Экономия энергоресурсов на предприятии

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

В данной курсовой работе рассматривается разработка и технико-экономическое обоснование экономии энергоресурсов на предприятии.

На современном этапе развития экономики проблема энергоресурсов является основной. Возрастающая стоимость энергоресурсов привела к необходимости повышения эффективности их использования. Быстрый рост тарифов на электроэнергию, газ, тепло, воду в последние годы особенно заметен и можно, с большой вероятностью, предположить, что тенденция сохранится. Рост тарифов обусловлен в основном увеличением стоимости энергоносителей, износом генерирующих источников и транспортных коммуникаций энергоносителей. Предприятия должны ориентироваться в основном на разработку и выпуск приборов и автоматических систем учета энергоносителей, различных типов генераторов энергоносителей, разработку энергосберегающих технологий и оборудования.

Объектом данного курсового проекта является ГУП ПЭО "Байконурэнерго" котло-турбинный цех.

Предметом исследования являются производственные технологии потребления энергоресурсов на предприятии.

Целью является внедрение ресурсосберегающих технологий (замена мазута на природный газ), доказав их целесообразность и эффективность.

Задачи:

- рассмотреть энергоресурсы, используемые на предприятии;

-провести анализ внедрения нового ресурса;

- сравнить полученные результаты и сделать соответствующие выводы.



1. Котло-турбинный цех: его характеристика и анализ работы

1.1 Общая характеристика предприятия

Государственное унитарное предприятие производственно-энергетическое объединение "Байконурэнерго", сокращенно ГУП ПЭО "Байконурэнерго", города Байконур образовано в мае 1995 года на базе расформированных войсковых частей.

Входящий в состав данного предприятия котло-турбинный цех, который вел свою деятельность, как два отдельных цеха, был объединен 11 мая 2008 года.

Основные задачи цеха:

- выработка пара для обеспечения технологического процесса ТЭЦ и обеспечение сжатым воздухом для проведения ремонтных работ оборудования ТЭЦ;

- выработка тепловой и электрической энергии.

1.2 Состав, эксплуатационные характеристики и техническое состояние оборудования

Котельный цех:

- котлоагрегат БКЗ-50-39Ф ст. №1 (Q=50 т/ч, 39 кгс/) находится в эксплуатации. Соответствует требованиям НТД. Проведено техническое обслуживание. Исполнитель ЦЦР, ЦТиВК.

- котлоагрегат БКЗ-50ст. №2 (Q=50 т/ч, 39 кгс/) находится в эксплуатации. Соответствует требованиям НТД. Проведен текущий ремонт (с 10.10.07г. по 21.12.07 г.) с заменой змеевиков водяного экономайзера 1 ст. и улитки дымососа с всасывающим карманом. Исполнитель ЦЦР, ЦТиВК.

- котлоагрегат БКЗ-50ст. №3 (Q=50 т/ч, 39 кгс/) выведен из эксплуатации с 2001 г.

- котлоагрегат ГМ-50-1 ст. №4 (Q=50 т/ч, 39 кгс/) находится в эксплуатации. Соответствует требованиям НТД. Проведено техническое обслуживание. Исполнитель ЦЦР, ЦТиВК.

- котлоагрегат ГМ-50-1 ст. №5 (Q=50 т/ч, 39 кгс/) находится в эксплуатации. Соответствует требованиям НТД. Проведено техническое обслуживание. Исполнитель ЦЦР, ЦТиВК.

- котлоагрегат ГМ-50-1 ст. №6 (Q=50 т/ч, 39 кгс/) находится в эксплуатации. Соответствует требованиям НТД. Проведено техническое обслуживание. Исполнитель ЦЦР, ЦТиВК.

- котлоагрегат ГМ-50-1 ст. №7 (Q=50 т/ч, 39 кгс/) находится в эксплуатации. Соответствует требованиям НТД. Проведен текущий ремонт (с 27.11.06г. по 09.04.07 г.) с заменой змеевиков пароперегревателя 1, 2ст. и коллекторов в количестве 7 шт Проведено техническое обслуживание. Исполнитель ЦЦР, ЦТиВК.

