Проблемы в системе теплоснабжения городовВ системе теплоснабжения городов, в механизме эффективного функционирования этой отрасли, можно выделить ряд основных проблем: · существенный моральный и физический износ оборудования; · высокий уровень потерь в тепловых сетях; · завышенные оценки тепловых нагрузок у потребителей; · высокие тарифы за пользование тепловой энергией; · ежегодные наценки, пересмотр тарифных ставок; · отсутствие у населения приборов учета тепловой энергии и регуляторов отпуска тепла; · неплатежи потребителей; · отсутствие четкой государственной политики в области реформирования теплоснабжения и др. В общем числе отопительных котельных преобладают мелкие и малоэффективные. Оборудование предприятий теплоэнергетики и тепловых сетей имеют в среднем по России высокую степень износа, достигшую 70%. Процесс их ликвидации и реконструкции протекает очень медленно. Прирост тепловых мощностей ежегодно отстает от возрастающих нагрузок в два раза и более. Из-за систематических перебоев в обеспечении котельных топливом во многих городах ежегодно возникают серьезные трудности в теплоснабжении жилых кварталов и домов. Пуск систем отопления осенью растягивается на несколько месяцев, недогревы жилых помещений в зимний период стали нормой, а не исключением; темпы замены оборудования снижаются, увеличивается количество оборудования, находящегося в аварийном состоянии [16, с. 156]. Одна из причин «недотопов» жилых помещений - катастрофические потери тепловой энергии при ее транспортировки в теплосетях. Из-за аварий на теплотрассах, из которых более 80% нуждаются в замене и капитальном ремонте, в трубопроводах систем централизованного теплоснабжения потери достигают почти 31% произведенного тепла [16, с. 157]. Немаловажной проблемой в системах теплоснабжения является рост аварийной ситуации. Высокая степень изношенности и отказа оборудования тепловых станций и котельных установок, тепловых сетей, внутридомовых сетей, дефицит топлива, а также экстремальные климатические события являются причинами частых аварий и порождаемых ими отключений потребителей [16, с. 157]. Помимо этого, одной их насущих проблем неэкономичности и расточительства тепловой энергии являются высокие тарифные ставки на энергоресурсы. Роль оплаты тепла населением в перспективе будет постоянно возрастать как источник средств для обеспечения функционирования и развития теплоснабжения. При этом, плата населения за тепловую энергию никак не связана с объемом и качеством услуг теплоснабжения. В результате несоответствия объема и режима поставляемого тепла его необходимому количеству возникает целый ряд негативных последствий: · население переплачивает за ненужное или за недопоставленное тепло; · завоз лишнего топлива в город перегружает транспортные коммуникации; · из-за дополнительных выбросов и отходов теплоснабжающих установок ухудшается экология городов [16, с. 158]. Наряду с указанными выше проблемами, следует отметить также отсутствие порядка в учете и контроле количества и параметров качества тепловой энергии. В связи с этим, одной из задач совершенствования системы теплоснабжения является установление порядка в нормативных расходах тепла на горячее водоснабжение и отопление. Опираясь на существующие несовершенства в системе теплоснабжения, можно выделить ряд способов решения проблем в организации эффективного теплоснабжения городов: · модернизация системы централизованного теплоснабжения; · переход на регулируемое теплоснабжение; · разработка комплекса реформ существующей системы теплоснабжения городов; · установление фиксированного ежегодного возрастания тарифных ставок на теплоснабжение для возможности долгосрочного планирования; · мониторинг возможных причин неплатежей граждан и установление мер по ликвидации задолженностей; · производство тепла на источниках с комбинированной выработкой тепловой энергией и электрической энергией и др. Таким образом, теплоснабжение города – это отрасль городского хозяйства, обеспечивающая производство, транспортировку и использование различных теплоносителей в системах отопления, горячего водоснабжения и вентиляции. В свою очередь, системы теплоснабжения служат для удовлетворения потребностей населения в услугах отопления жилых и общественных зданий, горячего водоснабжения и вентиляции. Системы теплоснабжения можно классифицировать по разным признакам, а именно, по степени централизации, роду теплоносителя, способу выработки тепловой энергии и др. Далее, тепловое потребление – это использование тепловой энергии для разнообразных коммунально-бытовых и промышленных целей; основными потребителями теплоты являются промышленные предприятия и объекты жилищно-коммунального хозяйства. В механизме эффективного функционирования системы теплоснабжения города существует ряд проблем, требующих принятия соответствующих мер по их ликвидации.
