Обоснование эффективности модернизации РК-3 РУП "Могилевэнерго" с внедрением газотурбинных установок

Размещено на http://www.allbest.ru/

22

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования Республики Беларусь

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное агентство по образованию

ДИПЛОМНАЯ РАБОТА

Обоснование эффективности модернизации РК-3 РУП «Могилевэнерго» с внедрением газотурбинных установок

Студент Т.Н. Зайцева

Руководитель К. А. Токменинов

Могилев 2012 г.

Реферат

Объем 57 с., 4 рисунка, 7 таблиц, 17 источников, 3 приложения.

Обоснование эффективности модернизации РК-3 РУП “Могилевэнерго” с внедрением газотурбинных установок.

ДИНАМИЧЕСКИЙ СРОК ОКУПАЕМОСТИ ПРОЕКТА, ЧИСТЫЙ ДИСКОНТИРОВАННЫЙ ДОХОД, ВНУТРЕННЯЯ НОРМА РЕНТАБЕЛЬНОСТИ, ПРОСТОЙ СРОК ОКУПАЕМОСТИ ПРОЕКТА, ЧИСТАЯ ПРИБЫЛЬ.

Объектом исследования в дипломной работе является РУП “Могилевэнерго” филиал Могилевские тепловые сети.

Цель работы - технико-экономическое обоснование внедрения газотурбинных установок на котельной РК-3 города Могилева для перевода ее в статус мини ТЭЦ с выработкой электрической и тепловой энергии.

В процессе выполнения работы были рассчитаны динамический срок окупаемости проекта, который составит 15,8 лет, внутренняя норма рентабельности, чистый дисконтированный доход, а также простой срок окупаемости. Также была подтверждена целесообразность и эффективность инвестиционного проекта и его перспективность для города Могилева.

В результате был предложен вариант внедрения двух газотурбинных установок и двух котлов-утилизаторов. Срок окупаемости данного оборудования составит 15 лет и 8 месяцев.

Содержание

Введение

1. Анализ структуры предприятия филиала РУП «Могилевэнерго» Могилевские тепловые сети

1.1 Организационная структура филиала, виды его деятельности

1.2 Информация, используемая для управления предприятием

2. Постановка задачи дипломной работы

2.1 Описание котельной РК-3 города Могилева

2.2 Методика обоснования экономической эффективности инвестиционного проекта

3. Автоматизация технологических процессов и управления

3.1 Автоматизация на современном этапе развития энергетики

3.2 Особенности системы управления ГТУ

4. Экономические результаты работы

4.1 Оценка эффективности инвестиционного проекта

4.2 Обоснование экономической эффективности инвестиционного проекта

5. Охрана труда на предприятии

5.1 Организация системы управления охраной труда на предприятии

5.2 Идентификация и анализ вредных и опасных факторов

5.3 Организационные, технологические и иные решения по устранению вредных и опасных факторов

5.4 Индивидуальное задание

5.5 Оценка влияния предприятия на экологическую среду

5.6 Выводы и предложения

Заключение

Список использованных источников

Введение

В любой стране энергетика является базовой отраслью экономики, стратегически важной для государства. От её состояния и развития зависят соответствующие темпы роста других отраслей хозяйства, стабильность их работы и энерговооруженность. Энергетика создает предпосылки для применения новых технологий, обеспечивает наряду с другими факторами современный уровень жизни населения. На независимости страны от внешних, импортируемых энергоресурсов основывается высокая позиция государства на международной политической арене.

В промышленности электрическая энергия из тепловой получается путем промежуточного преобразования её в механическую работу. Перспективное направлении развития энергетики связано с газотурбинными (ГТУ) и парогазовыми (ПГУ) энергетическими установками тепловых электростанций. Эти установки имеют особые конструкции основного и вспомогательного оборудования, режимы работы и управление. ПГУ на природном газе - единственные энергетические установки, которые в конденсационном режиме работы отпускают электроэнергию с электрическим кпд более 58% .

Газотурбинная установка состоит из двух основных частей - это силовая турбина и генератор, которые размещаются в одном корпусе. Поток газа высокой температуры воздействует на лопатки силовой турбины (создает крутящий момент). Утилизация тепла посредством теплообменника или котла-утилизатора обеспечивает увеличение общего коэффициента полезного действия (КПД) установки.

ГТУ может работать как на жидком, так и на газообразном топливе. В обычном рабочем режиме - на газе, а в резервном (аварийном) - автоматически переключается на дизельное топливо. Оптимальным режимом работы газотурбинной установки является комбинированная выработка тепловой и электрической энергии. ГТУ может работать как в базовом режиме, так и для покрытия пиковых нагрузок.

Принцип работы ГТУ представлен на рисунке 1.

Атмосферный воздух через входное устройство КВОУ (комбинированное воздухообрабатывающее устройство) (6) поступает в компрессор (1), где сжимается и направляется в регенеративный воздухоподогреватель (7), а затем через воздухораспределительный клапан (5) в камеру сгорания (2). В камере сгорания в потоке воздуха сжигается топливо, поступающее через форсунки. Горячие газы поступают на лопатки газовой турбины (3), где тепловая энергия потока превращается в механическую энергию вращения ротора турбины. Мощность, полученная на валу турбины, используется для привода компрессора (1) и электрогенератора (4), который вырабатывает электроэнергию. Горячие газы после регенератора (7) поступают в водогрейный котел -- утилизатор (8), а потом уходят в дымовую трубу (13). Сетевая вода, подаваемая сетевыми насосами (12), нагревается в водогрейном котле-утилизаторе (8) и пиковом котле (10) и направляется в центральный тепловой пункт (ЦТП). Подключение потребителей к ЦТП осуществляется при организации независимого контура. В качестве топлива используется природный газ. При аварийном прекращении подачи газа оба котла и ГТУ (при частичной нагрузке) переводятся для работы на сжиженный пропан-бутан (СУГ -- сниженные углеводородные газы).



Рисунок 1 - Принцип работы ГТУ.