- котлоагрегат ГМ-50-1ст. №8 (Q=50 т/ч, 39 кгс/) выведен из эксплуатации с 2001 г.

- котлоагрегат ГМ-50-1ст. №9 (Q=50 т/ч, 39 кгс/) выведен из эксплуатации с 2001 г.

- котлоагрегат БКЗ-75-ГМА ст. №10 находится в эксплуатации. Соответствует требованиям НТД. Проведено техническое обслуживание. Исполнитель ЦЦР, ЦТиВК.

- котлоагрегат БКЗ-75-ГМА ст. №11(Q=75 т/ч, 39 кгс/) находится в капитальном ремонте. Исполнитель ЗАО СКМ. При проведении гидроиспытания выявились многочисленные точечные коррозионные свищи змеевиков пароперегревателей 1-2 ст. и в/эк. 2 ст. Было принято техническое решение по замене нижних "калачей" и гибов змеевиков п/п 1-2 ст. по высоте 1,5 метра и змеевиков в/эк. 2ст. в количестве 15 тн. Работы завершены на 90%. Остались работы по восстановлению теплоизоляции барабана, коллекторов пароперегревателя и водяного экономайзера, а также трубопроводов в пределах котла (ЦТиВК). Дополнительно силами ЦЦР выполнены работы по замене трубопроводов АС, АП и дренажного полукольца.

- котлоагрегат БКЗ-75-ГМА ст. №12(Q=75 т/ч, 39 кгс/) находится в эксплуатации. Соответствует требованиям НТД. Проведен капитальный ремонт (с 10.04.07г. по 03.12.07 г.) с заменой змеевиков водяного экономайзера 2 ст., кубов ВЗП 1,2 ст. и газохода с рециркуляции воздуха. Исполнитель ЦЦР, ЦТиВК.

- компрессорная установка ст. №1 типа ВП-10/8 находится в эксплуатации. Соответствует требованиям НТД. Проведено техническое обслуживание. Исполнитель ЦЦР, ТЭЦ.

- компрессорная установка ст. №2 типа ВП2/10/9М находится в эксплуатации. Соответствует требованиям НТД. Проведено техническое обслуживание. Исполнитель ЦЦР, ТЭЦ.

- компрессорная установка ст. №3 типа ВП2/10/9М находится в эксплуатации. Соответствует требованиям НТД. Проведено техническое обслуживание. Исполнитель ЦЦР, ТЭЦ.

- мостовой кран 4оч. Зав. №746, рег.№8 ГМ , грузоподъемностью 10 тонн эксплуатация запрещена. После проведения ремонтных работ силами ЗАО СКМ заключение на эксплуатацию специализированной организацией не выдано.

- мостовой кран 1оч. Зав. №0801, рег.№11 ГМ , грузоподъемностью30/5 тонн эксплуатация запрещена. Дефекты выданные специализированной организацией не устранены.

- питательные трубопроводы 4 очереди 219x14 мм ст.20 находится в эксплуатации. Соответствует требованиям НТД. Были заменены 219x14 мм- 90 п.м. силами ЗАО СКМ.

Турбинный цех:

- паровая турбина ПТ-12-35/10м ст. №4 - находится в резерве. Соответствует требованиям НТД;

- паровая турбина ПТ-12-35/10м ст. №5 - находится в капитальном ремонте. Исполнитель ЗАО СКМ;

- паровая турбина ПТ-12-35/10м ст. №6 - находится в эксплуатации. Соответствует требованиям НТД. Проведено техническое обслуживание. Исполнитель ЦЦР;

- паровая турбина ст. №8 - находится в эксплуатации. Соответствует требованиям НТД. Проведено техническое обслуживание. Исполнитель ЦЦР;

- паровые турбины ст.№1,2,3 - списаны и сданы в госимущество РК;

- паровая турбина ПТ-12-35/10м ст. №7 - подготовлена к списанию;