2 АНАЛИЗ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ СОВРЕМЕННОЙ ТЕХНИКИ В СИСТЕМЕ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ НА ПРИМЕРЕ ОАО «ОРЕНБУРГСКАЯ ТГК» 2.1 Организационно-правовая характеристика ОАО «Оренбургская теплогенерирующая компания» Открытое акционерное общество «Оренбургская теплогенерирующая компания» (ОАО «Оренбургская ТГК») образовано 1 июля 2005 года в результате разделения ОАО «Оренбургэрго» по видам бизнеса. Общество объединило генерирующие и теплосетевые мощности комплекса. ОАО «Оренбургская ТГК» является дочерним обществом ОАО «Волжская территориальная генерирующая компания» в составе холдинга «Комплексные энергетические системы» (ЗАО «КЭС Холдинг»). Расположена компания по адресу: г. Оренбург, ул. Аксакова, д. 3. В своей деятельности ОАО «Оренбургская ТГК» руководствуется уставом общества, внутренними документами в области корпоративного управления, законодательством РФ. Основными видами деятельности являются: · производство, транспорт, реализация тепловой энергии; · производство электрической энергии; · производство и реализация химически очищенной и химически обессоленной воды. Цель деятельности общества – обеспечить бесперебойное энергоснабжение объектов социального, индустриального и жилищного комплексов области [7, с. 5]. На предприятии действует линейно-функциональный тип структуры управления (см. Рис. 2.1).
Рисунок 2.1 – Линейно-функциональный тип структуры управления.
В состав ОАО «Оренбургская ТГК» входят следующие структурные подразделения: 1. Сакмарская ТЭЦ. 2. Каргалинская ТЭЦ. 3. Орская ТЭЦ-1 (в подчинении имеет Медногорскую ТЭЦ). 4. Оренбургские тепловые сети. Указанные структурные подразделения расположены в трех городах Оренбургской области – Оренбург, Медногорск, Орск. Сакмарская ТЭЦ образована в 1969 году. Директор-главный инженер – Кондыба Евгений Николаевич. На предприятии работают 306 человек (на 01.01.2012 г.). ТЭЦ специализируется на производстве, распределении и передаче электрической и тепловой энергии для жилищно-коммунального сектора и промышленных предприятий г. Оренбурга. 80% всех зданий и предприятий города обеспечивает теплом Сакмарская ТЭЦ. Каргалинская ТЭЦ образована в 1971 году, директор-главный инженер – Костин Александр Васильевич. Численность персонала организации 271 человек (на 01.01.2012 г.). Каргалинская ТЭЦ обеспечивает энергоресурсами комплекс газоперерабатывающих заводов области. Орская ТЭЦ-1 образована в 1933 году, директором – главным инженером ТЭЦ является Великороднов Валерий Александрович. Общее число работников – 398 человек (на 01.01.2012 г.). В состав ТЭЦ-1, с 01 января 2010 года, вошла Медногорская ТЭЦ. ТЭЦ-1 обеспечивает теплом жилищно-коммунальный сектор г. Орска и г. Медногорска. Оренбургские тепловые сети образованы в 1974 году, директором предприятия является Даминов Эдгар Хафизович, численность персонала – 1692 человек (на 01.01.2012 г.). Миссией Оренбургских тепловых сетей является бесперебойное и надежное обеспечение тепловой энергией в виде пара и горячей воды промышленных объектов, коммунально-бытовых предприятий и значительной части жилого фонда Оренбурга, Медногорска и с начала 2013 года Орска.