Газотурбинные установки обладают следующими достоинствами:

- высокая надежность: ресурс работы основных узлов составляет до 150 тыс. ч, а ресурс работы до капитального ремонта -- 50 тыс. ч;

- коэффициент использования топлива (КИТ) при полной утилизации тепла достигает 85%;

- экономичность установки: удельный расход условного топлива на отпуск 1 кВт электроэнергии составляет 0,2 кг у. т., а на отпуск 1 Гкал тепла -- 0,173 кг у. т.;

- возможность автоматического и дистанционного управления работой ГТУ, автоматическое диагностирование режимов работы станции.

Котел - утилизатор - это теплообменное устройство, предназначенное для передачи энергии тепла выхлопных газов или пара в теплую воду или пар.

Котел-утилизатор представлен на рисунке 2.



Рисунок 2 - Котел-утилизатор.

Применение котлов-утилизаторов существенно повышает эффективность работы оборудования, результатом работы которого являются выхлопные газы или пар.

Котлы утилизаторы позволяют получать:

- горячую воду - применяются на объектах, испытывающих потребность в горячей воде и позволяют оптимизировать затраты на тепло, используя на полезные нужды тепло уходящих выхлопных газов котельных или газотурбинных электростанций;

- пар - применяются на объектах, использующих большое количество пара в технологических нуждах.

Котлы утилизаторы устанавливаются на отвод выхлопных газов паровых котлов или газовых электростанций, увеличивая, таким образом, выработку пара для нужд объекта.

Таким образом, целями данной дипломной работы являются:

- обоснование экономической эффективности закупки и установки ГТУ и котлов-утилизаторов для дополнительной выработки тепловой энергии и впервые электрической энергии на площадке РК-3 города Могилева;

- расчет экономических результатов внедрения нового оборудования и определение его срока окупаемости.

1. Анализ структуры предприятия филиала РУП «Могилевэнерго» Могилевские тепловые сети

1.1 Организационная структура филиала, виды его деятельности

Филиал РУП «Могилевэнерго» Могилевские тепловые сети является звеном производственно-хозяйственного комплекса по производству, передаче, распределению и реализации электрической и тепловой энергии.

Филиал участвует в процессе энергоснабжения народного хозяйства, бытовых и других потребителей в соответствии с заданным режимом работы.

Основными задачами филиала являются:

- выработка, транспорт и доведение потоков энергии до потребителей;

- содержание основных фондов в состоянии эксплуатационной готовности и соблюдение оперативно-диспетчерской дисциплины, а также обеспечение надежности, экономичности, безопасности и безаварийности работы оборудования, сооружений, устройств в соответствии с правилами технической эксплуатации, правил техники безопасности и другими нормативными документами.

Предметами деятельности филиала являются:

- производство электроэнергии тепловыми электростанциями;

- передача и распределение электроэнергии электросетями;

- теплоснабжение;

- производство тепловой энергии тепловыми станциями, электростанциями, самостоятельными котельными, прочими источниками;

- сбор, очистка и распределение воды;

- ремонт, техническое обслуживание средств измерений и контрольно-измерительных приборов и другие виды деятельности.

Филиал является обособленным структурным подразделением РУП «Могилевэнерго», имеет отдельный незаконченный баланс с последующим включением его в сводный баланс и отчетность предприятия (РУП «Могилевэнерго».

С разрешения и по ходатайству РУП «Могилевэнерго» филиал имеет право открывать расчетные и другие счета, кроме валютных, в учреждениях банка, имеет печать со своим наименованием и не является юридическим лицом.

Имущество находится в республиканской собственности на праве хозяйственного ведения.

Управление филиалом осуществляется на основе сочетания принципов единоначалия, самоуправления трудового коллектива и прав государства, как собственника, по хозяйственному использованию своего имущества. Предприятие наделяет филиал правом вырабатывать структуру, утверждаемую генеральным директором РУП «Могилевэнерго», составлять и утверждать штатное расписание.

Целью филиала является деятельность, направленная на извлечение прибыли.

Подразделения филиала: котельные №1, 2, 3 г.Могилева, Могилевская ТЭЦ-1, Кричевская ТЭЦ, Костюковичский район тепловых сетей.

Особенностями энергетического производства являются:

- жесткая и непрерывная связь производства и потребления энергии, совпадение во времени фазы ее производства с фазой потребления при определяющем влиянии величины и режима потребления энергии;

- цикл производства энергии на электростанции завершается ее передачей по сетям до потребителя. Передача и распределение электрической энергии вызывают необходимость ее трансформации с низкого на высокое напряжение и с высокого на низкое, что связано с потерей электроэнергии, как при ее трансформации, так и при передаче по линиям электросетей;

- отсутствие незавершенного производства;

- энергетика - единственная отрасль промышленности, выпускаемая продукция которой не складируется;

- неравномерность производства электрической и тепловой энергии в связи с сезонными колебаниями ее потребления внутри года (квартальными), внутри месяца (суточными) и внутри суток (часовыми), которые предопределяют переменный режим ее производства на электростанциях;

- необходимость обеспечения бесперебойного снабжения потребителей энергии высокого качества (частоты и напряжения).

Схема организационной структуры филиала РУП «Могилевэнерго» Могилевские тепловые сети представлена в приложении А.

Могилевские тепловые сети являются одним из филиалов РУП «Могилевэнерго». Филиал не является юридическим лицом и осуществляет свою деятельность на основании Положения (представлено в приложении Б). Руководство филиалом осуществляет руководитель, действующий на основании доверенности, выданной ему в установленном порядке.

Могилевские тепловые сети являются звеном производственно-хозяйственного комплекса по производству, передаче, распределению и реализации электрической и тепловой энергии.

Филиал участвует в процессе энергоснабжения народного хозяйства, бытовых и других потребителей в соответствии с заданным режимом работы.

На 1 января 2011 года в МТС имеется одна тепловая электростанция и пять котельных. Перечень котельных и электростанций представлен в таблице 1.

