,257
7,298
0,276




0,000
0,000
0,000







Гкал/год
0,000

0,000




0,000
0,000
0,000



29
Котельная № 15-18,
с. Алексеевское, ул. Советская, 142А
ед.
1



1
тыс. м3
13,840
16,151
0,085




0,000
0,000
0,000
2,523
Кап. вложения
Собственные средства






тыс. Квт. час
5,536
0,804
0,040




0,000
0,000
0,000







Гкал/год
75,820
12,805
0,071




0,000
0,000
0,000



30
Котельная № 16-36,
с. Красный Октябрь, ул. Победы, 7
ед.
1



1
тыс. м3
47,850
55,841
0,298




0,000
0,000
0,000
4,375
Кап. вложения
Собственные средства






тыс. Квт. час
43,808
6,362
0,245




0,000
0,000
0,000







Гкал/год
0,000

0,000




0,000
0,000
0,000



31
Котельная № 21-01,
г. Ипатово, ул. Циолковского, 8А
ед.
1



1
тыс. м3
05,160
41,032
0,214




0,000
0,000
0,000
11,604
Кап. вложения
Собственные средства






тыс. Квт. час
39,370
5,717
0,224




0,000
0,000
0,000







Гкал/год
0,005
0,001
0,000




0,000
0,000
0,000



32
Котельная № 21-04,
г. Ипатово, ул. Гагарина, 106
ед.
1



1
тыс. м3
107,307
125,227
0,652




0,000
0,000
0,000
9,544
Кап. вложения
Собственные средства






тыс. Квт. час
3,492
0,507
0,020




0,000
0,000
0,000







Гкал/год
0,001
0,000
0,000




0,000
0,000
0,000



33
Котельная № 21-15,
г. Ипатово, ул. Келдыша, 15Б
ед.
1



1
тыс. м3
22,417
26,161
0,136




0,000
0,000
0,000
2,789
Кап. вложения
Собственные средства






тыс. Квт. час
13,737
1,995
0,078




0,000
0,000
0,000







Гкал/год
0,000
0,000
0,000




0,000
0,000
0,000



34
Котельная № 21-21,
с. Октябрьское, ул. Ленина, 159А
ед.
1



1
тыс. м3
12,633
14,743
0,077




0,000
0,000
0,000
2,525
Кап. вложения
Собственные средства






тыс. Квт. час
1,135
0,165
0,006




0,000
0,000
0,000







Гкал/год
0,000
0,000
0,000




0,000
0,000
0,000


35
Котельная № 16-59,
с. Левокумское, мкр 1,1
ед.
1



1
тыс. м3
73,963
86,315
0,456




0,000
0,000
0,000
5,219
Кап. вложения
Собственные средства






тыс. Квт. час
36,384
5,284
0,228




0,000
0,000
0,000







Гкал/год
382,510
64,602
0,394




0,000
0,000
0,000



36
Котельная № 26-50,
с. Побегайловка
ед.
1



1
тыс. м3
43,699
50,997
0,270




0,000
0,000
0,000
4,879
Кап. вложения
Собственные средства






тыс. Квт. час
11,169
1,622
0,067




0,000
0,000
0,000







Гкал/год
0,000

0,000




0,000
0,000
0,000



37
Котельная № 29-04,
г. Новоалександровск, пер. Больничный, 1А
ед.
1



1
тыс. м3
13,450
15,696
0,083




0,000
0,000
0,000
7,117
Кап. вложения
Собственные средства






тыс. Квт. час
47,808
6,943
0,220




0,000
0,000
0,000







Гкал/год
0,000

0,000




0,000
0,000
0,000



38
Котельная № 16-40,
с. Новоселицкое, ул. Пролетарская
ед.
1



1
тыс. м3
46,596
54,378
0,290




0,000
0,000
0,000
5,679
Кап. вложения
Собственные средства







31,510
4,576
0,145




0,000
0,000
0,000








284,738
48,089
0,260




0,000
0,000
0,000



39
Котельная № 31-06,
г. Светлоград, ул. Телеграфная, 81А
ед.
1



1
тыс. м3
4,492
5,242
0,028




0,000
0,000
0,000
3,116
Кап. вложения
Собственные средства







0,799
0,116
0,005




0,000
0,000
0,000








0,000
0,000
0,000




0,000
0,000
0,000




№ п/п
Наименование мероприятия
Объемы выполнения (план) с разбивкой по годам действия программы
Плановые численные значения экономии в обозначенной размеренности с разбивкой по годам действия программы
ед. измерения
всего
2015
2016
2017
2018
ед. измерения
всего по годам экономия в указанной размерности
2016
2017
2018
численное значение экономии в указанной размерности
численное значение экономии, т у.т.
численное значение экономии, млн руб.
численное значение экономии в указанной размерности
численное значение экономии, т у.т.
численное значение экономии, млн руб.
численное значение экономии в указанной размерности
численное значение экономии, т у.т.
численное значение экономии, млн руб.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
40
Котельная № 33-20,
г. Зеленокумск, ул. Мельничная, 42
ед.
1



1
тыс. м3
















тыс. Квт. час
















Гкал/год










41
Котельная № 33-21,
г. Зеленокумск, ул. З. Космодемьянской, 35А
ед.
1



1
тыс. м3
















тыс. Квт. час
















Гкал/год










42
Котельная № 36-05,
с. Подлесное, ул. Садовая, 18Б
ед.
1



1
тыс. м3
















тыс. Квт. час
















Гкал/год










43
Котельная № 38-23
с. Казинка, ул. Ленина, 71Е
ед.
1



1
тыс. м3
















тыс. Квт. час
















Гкал/год


















тыс. м3
1962,5
152,450
177,9
0,74
551,7
643,8
2,99
634,2
740,1
3,66








тыс. Квт. час
1984,6
30,586
4,4
0,11
655,3
95,2
2,89
946,8
130,4
4,15








Гкал/год
5173,5
222,8
37,6
0,16
2210,5
373,3
1,74
1955,5
330,3
1,62


ед.
43
3
12
10
17



220,0
1,01

1112,3
7,62

1200,7
9,43

--------------------------------
<*> Показатели экономической эффективности рассчитаны с учетом эксплуатационной экономии. Период расчета интегральных показателей 115 мес.


------------------------------------------------------------------