2.2 Анализ использования современной техники ОАО «Оренбургская ТГК» В предыдущем параграфе было отмечено, что в своем составе ОАО «Оренбургская ТГК» имеет четыре подразделения: Сакмарская ТЭЦ, Каргалинская ТЭЦ, Орская ТЭЦ-1 (в подчинении находится Медногорская ТЭЦ), Оренбургские тепловые сети. Анализ оборудования, находящегося в ведении «Оренбургской ТГК», целесообразно рассмотреть по каждому из представленных структурных подразделений. Начать следует с Сакмарской ТЭЦ. Оборудование Сакмарской ТЭЦ представлено в виде котлов и турбин, общей численностью 16 единиц. Котельное оборудование состоит из 10 котлов (см. Табл 2.1).
Таблица 2.1 – Котельное оборудование Сакмарской ТЭЦ
Водогрейный отопительный котел ПТВМ-100 (пиковый теплофикационный водогрейный газомазутный) предназначен для получения горячей воды, температурой 110 - 150°С (см. Приложение А). Состав котла образуют следующие элементы: конвективная поверхность нагрева, газоплотные экраны топки и конвективного газохода, шесть горелок, две дутьевые машины, система рециркуляции продуктов сгорания на всас дутьевых машин. Для наглядности, основные технические параметры представлены в таблице (см. Табл. 2.2).
Таблица 2.2 – Технические характеристики котла ПТВМ-100
Котел водогрейный газомазутный (КВГМ-180) изготовлен по Т-образной схеме, имеет две конвективные шахты с тремя конвективными пакетами (см. Приложение Б). Состоит котел из: конвективной поверхности нагрева, каменной топки, разделительного экрана, поворотного газохода, установки дробеочистки, нижних коллекторов и газомазутных горелок. Технические характеристики котла представлены в таблице (см. Табл. 2.3).
Таблица 2.3 – Технические характеристики котла КВГМ-180
Далее необходимо остановиться на энергетических котлах. Энергетический котел ТП-80 предназначен для получения пара высокого давления при сжигании природного газа или мазута. В состав котла входит топочная камера, являющаяся восходящим газоходом, и опускная конвективная шахта, разделенная на два газохода. Технические характеристики представлены в таблице (см. Табл. 2.4).
Таблица 2.4 – Технические характеристики энергетического котла модели ТП-80
Энергетический паровой котел ТГМЕ-436 применяется для получения перегретого пара высокого давления, путем сжигания газа (мазута). Котел является однобарабанным, с естественной циркуляцией, поверхности нагрева имеют П-образную схему. Технические характеристики котла представлены в таблице (см. Табл. 2.5).
Таблица 2.5 – Технические характеристики энергетического котла модели ТГМЕ-436
Далее следует рассмотреть турбинное оборудование Сакмарской ТЭЦ. Турбинное оборудование ТЭЦ включает в себя 6 турбин различных марок (см. Табл. 2.6).
Таблица 2.6 – Турбинное оборудование Сакмарской ТЭЦ
Паровая теплофикационная турбина Т-110/120-130 с регенеративной и конденсационной установками предназначена для привода турбогенератора и выработки теплоты для подогрева сетевой воды. Турбина представляет собой 27-и ступенчатый одновальный агрегат с цилиндрами различного давления. Технические характеристики турбины представлены в таблице (см. Табл. 2.7).
Таблица 2.7 – Технические характеристики турбины Т-110/120-130
С 2006 по 2009 года на ТЭЦ осуществлялся инвестиционный проект модернизации турбины ПТ-60-130/13 на ПТ-65/75-10/13 (технические параметры турбины представлены таблично (см. Табл. 2.8)). Согласно отчетности, на его реализацию было затрачено порядка 357 млн. руб, при этом решились следующие задачи: · снизился показатель выбросов в атмосферу вредных веществ; · продлился срок эксплуатации турбины (28 лет), затраты, связанные с ремонтными работами сократились; · повысилась безопасность работы ТЭЦ; · повысилась мощность электростанции (на 5 МВт); · возросла экономичность работы ТЭЦ и др.