Таблица 1 - Перечень котельных и электростанций

Показатель	Значение
Могилевская ТЭЦ - 1	200 Гкал/ч в горячей воде
Могилевская котельная № 1	450 Гкал/ч в горячей воде
Могилевская котельная № 2	150 Гкал/ч в горячей воде
Могилевская котельная № 3	150 Гкал/ч в горячей воде
Костюковичская котельная	65 т/ч в паре
Кричевская котельная	75 т/ч в паре

Теплоснабжение потребителей района "Заднепровье" и зоны теплоснабжения РК-1 г. Могилева с 23.10.2009 года осуществляется от Могилевской тепловой электростанции № 2 (МТЭЦ-2) по двухконтурной схеме теплоснабжения, а РК-1 переведена в «пиковый» режим работы по перегретой воде. Теплоснабжение потребителей остальных районов города осуществляется от Могилевской тепловой электростанции № 1 (МТЭЦ-1), районной котельной № 2, котельной № 3.

Отпуск тепла и производится по закрытой двухтрубной схеме с температурными графиками работы:

- в отопительный сезон 2010/11 годов - для всех теплоисточников 120°С на 63°С, со срезкой на 105°С, за исключением МТЭЦ-2, для которой был утвержден «повышенный» температурный график 140°С на 70°С с верхней срезкой на 120°С и нижней: 70°С и РК-1, для которой на отопительный сезон 2010/11 годов согласован температурный график 130 °С на 65°С с верхней срезкой на 105 °С.

Увеличение температуры теплоносителя в зоне нижней срезки до 65°С на отопительный период 2010/11 годов связано с передачей нагрузок котельной вагонного депо, и вызвано необходимостью соблюдения социальных стандартов по обеспечению населения тепловой энергией.

- в отопительный сезон 2009/10 годов - «Эксплуатационный температурный график» РК-1- 90/62°С, РК-2-90/62°С,РК-3-90/61°С,ТЭЦ-1 -92/63°С;

- ТЭЦ-2 температурный график работы первого контура 150/70°С со срезкой на 112°С, «Эксплуатационный температурный график» второго контура 92/63°С, режим работы второго контура насосной зоны теплоснабжения МТЭЦ-2- 95/66°С.

Магистральные трубопроводы от теплоисточников до потребителей выполнены в надземном и подземном исполнении диаметрами от 1020 мм до 219 мм. Внутриквартальные тепловые сети, находящиеся на балансе РУП «Могилевэнерго» выполнены в надземном и подземном исполнении диаметрами от 250 мм и менее.

Протяженность тепловых сетей предприятия составляет 381,7782 км в однотрубном исчислении, в том числе по способу прокладки:

- подземная - 224,5867 км (в однотрубном исчислении);

- надземная - 133,445 км (в однотрубном исчислении).

1.2 Информация, используемая для управления предприятием

В процессе своего развития человечество в любой сфере деятельности последовательно проходило стадии от ручного кустарного труда до высокотехнологичного промышленного производства. В первую очередь усилия были направлены на облегчение физического труда, а информационная сфера долгие годы была уделом умственного труда человека и с каждым годом требовала большего количества трудовых ресурсов. Появление ЭВМ и сетей передачи данных способствовало революционным процессам в области информатизации и позволило перейти на промышленный уровень технологий и инструментальных средств.

На основе информационных технологий решается задача автоматизации информационных процессов. Информация, как продукт информационных технологий, в значительной степени структурируется и формируется в виде знаний.

В настоящее время информация - один из самых дорогих видов ресурсов. Это проявляется в тенденции стремительного перекачивания трудовых ресурсов из сферы материального производства в информационную.

Информация - это сведения об объектах и явлениях окружающей среды, их параметрах, свойствах и состоянии, которые уменьшают имеющуюся о них степень неопределенности, неполноты знаний. Одновременно информация представляет собой новые сведения, позволяющие улучшить процессы, связанные с преобразованием вещества, энергии и самой информации.

Информационные ресурсы являются базой для создания информационных продуктов.

Совокупность данных, сформированная их производителями для дальнейшего распространения, представляет собой информационный продукт, или продукт информационной деятельности, который может существовать как в вещественной, так и в невещественной форме. Таким образом, информационный продукт отражает информационную модель производителя, в которой воплощены, в первую очередь, его собственные представления о предметной области.

С помощью информационных продуктов потребитель имеет возможность удовлетворять потребность в новых сведениях и знаниях, а также различные эстетические потребности. Информационные товары и услуги предоставляют определенную информацию и средства, которые позволяют воссоздавать необходимые знания.

Чрезвычайно важно, чтобы информация для потребителя имела смысл. Потребитель информации может ее оценивать в зависимости от того, где и для какой конкретной задачи информация используется. Поэтому выделяют такие аспекты информации, как прагматический, семантический и синтаксический.

Прагматический аспект рассматривает информацию с точки зрения ее практической полезности, ценности для потребителя и принятия им решений. Прагматический аспект связан с возможностью достижения поставленной цели с использованием получаемой информации.

Семантический аспект позволяет оценить смысл передаваемой информации и определяется семантическими связями между словами или другими смысловыми элементами языка.

Синтаксический аспект информации связан со способом ее представления. В зависимости от реального процесса, в котором участвует информация она представляется в виде специальных знаков, символов.

Информация обладает следующими свойствами:

- всегда существует вещественный или энергетический ее носитель;

- информация имеет количественные и качественные характеристики, что позволяет автоматизировать управленческий труд;

- информация количественно не изменяется от употребления и может многократно использоваться;

- информация способна накапливаться;

- существование информации определяется ее использованием, неиспользуемые сведения устаревают.

Информационные процессы (сбор, обработка, передача информации) всегда играли важную роль в науке и технике. Наблюдается устойчивая тенденция к автоматизации этих процессов при сохранении их внутреннего содержания.

Сбор информации - это деятельность субъекта, в ходе которой он получает сведения об интересующем его объекте. Сбор информации может производится человеком или аппаратом.

Обмен информацией - процесс, в ходе которого источник информации ее передает, а получатель принимает. Если в сообщении обнаружены ошибки, организуется повторная передача информации. В результате обмена между источником и получателем устанавливается информационный баланс, когда получатель обладает той же информацией, что и источник.

Хранение информации - это процесс поддержания исходной информации в виде, обеспечивающем выдачу данных по запросам конечных пользователей в установленные сроки.