- питательные насосы ПЭ-100-53 ст.№ 3,4,10 и ПЭ-150-53 ст.№7,9 - находится в эксплуатации. Соответствует требованиям НТД. Проведен текущий ремонт. Исполнитель ЦЦР. Проведена замена ПЭН-100-53 ст.№5,6,8 с фундаментом силами ЗАО СКМ по отраслевому титулу;

- питательные деаэраторы ДСА-100 ст.№3,4,5,6; ДСА-200 ст.№7,8 - находится в эксплуатации. Соответствует требованиям НТД. Проведен текущий ремонт. Исполнитель ЦЦР;

- подогреватели сетевой воды ПСВ-200-У БП №1,2,4,6; ПСВ-200-7-15 БО №1,2,3,4,5а,6а,9,10,11,12 - находится в эксплуатации. Соответствует требованиям НТД. Проведен текущий ремонт. Исполнитель ЦЦР;

- насосы градирни НДН-24 ст.№ 1,2,3,4,5 - находится в эксплуатации. Соответствует требованиям НТД. Проведен текущий ремонт. Исполнитель ЦЦР;

- конденсатные насосы бойлеров КС-50x55 ст. № 1,2,3,4,5,6,7,8,5а,6а,9,10,11,12 - находятся в эксплуатации. Соответствуют требованиям НТД. Проведен текущий ремонт. Исполнитель ЦЦР;

- трубопроводы 1,2 ата 630x12 мм - находятся в эксплуатации. Соответствуют требованиям НТД. По оси "А" проведена замена опорно-подвесной систем с 1 по 4 очереди цеха и заменены линзовые компенсаторы 600мм силами ЗАО СКМ;

- питательные трубопроводы 159x15 мм - находятся в эксплуатации. Соответствуют требованиям НТД. Гибы 159x15 мм в количестве 33 шт. заменены силами ЗАО СКМ.

1.3 Характеристика организационной структуры цеха

Должность	Количество работников	Заработная плата, тыс.руб
Начальник цеха	1	30
Заместитель начальника цеха	1	27
Начальник смены	5	20
Кладовщик	3	9,5
Слесарь по обслуживанию оборудования электростанций	10	15
Машинист крана	6	10,5
Старший машинист КТС	3	13,5
Машинист котла	6	10,5
Машинист обходчик по котловому оборудованию	6	12,5
Машинист компрессорных установок	5	12,5
Машинист паровых турбин	5	12,5
Машинист обходчик по турбинному оборудованию	6	12,5
Машинист насосных установок	5	12,5
Итого	62	198,5

Годовая заработная плата численности работников составляет 2382 тыс.руб. Отчисления во внебюджетные фонды составляют 719364 руб.



2. Эффективность использования энергоресурса

2.1 Энергоноситель - природный газ

Природный газ -- надежный, экологичный и эффективный энергоноситель. В настоящее время наш быт и экономику нельзя представить себе без природного газа и электроэнергии. Природный газ -- это горючее полезное ископаемое, которое, как и нефть добывается из подземных месторождений. Ввиду родственности происхождения залежи природного газа часто располагаются рядом с месторождениями нефти. Природный газ является самым экологически безвредным ископаемым энергоносителем, так как при его сгорании выделяется значительно меньше углекислого газа, чем при сгорании угля или нефти. Природный газ ввиду его высокой теплотворной способности является эффективным энергоносителем с многообразными возможностями применения. Российский природный газ отличается высокой теплотворной способностью. Ввиду высокого содержания метана он является самым высококачественным природным газом в мире.

2.2 Основные преимущества применения природного газа

§ дешевизна - метан, составляющий основу природного газа, является одним из самых дешевых видов топлива;

§ высокая теплота сгорания - метан обладает самой высокой удельной теплотой сгорания из наиболее распространенных газообразных, жидких и твердых видов топлива;

§ экологическая чистота - при сгорании метана продуктами горения являются СО₂ (углекислота) и Н₂О (вода), отсутствуют выделения тяжелых металлов, окиси углерода и пр.;

§ продление срока службы энергетического оборудования - оборудование, работающее на метане, сохраняет свою работоспособность многие годы (отсутствует образование сажевых отложений и т. п.).