Таблица 2.8 – Технические характеристики турбины ПТ-65/75-130/13
Конденсационная паровая турбина Т-60-130 применяется для привода электрического генератора переменного тока и выработки пара для теплофикации, является результатом реконструкции турбины Р-50-130/13. Основные технические характеристики представлены таблично (см. Табл. 2. 9).
Таблица 2.9 – Технические характеристики турбины Т-60-130
Паровая конденсационная турбина Т-50-130, предназначенная для отпуска пара на нужды теплофикации, в своем составе имеет: генератор с водородным охлаждением, подогреватели высокого и низкого давления, конденсатор, конденсаторные насосы. Технические характеристики турбины изложены в таблице (см. Табл. 2.10).
Таблица 2.10 – Технические характеристики турбины Т-50-130
Далее следует перейти к рассмотрению оборудования Каргалинской ТЭЦ. Оборудование Каргалинской ТЭЦ представлено в виде котлов и турбин, суммарным количеством 13 единиц (см. Табл. 2.11).
Таблица 2.11 – Оборудование Каргалинской ТЭЦ
Паровая турбина Р-50-130/13 – одноцилиндровая, с противодавлением, с одновенечной регулирующей ступенью и 16-ю ступенями давления. Основные технические характеристики представлены в таблице (см. Табл. 2.12).
Таблица 2.12 – Технические характеристики турбины Р-50-130/13
Паровая турбина ПТ-60-130/13 представляет собой одновальный агрегат, с регулируемым отопительными и производственными отборами пара. Технические характеристики турбины представлены таблично (см. Табл. 2.13).
Таблица 2.13 – Технические характеристики турбины ПТ-60-130/13
Описание и технические характеристики энергетического котла, модели ТП-80 были рассмотрены при анализе котельного оборудования Сакмарской ТЭЦ. Далее следует остановиться на оборудовании, представленном на Орской ТЭЦ-1. Оборудование Орской ТЭЦ-1 представлено в виде котлов (5 единиц), установленной паропроизводительностью 1890 т/час, и турбин (4 единицы). Установленная мощность ТЭЦ – 245 МВт, вид сжигаемого топлива: газ 98,8%, мазут 1,2%. Для покрытия пиковых тепловых нагрузок по горячему водоснабжению в зимний период установлены: 3 водогрейных котла ПТВМ - 180 и один котел КВГМ - 180. Описание котла КВГМ – 180 уже приведено при анализе оборудования Сакмарской ТЭЦ, следовательно, необходимо перейти к рассмотрению котла ПТВМ – 180. Котел ПТВМ – 180 (пиковый теплофикационный водогрейный газомазутный), теплопроизводительностью 209 МВт, предназначен для покрытия пиков теплофикационной нагрузки (см. Приложение В). Котел оборудован 20 газомазутными горелками с индивидуальным дутьевым вентилятором типа ВЦ-14-46 на каждой горелке. Подогрев воздуха в котле отсутствует. Регулирование производительности котла производится включением или отключением одной или нескольких горелок. Пределы регулирования производительности 30-100%. Изменение нагрузки котла производится за счёт изменения температуры воды, расход которой поддерживается постоянным. Котел рассчитан для работы в пиковом режиме по двухходовой схеме. Основные технические характеристике представлены таблично (см. Табл. 2.14).