Обработка информации - упорядоченный процесс ее преобразования в соответствии с алгоритмом решения задачи.

В системах организационного управления выделяют экономическую информацию, связанную с управлением людьми, и техническую информацию, связанную с управлением техническими объектами. Она сопровождает разработку новых изделий, материалов, конструкций, агрегатов, технологических процессов. Научную и техническую информацию объединяют термином научно-техническая информация.

Экономическая информация отражает процессы производства, распределения, обмена и потребления материальных благ и услуг. В связи с тем, что экономическая информация большей частью связана с общественным производством, ее часто называют производственной информацией. Экономическая информация характеризуется большим объемом, многократным использованием, обновлением и преобразованием, большим числом логических операций и относительно несложных математических расчетов для получения многих видов результатной информации.

Структурной единицей экономической информации является показатель. Показатель представляет собой контролируемый параметр экономического объекта и состоит из совокупности реквизитов. Реквизит - это логически неделимый элемент показателя, отражающий определенные свойства объекта или процесса. Реквизит нельзя разделить на более мелкие единицы без разрушения его смысла.

2. Постановка задачи дипломной работы

2.1 Описание котельной РК-3 города Могилева

Площадка существующей котельной РК-3 расположена в северной части города Могилева, ул. Кулибина,11а, на территории ранее принадлежавшей заводу «Могилевсельмаш», по улице Крупской, 202. Она имеет размеры 360 м на 115,0 м и вытянута с северо-запада на юго-восток.

С северо-запада и юго-запада площадку ограничивает веер железнодорожных путей на промышленные предприятия. С северо-востока территория котельной граничит с территорией завода «Моэзам», с юго-востока - с территорий завода «Могилевтрансмаш», с юго-запада - с территорией РУП «Могилевпромтара».

Автомобильный проезд на территорию котельной осуществляется с улицы Кулибина.

Районная котельная РК-3 г. Могилева является источником централизованного теплоснабжения завода «Могилевсельмаш» и обеспечивает теплом в горячей сетевой воде жилищно-коммунальный сектор северного района г. Могилева.

Установленная тепловая мощность котельной - 205 Гкал/ч.

Отпуск тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение осуществляется по графику 150/70°С, на горячее водоснабжение по схеме с закрытым водоразбором.

В водогрейной части котельной установлено три водогрейных котла КВГМ-50 ст. №№1,2,3 теплопроизводительностью Q=50 Гкал/ч каждый.

В паровой части котельной установлено два паровых котла Гм-50-14ст. №№4,5 паропроизводительностью по D0=50 т/ч каждый.

Все котлы предназначены для сжигания природного газа и топочного мазута.

Отпуск пара промышленным потребителям в настоящее время нет и магистральный трубопровод пара на производство отглушен.

Тепловые нагрузки в горячей воде Могилевской РК-3 на расчетный срок составляют:

- максимальная тепловая нагрузка Qmax=57,9 Гкал/ч;

- минимальная тепловая нагрузка Qmin=8,0 Гкал/ч.

Система теплоснабжения потребителей РК-3 сохраняется существующая - закрытая.

Согласно заданию на проектирование на РК-3 в городе Могилеве предусматривается установка парогазовой установки мощностью 15,5 МВт для выработки электрической и тепловой энергии за счет использования современного парогазового комбинированного цикла.

Паровая турбина располагается в существующем здании котельной на отм.+3,000 в осях 2-3 между рядами Д-В. Для ее обслуживания предусматриваются металлические площадки.

Выдача мощности ПГУ предусматривается на напряжении 10,5 кВ на подстанции «Трансмаш» и «Силикатная». Для подключения генераторов предусматривается замена существующего РУ-10 кВ с масляными выключателями на новое РУ-10 кВ с вакуумными выключателями. РУ-10 кВ выполняется с одиночной секционированной системой шин.

В секционной перемычке устанавливаются два выключателя. Генераторы подключаются к РУ-10 кВ по одному на каждую секцию.

Для выдачи мощности в энергосистему предусматривается замена существующих кабелей линий связи РУ-10 кВ котельной «Трансмаш» и РУ-10 кВ котельной - «Силикатная» на кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена.

К новому РУ-10 кВ подключаются существующие электропотребители котельной (понижающие трансформаторы 10/6,3 кВ сетевых насосов, трансформаторы существующих РУСН-0,4 кВ).

Управление технологическими процессами осуществляется:

- основное управление осуществляется с центрального теплового щита управления газотурбинными установками с автоматизированных рабочих мест операторов-технологов (АРМОТ);

- для выполнения локальных операций и как резервное место управления-с местных щитов управления;

- для выполнения профилактических, ремонтных и других работ предусмотрены посты управления запорной арматурой, установленные по месту.

Визуализация хода технологического процесса и управление технологическим оборудованием ведется на АРМОТ и экранов местного управления.

По предварительным оценкам для работы одной газотурбинной установки требуется подача газа со следующими параметрами:

- расход газа - 2068 нм³/ч;

- давление газа - 2,4 МПа.

Суммарный расход газа на газотурбинные установки составит 4136 нм³/ч.

Выдача электрической мощности от устанавливаемых агрегатов на существующее распределительное устройство осуществляется по электрическим сетям внутри здания котельной.

Существующая железобетонная дымовая труба высотой 88 м расположена со стороны ряда «Д» главного корпуса котельной, на расстоянии 21 м от него.

Для охлаждения оборудования предусматривается установка вентиляторных градирен.

Основные технико-экономические показатели площадки котельной приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Основные технико-экономические показатели

Показатели	Количество
	Факт	План
1 Площадь территории котельной в ограде, га	4,00	4,00
2 Площадь застройки, га	1,45	1,61
3 Плотность застройки, %	36,25	40,25
4 Коэффициент использования территории, %	55,50	61,0
5 Площадь автодорог и площадок, га	0,77	0,83
6 Протяженность железных дорог в ограде, км	0,260	0,260
7 Протяженность ограждения котельной, км	0,985	0,985

В настоящее время в корпусе котельной установлено следующее основное оборудование:

- два паровых котла ГМ-50-14 ст. №№4,5 (Ро=1,4 МПа, Do=50 т/ч );

- три водогрейных котла КВГМ-50 ст. №№ 1,2,3 (Q=50 Гкал/час).