Криогенная технология дает:

§ тепло и горячую воду - газовые котельные модульного типа или газовые водогрейные котлы различной мощности снабдят <дешевым> теплом жилые дома и предприятия;

§ централизованное снабжением газом домов и предприятий - система поселкового газопровода решит Ваши проблемы с поставками газа для бытовых и промышленных печей и другого оборудования;

§ дешевую электроэнергию - газовая электростанция обеспечит Вас электроэнергией, стоимость которой ниже средней по России, при этом нет необходимости протягивать линию электропередачи до населенного пункта;

§ сжатый метан - технология позволит осуществлять заправку газовых баллонов сжатым метаном для технологических нужд на месте потребления;

§ бесплатный <холод> - простые скороморозильные и холодильные установки с температурой заморозки -20°С/-150°С, работающие за счет испарения холодного СПГ, удовлетворят Ваши потребности при хранении продукции, сэкономят электроэнергию;

2.3 Запасы природного газа

Запасами природного газа обладают почти все страны мира, однако самые значительные из них сконцентрированы в определенных частях нашей планеты.

Крупные залежи природного газа расположены в России, на Ближнем Востоке, в регионе Персидско-Арабского залива, в Северной Америке включая США, на Дальнем Востоке, в Китае, а также в Африке -- Алжире и Нигерии.

Европа также обладает запасами природного газа и, прежде всего, в Северном море и странах, расположенных на его побережье. Крупнейшие европейские запасы природного газа залегают в Норвегии и Нидерландах. Собственная добыча природного газа Германии обеспечивает одну пятую часть ее общей потребности.

Схемы запасов природного газа приведены в приложении А

Для реализации проекта необходимо выполнить:

Наименование	Стоимость, млн. руб.
Предпроектные работы	0,2
Покупка производственных площадей и строительно-монтажные работы	27
Покупка, монтаж оборудования и обучение персонала	125
Внедрение производственных, учетных и административных процессов (включая автоматизацию)	0,8
Общая стоимость проекта

Подробный перечень см. Приложение



3. Экономическое обоснование

3.1 Расчет прибыли

Расходы = Эксплуатационные расходы + Заработная плата + амортизационные отчисления + Прочие расходы

Прибыль = Доходы - Расходы - НДС

Чистая прибыль = Прибыль - Налог на прибыль

Сумма доходов отражают сумму, которую реально получить и возможно выполнить, исходя из планируемой загрузки оборудования.

Затраты могут быть как единовременные (приобретение оборудования, наем специалистов, затраты на консультации и т.п.), так и постоянные, связанные с использованием проекта (эксплуатационные расходы на содержание оборудования, фонд оплаты труда работников, эксплуатирующих объект, расходы на потребление электроэнергии, и т.д.).

Эксплуатационные расходы

Наименование	тыс.руб./ год	тыс.руб./ месяц	НДС, тыс.руб./год
Производственные расходы
Содержание зданий и сооружений	1 180	98,33	180
Обслуживание и ремонт оборудования	88 500	7375	13 500
Представительские и командировочные расходы	944	78,67	144
Приобретение малоценного инвентаря	590	49,17	90
Коммунальные услуги
Электропотребление	917, 568	76, 464	139, 968
Теплоснабжение	462, 608	38, 551	70, 567
Хоз. питьевая вода	19, 838	1, 653	3, 026
Услуги связи	413	34, 417	63
Расходы на аренду офиса	0	0	0
Хозяйственные расходы
Спецодежда и защитные приспособления	590	49, 167	90
Канцелярия и расходные материалы	94, 400	7, 867	14, 400
Хозяйственный инвентарь	9 ,440	0,787	1, 440
Расходы на услуги сторонних организаций
Услуги банка	177	14, 750	27
Итого	92394	7601,957	14094

Амортизационные отчисления

Наименование	руб./год	руб./месяц
Оборудование	11 000 000	916 667
Производственные помещения	2 083 333	173 611
Итого:	13 083 333	1 090 278

Расходы на заработную плату

-ОЗП составляет 198,5 тыс.руб.;

- ДЗП составляет 39,7 тыс.руб.