Таблица 2.14 - Технические характеристики котла ПТВМ – 180
В состав Орской ТЭЦ-1 входит, с 2010 года, Медногорская ТЭЦ, но так как Орская ТЭЦ-1 обеспечивает теплом жилищно-коммунальный сектор как г. Орска, так и г. Медногорска, то анализировать оборудование Медногорской ТЭЦ будет нецелесообразно. Стоит лишь отметить тот факт, что на Медногорской ТЭЦ работают 3 паровых котла общей паропроизводительностью 120 т/час, газотурбинная установка мощностью 10 МВт с двумя котлами-утилизаторами, суммарной паропроизводительностью 28,0 т/час и турбоагрегат мощностью 4 МВт. Медногорская ТЭЦ имеет на своём балансе 5,66 км тепловых сетей в двухтрубном исполнении. Общая протяженность тепловых сетей обособленного подразделения - 765,83 км, в том числе арендованные сети – 627,2 в двухтрубном исполнении. В г. Медногорске на обслуживании находится 79,8 км тепловых сетей в двухтрубном исполнении, 8 центральных тепловых пунктов и 4 малых котельных. Таким образом, суммарное количество котлов и турбин, находящихся в ведении Орской ТЭЦ-1 - 13 единиц. Последнее, оборудование Оренбургских тепловых сетей. На балансе Оренбургских тепловых сетей находится: 1. 1552 км тепловых сетей в однотрубном исчислении (в том числе 1372 км по Оренбургу и 180 км по Медногорску). 2. 148 центральных тепловых пункта (ЦТП). 3. 79 малых котельных. 4. Оренбургская котельная. Общая паропроизводительность котельной - 245 т/час. Оренбургская котельная имеет на своем балансе 0,875 км тепловых сетей. В г. Оренбурге на обслуживании находится 686,03 км тепловых сетей в двухтрубном исполнении, 136 центральных тепловых пунктов и 74 малых котельных расположенных в различных районах города Оренбурга. Рассмотрев технические характеристики оборудования указанных выше ТЭЦ, следует перейти к их экономическим характеристикам. Так как оборудование ОАО «Оренбургская ТГК», а точнее, ее структурных подразделений преимущественно представлено в виде котлов и турбин, то анализ экономических характеристик целесообразно провести по котельному оборудованию. Следует сравнить водогрейные котлы, марок ПТВМ-100, ПТВМ-180 и КВГМ-180 по показателям КПД, стоимости и сроку службы. Коэффициент полезного действия котлов (КПД) представлен на рисунке 2.2.
Рисунок 2.2 – КПД водогрейных котлов Из рисунка видно, что КПД анализируемых котлов колеблется в пределах от 87, 3 до 91%. Наивысший коэффициент у котла, марки ПТВМ-180 (91%), наименьший у котла КВГМ-180 (87,3%). Далее, средний срок службы котлов (см. Рис. 2.3).
Рисунок 2.3 – Средний срок службы водогрейных котлов
В соответствии с рисунком, срок службы водогрейных котлов колеблется в пределах 17 – 22 лет. Из рассматриваемых котлов, наивысший срок службы имеет котел ПТВМ-180 (22 года), наименьший – КВГМ-180 (17 лет). Средний срок службы котла, марки ПТВМ-100 – 20 лет. Последний из экономических показателей – стоимость (см. Рис. 2.4). На основании рисунка, следует вывод о том, что котел КВГМ-180 самый дорогой из рассматриваемых (1323000 тыс. руб.), обусловлено это тем, что он наиболее современный из серийных водогрейных котлов и выступает модернизированным продолжением котлов, марки ПТВМ. Стоимость котла ПТВМ-180 – 13194033 тыс. руб., что на 35667 тыс. руб. меньше стоимости котла, марки КВГМ-180. Из анализируемых водогрейных котлов, наименьшую стоимость имеет устаревший котел ПТВМ-100 – 7342110 тыс. руб.