В рамках реконструкции предусматривается:

- установка двух газотурбинных установок с электрической мощностью по 6 МВт каждая;

- установка двух котлов-утилизаторов паропроизводительностью 12,5 т пара в час с параметрами P=1,3 МПа и t=225°С;

- установка паровой турбины электрической мощностью 3,5 МВт.

Техническая характеристика котла-утилизатора:

- паропроизводительность (при Тн.в.=+15°С) 12,5 т/ч;

- давление пара 1,3 МПа;

- температура пара 225°С;

- теплопроизводительность ГПСВ 1,5-3,0 Гкал/ч;

- температура сетевой воды на входе/выходе из котла 70/115°С;

- температура уходящих газов (за ГПСВ) 100°С;

- КПД котла-утилизатора 76-77,3

- масса котла-утилизатора 95 т.

2.2 Методика обоснования экономической эффективности инвестиционного проекта

Основным нормативно-правовым актом, регулирующим инвестиционную деятельность в нашей стране, является Инвестиционный кодекс Республики Беларусь, принятый палатой представителей 30 мая 2001 г. и одобренный Советом Республики 8 июня 2001 г. Он устанавливает правовые условия инвестиционной деятельности в стране, защищает права субъектов инвестиционной деятельности всех форм собственности, направлен на эффективное функционирование народного хозяйства.

Кроме этого в настоящее время приняты «Правила по разработке бизнес-планов инвестиционных проектов», которые утверждены постановлением Министерства экономики Республики Беларусь от 31.08.2005 г. за № 158. Согласно данным правилам эффективность инвестиций характеризуется системой показателей, отражающих соотношение связанных с инвестициями затрат и результатов и позволяющих судить об экономических преимуществах одних инвестиций над другими.

Для расчета экономической эффективности инвестирования правилами предусматривается расчет следующих показателей:

1) чистый дисконтированный доход (NPV);

2) внутренняя норма рентабельности (IRR);

3) динамический срок окупаемости;

4) простой срок окупаемости проекта.

Также используют и показатель PV - текущая стоимость. В переводе с английского Present Value (PV) обозначает настоящую или текущую стоимость, т.е. стоимость будущих денежных величин, приведенных к текущему времени путем их дисконтирования.

Показатель Net Present Value (NPV) - чистая текущая стоимость - в разных источниках с английского языка переводится как: чистая текущая стоимость; чистая приведенная стоимость; чистый приведенный доход. NPV рассчитывается путем приведения всех расходов и поступлений денежных средств за время функционирования инвестиционных вложений к текущей стоимости при заранее определенной величине ставки дисконта.

Чистая текущая стоимость (NPV) представляет собой разность между приведенной суммой поступлений (PV) и приведенной величиной инвестиций (I).

Положительное значение NPV свидетельствует, что рентабельность инвестиций превышает минимальное значение и, следовательно, целесообразно осуществить данный вариант инвестирования.

При значениях NPV, равных нулю, рентабельность проекта равна той минимальной норме, которая принята в качестве ставки дисконта. Таким образом, проект инвестиций, NPV которого имеет положительное или нулевое значение, можно считать эффективным.

При отрицательном значении NPV рентабельность проекта будет ниже ставки дисконта, проект ожидаемой отдачи не принесет. С точки зрения инвестора, вкладывать финансовый капитал в данный проект неэффективно. Показатель NPV является одним из основных при оценке инвестиционных проектов. При рассмотрении нескольких альтернативных вариантов более эффективным является вариант, который имеет большее значение NPV.

Внутренняя норма рентабельности - Internal Rate of Return (IRR) - тесно связана с показателем NPV. По сути IRR представляет собой такую ставку дисконта, при которой сумма дисконтированных доходов инвестиционного проекта за определенное число лет становится равной первоначальным инвестициям, другими словами, дисконтированный поток поступлений денежных средств равен дисконтированному потоку инвестиций. Если капиталовложения осуществляются только за счет привлеченных средств и при этом показатель IRR равен ставке за пользование кредитом, то получаемый доход только окупает инвестиции, инвестор прибыли не получает. Положительная разница между показателем IRR и ставкой процентов показывает прибыльность инвестиционной (предпринимательской) деятельности. И наоборот, если внутренняя норма рентабельности меньше, чем процентная ставка, под которую взят кредит в банке, то инвестиции в целом убыточны. При этом никакие предположения об использовании чистого дохода за пределами инвестиционного проекта не рассматриваются.

Период (срок) окупаемости затрат (проекта) - это количество лет (время), необходимое для того, чтобы недостающий шаг денежной наличности покрыл первоначальные капиталовложения. Срок окупаемости инвестиций важен как с точки зрения оборота материальных и денежных ресурсов, так и величины рисков, связанных с инвестиционным проектом [5, c. 198]. В практике проектирования за рубежом этому показателю придается большое значение, так как инвестор может заранее сообщить, какой период времени для него приемлем. Встает вопрос, сможет ли данный проект при его реализации обеспечить в этот период возвратность кредита и сумму его платежности. Другими словами, период окупаемости капитальных вложений указывает на число лет, требуемых для их возмещения за счет чистых выгод (доходов) от проекта. Этот показатель иногда удобен для быстрого расчета и может указывать на вариант проекта, заслуживающий дальнейшего рассмотрения. Однако этот показатель способствует дискриминации медленно окупающихся проектов.

Показатель Pay-back Period (PB) - период окупаемости инвестиций - один из наиболее часто применяемых показателей. В литературе употребляется несколько терминов, определяющих время, необходимое для получения отдачи в размерах, позволяющих возместить первоначальные денежные расходы: период окупаемости затрат; период окупаемости инвестиций; срок окупаемости инвестиций; срок окупаемости капитальных затрат.

Показатель PV - текущая стоимость поступлений или доходов - рассчитывается следующим образом

 (1)

где Pt - чистый денежный поток поступлений средств по проекту за t-й

год;

at - коэффициент дисконтирования, учитывающий изменение стоимости притоков и оттоков средств с учетом фактора времени в t-м году расчетного периода.

