Мероприятия по совершенствованию энергосберегающей деятельности УП «Карлиновгаз»

3. Мероприятия по совершенствованию энергосберегающей деятельности УП «Карлиновгаз»

3.1 Разработка проекта по реконструкции котлоагрегата

В УП «Карлиновгаз» в связи с изменением структуры производства в 2009 г. паровой нагрузки в котельной ремонтно-производственного управления (РПУ) - одного из производственных подразделений УП «Карлиновгаз», - больше не будет, она станет работать исключительно на отопление [18].

Рассмотрим более подробно схему работы данной котельной. В таблице 00 представлен расход топлива (природный газ) и выработка тепловой энергии РПУ за 2008 год.

Таблица 23 - Расход топлива (природный газ) и выработка тепловой энергии РПУ за 2008 год

Теплоносителем в изучаемой котельной является пар под давлением 5 кгс/см2 и температурой 120оС. Основным потребителем пара является технологическое оборудование для пропаривания баллонов, автоцистерн и резервуаров для хранения топлива. Для нужд отопления установлено 2 скоростных пароводяных теплообменника.

Основное топливо – природный газ, резервное – отсутствует. Подпитка осуществляется от системы центрального водоснабжения через подогреватель, фильтры и поступает в котлоагрегаты.

В базовом режиме работают котлоагрегаты ДКВР-4/13 №1 и №2 попеременно, котельная работает круглогодично, с остановками на ремонт и профилактику 25-30 дней в году.

Перечень основного оборудования котельной представлен в таблице 24.

Таблица 24

Одним из наиболее выгодных мероприятий, повышающим экономичность и надежность работы котельных, является перевод паровых котлоагрегатов ДКВР-4/13 в водогрейный режим, когда подогрев сетевой воды осуществляется непосредственно в котле, с целью экономии топлива и затрат на эксплуатацию котельной. Данная реконструкция котельной позволяет не только значительно продлить срок службы котлов, но и существенно (на 20-25 %) увеличить КПД котельной [13, 19, 20].

Приведём основные преимущества перевода котлоагрегатов ДКВР-4/13 РПУ из парового режима работы в водогрейный:

1)  КПД передачи тепла сгорания топлива сетевой воде теплосети повышается на 8-9 % от исходного состояния, за счет прямого подогрева сетевой воды в котле;

2)  переводятся в резерв или полностью исключаются из работы подогреватели сетевой воды, которые требуют:

а) внутреннего осмотра, что связано с демонтажем крышек;

б) поддержания подогревателей в рабочем состоянии (периодические

мелкие и средние ремонты);

в) поддержания в рабочем состоянии тепловой схемы подогревателей;

трудозатрат эксплуатационного персонала на поддержание определенного их режима работы.

3)  упрощается автоматизация регулирования температуры сетевой воды теплосети - непосредственно подачей топлива в котел, а не расходом пара в подогреватели. Это исключает перерасход топлива на регулирование необходимой тепловой нагрузки котельной;

4)  возможность использования котлов, которые выработали свой ресурс;

5)  отпадает необходимость в питательных насосах, что снижает затраты электроэнергии на собственные нужды;

6)  отпадает необходимость в непрерывной продувке котла.

Таким образом, при переводе паровых котлоагрегатов в водогрейный режим экономический эффект достигается за счёт:

-  снижения расхода тепла на собственные нужды: потери тепла с продувкой котлов, потери тепла в паропроводах и пароводяных теплообменниках, потери тепла с потерей конденсата;

-  снижения расхода электрической энергии на производственные нужды: на питательные насосы, на конденсатные насосы;

-  снижения затрат на химводоподготовку: фильтрование, осветление, умягчение, обессоливание и дегазацию воды.

Расчет капитальных вложений и годовой экономии произведем в соответствии с методическими рекомендациями по составлению технико-экономических обоснований для энергосберегающих мероприятий, разрабатываемыми Комитетом по энергоэффективности при Совете Министров Республики Беларусь.

Определим удельный расход топлива на отпуск тепловой энергии , кг у.т./Гкал после перевода котлоагрегата в водогрейный режим по формуле 29, используя данные таблицы 25.

Снижение удельного расхода топлива на отпуск тепловой энергии вызвано снижением расхода тепла на собственные нужды на 1,5 %:

 (29)

где  - фактический удельный расход топлива на отпуск тепловой энергии парового котлоагрегата, кг у.т./Гкал;

 - коэффициент полезного действия парового котлоагрегата, %;

 - коэффициент полезного действия в водогрейном режиме, %.

 (30)

где - коэффициент расхода тепловой энергии на собственные нужды для паровой котельной, %.

Таблица 25 – Параметры работы ДКВР-4/13

Подставив данные, получим

 кг у.т./Гкал

Определим экономию условного топлива BЕ, т.у.т. от изменения КПД котлоагрегата:

, (31)

где  - среднечасовая нагрузка котельной, Гкал/ч;

 - число часов работы котельной в году, ч;

 т.у.т.

Определим снижение расхода электрической энергии Э, тыс. кВтч после перевода на водогрейный режим.

Фактический удельный расход электроэнергии Эфтэ на отпуск тепловой энергии для паровой котельной составляет 30 кВтч/Гкал, для котельной, работающей в водогрейном режиме, Эвтэ – 20- 25 кВтч/Гкал.

, (32)

тыс. кВтч или 20,02 т.у.т.