Рисунок 2.4 – Стоимость водогрейных котлов
Таким образом, представив экономическую характеристику водогрейных котлов, можно сделать следующие выводы: 1. Из анализируемых водогрейных котлов, наибольший КПД (91%) и срок службы (22 года) у котла, марки ПТВМ-180. 2. Модернизированный котел КВГМ-180 самый дорогой (13230000 тыс. руб.), но при этом с самыми минимальными показателями срока службы (17 лет) и КПД (87,3%). 3. Котел ПТВМ-100 значительно отличается по стоимости от котла КВГМ-180 (на 5887890 тыс. руб.) и котла ПТВМ-180 (на 5852223 тыс. руб.), КПД немного меньше КПД котла ПТВМ-180 (на 0,9%) и средний срок службы на 3 года больше, по сравнению с КВГМ-180. Далее, исходя из отчета о прибылях и убытках ОАО «Оренбургская ТГК», необходимо посмотреть динамику изменения таких показателей, как выручка от продаж, прибыль от продаж и чистая прибыль (за 3 года). Начать необходимо с выручки от продаж, которая представлена на рисунке 2.5.
Рисунок 2.5 – Выручка от продажи товаров, продукции, работ, услуг
Из рисунка видно, что выручка от продажи товаров, продукции, работ, услуг в 2011 году увеличилась, с 13174316 тыс. руб. до 13857955 тыс. руб., темп роста составил 105%, а темп прироста – 5%, что свидетельствует об увеличении выручки. В 2012 году, по сравнению с 2010 годом, также наблюдалось увеличение выручки от продаж с 13174316 тыс. руб. до 13847262 тыс. руб., темп роста составил 105%, темп прироста – 5%. Следующий показатель – прибыль от продаж представлен на рисунке 2.6. По данным рисунка видно, что прибыль от продаж в 2011 году сократилась с 2079327 тыс. руб. до 1695513 тыс. руб., темп роста составил 81,5%, а темп прироста минус 18,4%, т. е наблюдается снижение прибыли от продаж. В 2012 году, по сравнению с 2010 годом, также наблюдается уменьшение прибыли от продаж с 2079327 тыс. руб. до 1786276 тыс. руб., темп роста составил 86%, темп прироста – минус 14%, что также свидетельствует о снижении данного показателя.
Рисунок 2.6 – Прибыль от продаж
Наконец, чистая прибыль предприятия представлена на рисунке 2.7.
Рисунок 2.7 – Чистая прибыль предприятия
Из анализа рисунка следует, что чистая прибыль предприятия в 2011 году сократилась с 1644662 тыс. руб. до 518065 тыс. руб., темп роста составил 31,55, а темп прироста минус 68,5%, что свидетельствует о снижении чистой прибыли ОАО «Оренбургская ТГК». В 2012 году также наблюдается снижение чистой прибыли с 1644662 тыс. руб. (в 2010 году) до 1240538 тыс. руб., темп роста составил 75,4%, темп прироста минус 24,65%. Последняя из экономических характеристик предприятия, на которой необходимо остановиться – это рентабельность продаж (см. Рис. 2.8).
Рисунок 2.8 – Рентабельность продаж ОАО «Оренбургская ТГК»
Из рисунка видно, что значения показателей рентабельности ОАО «Оренбургская ТГК» в 2012 году возросли, по сравнению с 2011 годом, на 0,67%, что связанно со снижением выручки от продаж и уменьшением себестоимости. В 2011 году, относительно 2010 года, рентабельность продаж снизилась на 3,55% за счет увеличения выручки от продаж и возрастанием себестоимости проданных товаров, продукции, работ, услуг. Таким образом, анализ использования современной техники на предприятии проведен по котельному и турбинному оборудованию. Турбинное оборудование ТЭЦ проанализировано по техническим характеристикам. При анализе котельного оборудования использованы, как технические, так и экономические показатели. Из рассматриваемых водогрейных котлов, марок ПТВМ-100, ПТВМ-180 и КВГМ-180 наибольшую теплопроизводительность (209 МВт) имеют котлы ПТВМ-180 и КВГМ-209, наивысший КПД у котла ПТВМ-180 (91%), наименьший – у КВГМ-180 (87,3%). Средний срок службы рассматриваемых котлов колеблется в пределах 17-22 лет, а стоимость в пределах от 7342110 тыс. руб. до 13230000 тыс. руб. Исходя из отчета о прибылях и убытках предприятия было установлено, что выручка от продажи товаров, продукции, работ, услуг значительно увеличивается в 2011 (на 683639 тыс. руб.) и немного снизилась в 2012 году (на 10693 тыс. руб.). В свою очередь, прибыль от продаж в 2011 году снизилась (на 383814 тыс. руб.), а в 2012 году увеличилась на 90763 тыс. руб. Чистая прибыль ОАО «Оренбургская ТГК» в 2011 году резко сократилась, по сравнению с 2010 годом, на 1126597 тыс. руб. затем, в 2012 году резко увеличилась на 722473 тыс. руб. Наконец, рентабельность продаж предприятия в 2012 году увеличилась на 0,7%, по сравнению с предыдущим годом.