Приведение инвестиций разных лет производится аналогичным образом

(2)

где It - инвестиции в t-м году.

Чистая текущая стоимость (NPV) представляет собой разность между приведенной суммой поступлений (PV) и приведенной величиной инвестиций (I)

(3)

Коэффициент дисконтирования в общем виде определяется по формуле

(4)

где t - порядковый номер года в будущем;

r - ставка дисконта (в долях единицы).

Расчет IRR - внутренней нормы рентабельности (доходности) - может быть представлен следующей формулой, из которой требуется определить r

 (5)

где Pt - чистый денежный поток поступлений средств по проекту за t-й

год;

It - инвестиции в t-м году;

t - порядковый номер года в будущем;

r - ставка дисконта (в долях единицы).

Внутренняя норма доходности - это положительное число, такое, что NPV:

1) при r = IRR обращается в ноль;

2) при всех r > IRR отрицателен;

3) при всех r < IRR положителен.

Период окупаемости инвестиций (PB) или капитальных вложений без учета фактора времени определяется продолжительностью того отрезка времени, который необходим для возмещения первоначальной величины инвестиций за счет прибыли или дохода.

Таким образом, период окупаемости определяется как наименьшее значение n из формулы

(6)

где Pt - поступления денежных средств в t-м году;

I - суммарные инвестиции;

n - период окупаемости инвестиций.

Далее рассмотрим расчет периода окупаемости инвестиций на основе дисконтированных потоков. Показатель периода окупаемости в этом случае выражает такой период времени, который достаточен для возмещения первоначальных затрат потоком денежных средств, приведенных к одному моменту времени, т.е. продисконтированных. Расчет этого показателя может быть выполнен по формуле

(7)

где Pt - поступления денежных средств в t-м году;

I - суммарные инвестиции;

n - период окупаемости инвестиций;

at- коэффициент дисконтирования.

Критерии NPV, IRR и PI являются фактически разными версиями одной и той же концепции, поэтому и результаты связаны друг с другом.

Таким образом, можно ожидать выполнения следующих математических соотношений для одного проекта:

1) если NPV > 0, то PI > 1, IRR > r;

2) если NPV < 0, то PI < 1, IRR < r;

3) если NPV = 0, то PI = 1, IRR = r;

Для того чтобы проект мог быть признан эффективным, необходимо и достаточно выполнение одного из следующих условий.

1) Показатель Net Present Value (NPV) - чистая текущая стоимость - в разных источниках с английского языка переводится как: чистая текущая стоимость; чистая приведенная стоимость; чистый приведенный доход.

NPV ? 0;

2) Внутренняя норма рентабельности - Internal Rate of Return (IRR) - тесно связана с показателем NPV. По сути IRR представляет собой такую ставку дисконта, при которой сумма дисконтированных доходов инвестиционного проекта за определенное число лет становится равной первоначальным инвестициям, другими словами, дисконтированный поток поступлений денежных средств равен дисконтированному потоку инвестиций.

IRR ? r при условии, что IRR - единственный положительный корень уравнения NPV =0;

PI ? 1;

4) срок окупаемости с учетом дисконтирования tok < 10 лет.

3 Автоматизация технологических процессов и управления

3.1 Автоматизация на современном этапе развития энергетики

Автоматизация - это применение комплекса средств, позволяющих осуществлять производственные процессы без непосредственного участия человека, но под его контролем. Автоматизация производственных процессов приводит к увеличению выпуска, снижению себестоимости и улучшению качества продукции, уменьшает численность обслуживающего персонала, повышает надежность и долговечность машин, дает экономию материалов, улучшает условия труда и техники безопасности.

Автоматизация освобождает человека от необходимости непосредственного управления механизмами. В автоматизированном процессе производства роль человека сводится к наладке, регулировке, обслуживании средств автоматизации и наблюдению за их действием. Если автоматизация облегчает физический труд человека, то автоматизация имеет цель облегчить так же и умственный труд. Эксплуатация средств автоматизации требует от обслуживающего персонала высокой техники квалификации.

По уровню автоматизации теплоэнергетика занимает одно из ведущих мест среди других отраслей промышленности. Теплоэнергетические установки характеризуются непрерывностью протекающих в них процессов. При этом выработка тепловой и электрической энергии в любой момент времени должна соответствовать потреблению (нагрузке). Почти все операции на теплоэнергетических установках механизированы, а переходные процессы в них развиваются сравнительно быстро. Этим объясняется высокое развитие автоматизации в тепловой энергетике.

Автоматизация параметров дает значительные преимущества:

обеспечивает уменьшение численности рабочего персонала, т.е. повышение производительности его труда,

приводит к изменению характера труда обслуживающего персонала,

повышает безопасность труда и надежность работы оборудования,

увеличивает экономичность работы турбины.

Автоматизация бойлерных установок включает в себя автоматическое регулирование, дистанционное управление и теплотехнический контроль.

Дистанционное управление позволяет дежурному персоналу пускать и останавливать турбогенератор, а так же переключать и регулировать ее механизмы на расстоянии, с пульта, где сосредоточены устройства управления.

Теплотехнический контроль за работой котельной осуществляется с помощью показывающих и самопишущих приборов, действующих автоматически. Приборы ведут непрерывный контроль процессов, протекающих в установке, или же подключаются к объекту измерения обслуживающим персоналом или информационно-вычислительной машиной. Приборы теплотехнического контроля размещают на панелях, щитах управления по возможности удобно для наблюдения и обслуживания.

Технологические блокировки выполняют в заданной последовательности ряд операций при пусках и остановках механизмов турбогенератора, а так же в случаях срабатывания технологической защиты. Блокировки исключают неправильные операции при обслуживании турбины, обеспечивают отключение в необходимой последовательности оборудования при возникновении аварии.

Устройства технологической сигнализации информируют дежурный персонал о состоянии оборудования (в работе, остановлено и т.п.), предупреждают о приближении параметра к опасному значению, сообщают о возникновении аварийного состояния парогенератора и его оборудования. Применяются звуковая и световая сигнализация.