Общая сумма ЗП составляет 2744,064 тыс.руб.

Прочие расходы составляют 50 тыс.руб.

Сумма расходов = 14094+13083,33+2744,064+50= 29252,03 тыс.руб.

Все значения по расчету прибыли занесем в таблицу

Таблица - Расчет прибыли

Доход	14 000 000
Доход (без НДС)	11 960 624
Расходы	29252,03
Прибыль	6 541 102
Чистая прибыль за месяц	4 971 238

Расчетный коэффициент экономической эффективности капитальных вложений составляет:

, (1)



где Е_р - расчетный коэффициент экономической эффективности капитальных вложений; Э_уг - ожидаемая условно-годовая экономия, руб.;

К - капитальные вложения на создание системы, руб.

Расчетный срок окупаемости капитальных вложений составляет:

, (2)

где Е_р - коэффициент экономической эффективности капитальных вложений.

Расчет динамических показателей эффективности капитальных вложений (чистого дисконтированного дохода, индекса доходности, внутренней нормы доходности). Чистый дисконтированный доход (ЧДД и NPV) определяется по формуле:

, (3)

где Р_t - ожидаемые результаты от внедрения;

З_t - ожидаемые затраты (капитальные и текущие);

Э_t = (Р_t - 3_t) - эффект, достигаемый на t-м шаге расчета;

К - капитальные вложения;

t - номер шага расчета (t = 0,1,2,...Т);

Т - горизонт расчета;

E - постоянная норма дисконта, %.

Расчет индекса доходности (ИД и PI) позволяет определить, сможет ли текущий доход от проекта покрыть капитальные вложения в него. Он рассчитывается по формуле:



, (4)

Если ИД > 1, проект эффективен; если ИД < 1 - неэффективен.

Внутренняя норма доходности (ВНД или IRR) представляет собой ту норму дисконта (Е_вн), при которой величина приведенных эффектов равна приведенным капиталовложениям.

Иными словами Е_вн (ВНД) является решением уравнения:

, (5)

Если значение Е_вн больше или равно требуемой инвестором нормы дохода на вложенный капитал, то с его точки зрения вложения в проект эффективны.

Внутренняя норма доходности характеризует максимальную отдачу, которую можно получить от проекта, т.е. норму прибыли на вложенный капитал, при которой чистый дисконтированный доход по проекту равен нулю. При этом внутренняя норма доходности представляет собой предельно допустимую (максимальную) стоимость денежных средств (величину процентной ставки по кредиту, размер дивидендов по эмитируемым акциям и т.д.), которые могут привлекаться для финансирования проекта.



3.2 Экономические показатели эффективности

Таблица - Динамические показатели эффективности капитальных вложений

Показатели расчетов	Условное обозначение	Значение
Затраты на разработку и внедрение системы, руб.	К
…………………….	…………..	…………..
Чистый дисконтированный доход, руб.	ЧДД
Индекс доходности	ИД
Дисконтированный срок окупаемости, год	Tр
Внутренняя норма доходности	Евн

Кредит	-120 000 000
Годовая чистая прибыль	59 654 850
Дисконтная ставка	0,20
IRR	0,31
NPV (5 лет)	33 548 332
Период окупаемости	3,5 года
Точка безубыточности (за год)	46 650 000

турбинный энегроресурс газ вложение

NVP считается за 5 лет, это обосновано периодом гарантированного качества продукции.

Предполагаемый денежный поток

№ года	Денежный поток	Дисконтированный поток	Суммированный дисконтированный поток
0	-120 000 000	-120 000 000	-120 000 000
1	29 827 425	24 856 188	-95 143 812
2	59 654 850	41 426 979	-53 716 833
3	59 654 850	34 522 483	-19 194 350
4	59 654 850	28 768 736	9 574 386
5	59 654 850	23 973 946	33 548 332



Размещено на Allbest.ru