2.3 Разработка рекомендаций по совершенствованию использования современной техники ОАО «Оренбургская ТГК» Анализ использования современной техники ОАО «Оренбургская ТГК» на основании технических и экономических характеристик позволил выявить ряд проблем, существующих на предприятии: · невысокий КПД котла марки КВГМ-180; · низкий срок службы котла КВГМ-180, по сравнению со средним сроком службы водогрейных котлов; · высокая стоимость КВГМ-180 при низких показателях КПД и среднего срока службы. Таким образом, опираясь на вышеуказанные проблемы, следует, что котел КВГМ-180 нуждается в замене на другой серийный водогрейный котел, а именно, на ПТВМ-180. Средний коэффициент полезного действия серийных водогрейных котлов колеблется в пределах 90%, следовательно, несмотря на то, что котел КВГМ-180, с КПД 87%, продолжение котлов марки ПТВМ, его необходимо заменить либо на котел ПТВМ-180 с КПД 91%, либо на любой из современных водогрейных котлов, возможно, зарубежного производства, с КПД, достигающем 95%. Котел этой марки нуждается в замене еще и потому, что при наибольшей стоимости, из трех рассматриваемых котлов, он имеет наименьший срок службы – 17 лет, что меньше среднего срока службы водогрейных котлов на 3 года. Срок службы котла ПТВМ-180 – 22 года, в то время как средний срок эксплуатации водогрейных котлов 20 лет. При замене котла КВГМ-180 на ПТВМ-180, предприятие не потеряет и в показателе теплопроизводительности, которая у ПТВМ-180 равна 209МВт. Так же необходимо отметить тот факт, что водогрейные котлы ПТВМ и КВГМ могут работать как на газе, так и на мазуте. Согласно данным об использовании технологического топлива на электростанциях и котельных, в 2012 году ОАО «Оренбургская ТГК» для производства тепловой и электрической энергии израсходовала 2345,4 млн. куб. м. природного газа на сумму 7139102,4 тыс. руб. При этом топочного мазута было использовано гораздо меньше – 1255 тонн на сумму 8863,5 тыс. руб. Не смотря на то, что мазут ОАО «Оренбургская ТГК» применяет лишь в качестве резервного топлива, необходимо полностью отказаться от его использования так как, во-первых, в продуктах сгорания мазута содержится больше загрязняющих атмосферу веществ (например, твердых частиц), а во-вторых, при использовании мазута котел больше подвергается коррозии, соответственно, меньше прослужит без необходимости в ремонте и др. Исходя из рисунка 2.4, представленном в предыдущем параграфе следует, что средняя стоимость ПТВМ-180 – 13194333 руб. Согласно учебной литературе, затраты на установку котла (отладка, наладка, транспортировка, регулирование и т. д.) составят не меньше 10% от стоимости, то есть 1319433 руб. За сумму экономии денежных средств можно принять разность между стоимостью КВГМ-180 и ПТВМ-180 – 35667 руб. Последнее, срок окупаемости котла, отношение затрат к чистой прибыли предприятия (согласно рисунку 2.7), составит 8 лет. Так как рассчитать прибыль от реализации предложенного мероприятия не представляется возможным, следовательно, экономический эффект и экономическую эффективность посчитать также нельзя. Экологический эффект от применения рекомендуемых мер состоит в: · снижении негативного воздействия на окружающую среду посредствам замены котла КВГМ на ПТВМ и отказа от использования мазута; · повышении качества воздуха, за счет использования нового оборудования и сокращения выбросов в атмосферу вредных веществ; · повышении экологической безопасности в целом. Социальный эффект от реализации рекомендаций заключается в: · бесперебойном, своевременном удовлетворении нужд тепловых потребителей; · снижении вероятности возникновения чрезвычайных ситуаций. Таким образом, как по техническим (по мощности), так и экономическим параметрам (по КПД, сроку службы) рациональнее установить и эксплуатировать пиковый теплофикационный газомазутный котел (ПТВМ) - 180.