Эксплуатация оборудования котельной должна обеспечивать надежную и эффективную работу и безопасные условия труда персонала. Для выполнения этих требований эксплуатация должна вестись в точном соответствии с законоположениями, правилами, нормами и руководящими указаниями, в частности, в соответствии с "Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением" Госгортехнадзора, "Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей", "Правилами технической эксплуатации теплоиспользующих установок и тепловых сетей" и др.

На основе указанных материалов для котельной должны быть составлены должностные и технологические инструкции по обслуживанию оборудования, ремонту, технике безопасности, предупреждению и ликвидации аварий и т.п. Должны быть составлены технические паспорта на оборудование, исполнительные, оперативные и технологические схемы трубопроводов различного назначения. Знания обслуживающего персонала должны систематически проверяться.

Эксплуатация котельной производится по производственным заданиям, составляемым по планам и графикам выработки теплоэнергии, расхода электроэнергии на собственные нужды, обязательно ведется оперативный журнал, в который заносятся распоряжения руководителя и записи дежурного персонала о работе оборудования, а так же ремонтную книгу, в которую записывают сведения о замеченных дефектах и мероприятиях по их устранению.

Должны вестись первичная отчетность, состоящая из суточных ведомостей по работе агрегатов и записей регистрирующих приборов и вторичная отчетность, включающая обобщенные данные по установке за определенный период. Каждой установке присваивается свой номер, все коммуникации окрашиваются в определенный условный цвет, установленный ГОСТом. Установка котлов в помещении должна соответствовать требованиям техники безопасности, санитарно-техническим нормам, требованиям пожарной безопасности.

3.2 Особенности системы управления ГТУ

Для обеспечения нормальной эксплуатации при всех существующих (номинальном, переменных и переходных) режимах газотурбинная установка имеет систему управления, регулирования, защиты.

В современных крупных ГТУ используются автоматизированные системы управления (АСУ), выполняющие следующие функции:

1) автоматическое и дистанционное управление пуском, нагружением, разгружением и остановкой ГТУ;

2) регулирование (поддержание на задаваемом уровне или в заданных пределах) следующих параметров:

- частоты вращения турбоагрегата с заданной степенью неравномерности;

- температур газа за турбиной и перед ней;

- активной нагрузки электрического генератора;

- режима работы компрессора на необходимом удалении от границы помпажа;

3) защиту ГТУ: отключение и остановку при аварийных ситуациях, из которых наиболее серьезными являются:

- недопустимое повышение температур перед газовой турбиной и за ней;

- недопустимое повышение частоты вращения ротора;

- недопустимое падение давления масла для смазки подшипников;

- недопустимый осевой сдвиг ротора;

- погасание факела в камере сгорания;

- приближение к границе помпажа компрессора;

- недопустимое повышение виброскорости шеек ротора и/или корпусов подшипников.

АСУ современной энергетической ГТУ выполняется, как правило, электрогидравлической, в нее входит электрическая часть (ЭЧСР) на микропроцессорной базе и гидравлическая часть (ГЧСР).

Как видно, функциональные задачи и структура АСУ ГТУ во многом аналогичны задачам и структуре АСУ паровых турбин.

Имеющиеся отличия связаны с особенностями ГТУ как объекта регулирования. Перечислим главные из этих особенностей.

1) По сравнению с паровыми турбинами в ГТУ для управления машиной требуются меньшие размеры стопорных и регулирующих клапанов, меньшие размеры и перестановочные усилия сервомоторов, и при этом проще обеспечивать большее их быстродействие.

2) Регулирование режима ГТУ производится воздействием на регулирующие топливные клапаны, подающие топливо непосредственно в камеру сгорания, что обуславливает существенно меньшую, чем в котле ПТУ, инерционность процесса подвода теплоты к рабочему телу в камере сгорании ГТУ. В ГТУ имеется возможность быстрого изменения температуры газа перед турбиной. Это придает особую важность регулированию температуры газа перед турбиной и за ней.

3) ГТУ весьма чувствительна к изменению атмосферных условий, в особенности к изменению температуры воздуха на входе в компрессор.

Система регулирования мощности должна обеспечивать требуемые режимы работы ГТУ для любых реально возможных параметров наружного воздуха с достаточной надежностью.

4) Для ГТУ имеется опасность возникновения помпажа компрессора. Для надежной работы ГТУ необходимо, чтобы на всех возможных режимах помпаж компрессора был безусловно исключен с некоторым определенным запасом по отношению к границе помпажа.

5) Для пуска ГТУ необходима предварительная раскрутка ротора при помощи пускового устройства.

АСУ современных ГТУ включают составляющие части, обеспечивающие функционирование установки с учетом названных ее особенностей.

4. Экономические результаты работы

4.1 Оценка эффективности инвестиционного проекта

Оценка эффективности инвестиционного проекта производился с помощью офисного пакета MS Office XP - Exсel. Расчеты, связанные с построением таблиц, выполнялись в MS Office Excel, так как это мощный программный продукт, предоставляющий широкие возможности в работе с электронными таблицами и иными видами данных.

Microsoft Excel состоит из типичных для среды Windows элементов, поддерживаемых ее стандартным графическим интерфейсом.

Программы Microsoft Excel позволяет работать с электронными таблицами, обрабатывать данные (текстовых или числовых) в режиме автоматического расчета - любое изменение пользовательской информации вызывает автоматический пересчет результатов. Microsoft Excel обладает мощными средствами по импорту, группировке, обработке, анализу данных, а также выводу результатов. Основные преимущества Microsoft Excel:

- обеспечивает создание, обработку и расчет таблиц;

- позволяет осуществлять их редактирование;

- предоставляет средства для создания графиков;

- облегчает связывание различных таблиц для сложных и объемных вычислений;

- обладает большим набором специальных функций для автоматизации обработки и расчетов (финансовые, информационные, логические, статистические, текстовые, математические и др.).

Расчеты, выполненные по формулам (1) - (7) с помощью программы Microsoft Excel представлены в таблице 6.