Суммарная экономия ТЭР при переводе котельной в водогрейный режим составляет 58,6 т.у.т. или 16,6 млн. р.

Капитальные затраты К, млн. р. на перевод котельной в водогрейный режим составят:

 (33)

где Соб – стоимость оборудования, млн. р.;

Сп – стоимость проекта перевода котла в водогрейный режим, млн. р.;

Ссмр – стоимость строительно-монтажных работ — 5 % от стоимости оборудования, млн. р.;

Спн – стоимость пусконаладочных работ — 3 % от стоимости оборудования, млн. р.

K =48,0+8,0+0,0548,0+0,0348,0=59,9 млн. р.

Итак, внедрение энергосберегающего мероприятия на предприятии требует капитальных вложений в размере 59,9 млн. р. Расчетная годовая экономия – 16,6 млн. р. За расчетный период, в течение которого осуществляются инвестиции и эксплуатация оборудования, а также извлекается доход от реализации мероприятия, принимается 10 лет.

Для принятия решения о финансировании энергосберегающего мероприятия выполняется оценка эффективности использования средств, направляемых на реализацию энергосберегающих мероприятий, которая производится на основании следующей системы показателей:

1)  простой срок окупаемости (Тп), не более 5 лет;

2)  динамический срок окупаемости (Тд), не более 8 лет;

3)  чистый дисконтированный доход (ДД), более 0;

4)  внутренняя норма доходности (Евн), более Е – нормативной ставки дисконтирования;

5)  индекс прибыльности (Пи) более 1,0.

Определим простой срок окупаемости капитальных вложений Срок, лет:

, (34)

где К – капитальные вложения (или инвестиции) в реализацию данного

мероприятия (из всех источников финансирования), млн. р.;

Э - годовая экономия топливно-энергетических ресурсов, получаемая

от реализации данного мероприятия (в денежном выражении), млн. р.

Подставив данные, получим

 лет

Рассчитанный простой срок окупаемости соответствует принимаемой величине показателя.

Для принятия решения о финансировании энергосберегающего мероприятия рассчитываются чистый дисконтированный доход (ЧДД), внутренняя норма доходности (Евн) и индекс прибыльности (Пи).

Метод, учитывающий стоимость денег с учетом доходов будущего периода, называется дисконтированием. В целях оценки энергосберегающего мероприятия этот термин означает приведение «будущей стоимости» денег к «настоящей стоимости» при помощи годового процента, называемого ставкой дисконтирования.

, (35)

где НС - настоящая стоимость, млн. р.;

БС - будущая стоимость, млн. р.;

 - коэффициент дисконтирования, определяемый по формуле:

, (36)

где Е - ставка дисконтирования;

Т - период, в течение которого осуществляются инвестиции и эксплуатация оборудования, а также извлекается доход от реализации мероприятия, лет.

Чистый дисконтированный доход ЧДД (превышение дохода над затратами нарастающим итогом за расчетный период Т с учетом дисконтирования) рассчитывается по формуле:

, (37)

где Дt – денежные поступления (выручка, дивиденды и др.) от реализации мероприятия в t-м году, млн. р.;

Иt - инвестиции (капитальные вложения) в t-м году, млн. р.;

Результаты расчётов «настоящей стоимости» годовой экономии и чистого дисконтированного дохода при нормативной ставке дисконтирования Е1=0,1 и при ставке дисконтирования Е2=0,13 сведены в таблицу 26.

Таблица 26 – Расчёт чистого дисконтированного дохода

Как видно из таблицы ЧДД имеет положительное значение и за 10 лет реализации проекта составит 30,773 млн. р.

Внутренняя норма доходности Евн (значение ставки дисконтирования, при которой чистый дисконтированный доход равен нулю) выводится путем решения следующего уравнения

, (38)

Определим внутреннюю норму доходности, построив график при значениях чистого дисконтированного дохода в пятом году ДД5=(+3,027) млн. р. при Е1=0,1 и ДД5=(-1,230) млн. р. при Е2=0,13 (год, в котором чистый дисконтированный доход имеет положительное и отрицательное значения).

Рисунок 19 – Определение внутренней нормы доходности

Внутренняя норма доходности определяется в точке, соответствующей нулевому значению ЧДД и равна 0,124 (см. таблицу 26 и рисунок 19).

Динамический срок окупаемости (Тд), или срок возмещения затрат, определим графическим методом (рисунок 20).

Точка пересечения кривой с осью X определяет динамический срок окупаемости, который, согласно рисунку 20, равен 4,8 лет, что соответствует устанавливаемой величине нормативного показателя. Фактический период времени, в течение которого инвестиционные вложения покрываются суммарными доходами от внедрения мероприятия, т.е. фактический срок возможного возврата кредита или других заемных инвестиций, составит пять лет.

Рисунок 20 - Определение динамического срока окупаемости

При расчете индекса прибыльности используем формулу 39.

, (39)

Подставив итоговое значение графы «Настоящая стоимость, Е=1,1» и значение капитальных вложений из таблицы 26, получим

Показатель индекса прибыльности составляет значительно лучше уровня нормативного - 1,7.

Таким образом, в результате расчета полученные значения чистого дисконтированного дохода, внутренней нормы доходности и индекса прибыльности подтверждают эффективность использования средств, направляемых на выполнение данного энергосберегающего мероприятия – перевода теплового котлоагрегата в водогрейный режим.