Заключение Подводя итог всей работе, еще раз необходимо отметить, что теплоснабжение – это отрасль городского хозяйства, обеспечивающая производство, транспортировку и использование различных теплоносителей в системах отопления, горячего водоснабжения и вентиляции. В свою очередь, система теплоснабжения – это совокупность теплопотребляющих установок и источников тепловой энергии, соединенных технологически тепловыми сетями. Выделяют различные классификации систем теплоснабжения, так по степени централизации различают централизованные и децентрализованные системы. По способу выработки тепловой энергии системы теплоснабжения подразделяются на комбинированные и раздельные системы; по способу подачи воды на горячее водоснабжение – открытые и закрытые водяные системы. По количеству трубопроводов системы бывают однотрубными, двухтрубными и многотрубными. Последнее, по способу обеспечения потребителей тепловой энергией выделяют односторонние и многосторонние системы теплоснабжения. Потребителями теплоты являются промышленные предприятия и объекты жилищно-коммунального хозяйства. При этом тепловые потребители классифицируются на сезонные, которые пользуются теплом не круглый год (отопление, кондиционирование воздуха и вентиляция), и круглогодовые – горячее водоснабжение и технологические потребители теплоты. В системе теплоснабжения городов существует ряд основных проблем: · существенный моральный и физический износ оборудования; · высокий уровень потерь в тепловых сетях; · завышенные оценки тепловых нагрузок у потребителей; · высокие тарифы за пользование тепловой энергией; · ежегодные наценки, пересмотр тарифных ставок и др. Анализируемое предприятие - Открытое акционерное общество «Оренбургская теплогенерирующая компания» (ОАО «Оренбургская ТГК») образовано 1 июля 2005 года. В настоящее время, ОАО «Оренбургская ТГК» является дочерним обществом ОАО «Волжская территориальная генерирующая компания» в составе ЗАО «КЭС Холдинг». Основными видами деятельности являются: · производство, транспорт, реализация тепловой энергии; · производство электрической энергии; · производство и реализация химически очищенной и химически обессоленной воды. В состав Общества входят четыре структурных подразделения: Сакмарская ТЭЦ, Каргалинская ТЭЦ, Орская ТЭЦ-1 и Оренбургские тепловые сети. Анализ использования современной техники по всем структурным подразделениям предприятия был проведен по котельному и турбинному оборудованию, причем как по техническим (мощность и др.), так и экономическим (стоимость котлов, средний срок службы и др.) характеристикам. Помимо этого, были изучены в динамике такие показатели, как выручка от продаж, прибыль от продаж, чистая прибыль и рентабельность продаж предприятия. В ходе анализа использования современной техники ОАО «Оренбургская ТГК», было установлено, что по показателю КПД и среднему сроку службы, котел ПТВМ-180 превосходит котел ПТВМ-100 и КВГМ-180. Так же было выявлено, что котел, марки КВГМ-180, при наибольшей стоимости из рассматриваемых котлов, имеет самый низки срок службы – 17 лет, что ниже среднего на 3 года. В связи с этим, было предложено заменить котел КВГМ-180 на котел ПТВМ-180. Таким образом, все поставленные задачи были выполнены, а, следовательно, цель курсовой работы достигнута.
|