4.2 Обоснование экономической эффективности инвестиционного проекта

В данном разделе приведены результаты выполненной оценки эффективности использования инвестиционных ресурсов на реализацию проекта РК-3 в городе Могилеве реконструкция с установкой электрогенерирующего оборудования. Цель проведения расчетных исследований состоит в получении обоснованной информации для принятия решения об инвестировании проекта. Эффективность определяется по изменению показателей.

Кроме того, следует отметить, что основные расчеты выполнены в предложении, что нет ограничений по реализации продукции, т. е. ввод в действие генерирующих источников не приведет к изменению загрузки существующих в энергосистеме энергоустановок.

Поскольку инвестиции представляют собой долгосрочное вложение экономических ресурсов с целью создания и получения чистых выгод в будущем, для оценки эффективности инвестирования необходимо все требуемые вложения и отдачу по проектам оценить с учетом временной ценности денег. Т. е. с учетом того обстоятельства, что сумма денег, находящаяся в распоряжении инвестора в настоящее время, обладает большей ценностью, чем такая же сумма в будущем. Поэтому при оценке эффективности проекта используется принцип дисконтирования потока реальных денег.

Для принятия решения об инвестировании проекта реконструкции РК-3 города Могилева с установкой электрогенерирующего оборудования используются следующие показатели эффективности использования инвестиционных ресурсов: чистый дисконтированный доход (NPV), внутренняя норма рентабельности (IRR) и динамический срок окупаемости проекта.

Ставка дисконтирования принималась на уровне 37 процентов, т. к. в настоящее время по отчетным статистическим данным средняя рентабельность промышленного производства по Республике Беларусь составляет около 9-12 процентов, а усредненная процентная ставка по долгосрочным депозитам без учета инфляции находиться на уровне 25 процентов.

Задача определения показателей экономической и финансово-экономической эффективности реализации инвестиционного проекта решалась в динамической постановке с учетом прогнозируемого роста стоимости топлива и, соответственно, тепла и электроэнергии. При проведении расчетов использован прогноз роста стоимости органического топлива, приведенный на рисунке 3. Расчеты проведены в постоянных ценах без учета инфляции, т. к. с точки зрения методики известно, что учет инфляции не оказывает существенного влияния на показатели эффективности проектов, но приводит к значительным трудностям в восприятии результатов расчетов.

Рисунок 3 - Прогноз роста стоимости топлива и тарифов на тепловую и электрическую энергию

Основные исходные данные, использованные при проведении расчетов, приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Исходные данные

Показатели	Факт	План
1	2	3
Установленная электрическая мощность, МВт	-	15,5
Годовой отпуск тепла, тыс. Гкал	184,1	184,1
Годовая выработка электроэнергии, млн. кВт ?ч	-	94,78
Годовой расход электроэнергии на собственные нужды, - всего - в т. ч. на отпуск тепла - на выработку электроэнергии	7,0 7,0 -	9,06 7,00 2,06
Годовой отпуск электроэнергии, млн. кВт ? ч	-	85,72
Годовой расход условного топлива, тыс. т у. т.	30,97	44,39
Численность персонала, чел.	71	122
Средняя заработная плата, руб./чел. ? мес.	2 800000	3000 000
Цена природного газа, долл./1000 м3	160	160
Цена мазута, долл./т у. т.	155	155
Тариф на электроэнергию, руб./кВт ? ч	737	737
Тариф на тепловую энергию, руб./Гкал	584331,76	584331,76
Коэффициент дисконтирования	0,37	0,37

Результаты расчета показателей финансовой эффективности инвестиционного проекта приведены в таблицах 4, 5.

Таблица 4 - Технико-экономические показатели

Показатели	Факт	План
Годовой отпуск тепла потребителям, тыс. Гкал млн. руб.	184,1 13225,2	184,1 13225,2
Годовой отпуск электроэнергии, млн. кВт ? ч млн. руб.	- -	85,72 21470,8
Всего годовой отпуск произведенной продукции, млн. руб.	13225,2	34696,0
Себестоимость производимой продукции: - электроэнергия, р./кВт ? ч - тепловая энергия, р./Гкал.	- 146889,3	139,3 152281,8

Таблица 5 - Показатели эффективности проекта

Показатели	Факт	План
Дополнительный годовой отпуск производимой продукции, млн. кВт ? ч млн. р./год	- -	85,72 21470,8
Дополнительная годовая прибыль, млн. р./год.	-	8321,6
Дополнительная годовая чистая прибыль, млн. р./год.	-	5825,2
Простой срок окупаемости проекта, лет	-	8,9
Чистый дисконтированный доход (NPV), млн. р.	-	13889,3
Внутренняя норма рентабельности (IRR), %	-	13,2
Динамический срок окупаемости проекта, лет	-	15,8

Расчеты произведем по формулам (1) - (7) с помощью MS Office XP - Exсel. Полученные результаты отразим в таблице 6.

Таблица 6 - Показатели эффективности проекта

Показатели	Значение
Чистый дисконтированный доход (NPV), млн. руб.	13889,3
Внутренняя норма рентабельности (IRR), %	13,2
Динамический срок окупаемости, лет	15,8
Простой срок окупаемости проекта, лет	8,9

Показатели эффективности проекта представлены на рисунке 4.

Рисунок - 4 показатели эффективности проекта

5. Охрана труда на предприятии

5.1 Организация системы управления охраной труда на предприятии

Охрана труда (ОТ) - система сохранения жизни и здоровья работающих в процессе трудовой деятельности, включает в себя: правовые, социально - экономические, организационно - технические, санитарно - гигиенические, лечебно профилактические, реабилитационные мероприятия.

Отдел охраны труда является структурным подразделением РУП «Могилевэнерго» филиала Могилевские тепловые сети. Данным отделом руководит заместитель главного инженера по надежности, эксплуатации и охране труда. Основной задачей отдела надежности и охраны труда (ОН и ОТ) является организация постоянного совершенствования работ в организации по созданию здоровых и безопасных условий труда работающих, предупреждение производственного травматизма и профессиональных заболеваний, осуществление контроля за состоянием охраны труда на предприятии.