Оценка эффективности инвестиционного проекта строительство парогазовой установки мощностью 410 МВт

Идея создания парогазовых установок, использующих в качестве рабочих тел продукты сгорания топлива и водяной пар (бинарные установки), впервые была высказана французским ученым Карно еще в 1824 г в его работе «Размышления о движущей силе огня и о машинах, способных развивать эту силу». Карно предложил схему поршневой парогазовой установки и обосновал основное условие создания эффективных парогазовых установок -- использование продуктов сгорания топлива в качестве рабочего тела в области высоких температур с одновременной утилизацией отбросного тепла газов для получения рабочего пара. По мере развития паровых и газовых турбин оказалось возможным практическое осуществление этой идеи гениального ученого, более чем на столетие вперед определившего основные пути развития парогазовых тепловых двигателей.

Первые бинарные парогазовые установки появились в Германии. В 1913 - 1917 Хольцварт осуществил ПГУ на базе ГТУ с пульсирующей камерой сгорания. КПД её не превышал 14%. В 1932 г. фирма «Броун-Бовери» разработали высоконапорный парогенератор «Велокс» в топку которого воздух подавался осевым компрессором, приводом которого служила осевая газовая турбина. В сочетании «Велокса» с паровой турбиной получалась парогазовая установка с нулевой выработкой полезной мощности газовой турбиной.

Рисунок 2.12 - Схема парогенератора Велокс

В России исследования комбинированных термодинамических циклов выполнены в ЦКТИ 1934 -- 1940 гг. и продолжены в послевоенные годы.^[10]

В 1944--1945 гг. в ЦКТИ А. Н. Ложкин разработал схему парогазовой установки со сгоранием топлива при постоянном давлении. Теоретические основы комбинированного парогазового цикла с высоконапорным парогенератором (ПГУ с ВПГ) были рассмотрены в работах ЦКТИ (А.Н. Ложкин, А.Э. Гельтман), что позволило повысить эффективность установки за счет параллельного с регенеративной системой паровых турбин подогрева питательной воды. В этот период были разработаны основные принципы комбинирования паровых и газовых турбин, проведен термодинамический анализ парогазовых циклов, выполнено сравнение различных комбинированных схем и выявлено преимущество установок с высоконапорными парогенераторами по сравнению с ПГУ сбросного типа (с низконапорными парогенераторами) и с котлами-утилизаторами.

Начатые в ЦКТИ термодинамические исследования циклов ПГУ получили развитие в работах Одесского политехнического института (под руководством проф. Д,П. Гохштейна), Саратовского политехнического института (под руководством проф. А.И. Андрющенко), Ленинградского политехнического института (под руководством проф. И.И, Кириллова и В.А. Зысина), ЭНИНа, ВТИ и др. На базе разработанных ЦКТИ схем и основного нестандартного оборудования парогазовых установок в Советском союзе были построены и введены в эксплуатацию парогазовые установки:

* 1963г., Ленинград, Первая ЛенГЭС, ПГУ с ВПГ - 6,5 мощностью 6,5 МВт (зпгу =29,1%) на базе ГТУ-1,5 с начальной температурой газов 720оС;

* 1966ч1970, Ленинград, Блок-ТЭЦ №6, 3 блока ПГУ с ВПГ мощностью 16,5МВт, (з = 35,5) на базе ГТ-700-4-1М с начальной температурой газов 700оС;

* 1972г , Невинномысск, Невинномысская ГРЭС, ПГУ с ВПГ мощностью 200МВт, (з = 43%) на базе ГТ-35 с начальной температурой газов 770оС производства Харьковского турбинного завода.

* 1982г, Молдавская ГРЭС, ПГУ с НПГ мощностью 250МВт, (зпгу =42%) на базе ГТ-35 с начальной температурой газов 770оС, принципиальная схема на рис. 6. Годовая наработка блоков составляет 7460 часов. Блоки работают в переменной части графика электрических нагрузок с остановом газотурбинных агрегатов ГТ-35-770 и разгрузкой паровых турбин К-210-130 до 40% от полной мощности на ночь. Отработаны режимы автоматического пуска ГТА и их подключения к действующим паровым котлам после ночного останова. Среднеэксплуатационное снижение удельного расхода топлива по сравнению с ПСУ составляет 3-5%

* 1996г., ОПКС "Грязовец", ПГУ с КУ мощностью 35 МВт, (з =37,4), на базе ГТН-25 с начальной температурой газов 770оС.

В последние 15-20 лет существования Советского Союза в энергетике в области парогазовых технологий имела место затяжная пауза, имеющая объективные причины, к числу которых следует отнести:

* нарастающие общие проблемы в экономике СССР, приводившие к централизованному недофинансированию и долгостроям;

* искусственные барьеры между инженерными разработками, материалами и технологиями в оборонной, в частности, авиапромышленности и стационарным энергомашиностроением;

* централизованно формируемая техническая политика в энергетике, в рамках которой явно недооценивались парогазовые технологии, несмотря на огромную долю природного газа в топливном балансе страны (более 30%).

За эти годы в мировом газотурбостроении сменилось несколько поколений агрегатов. Начальная температура газа выросла с 800-850оС до 1200-1300оС и выше. В результате этого была преодолена граница (?1100 оС), за которой наиболее эффективным типом парогазовой установки становится не ПГУ с ВПГ или НПГ, а ПГУ с котлом-утилизатором (КУ). ^[10]

Одно из очень важных и перспективных направлений реализации парогазовых технологий -- это модернизация и техническое перевооружение существующих электростанций с блоками от 150 до 800 МВт.

На электростанциях со значительным остаточным ресурсом энергоблоков, в топливном балансе которых велика доля мазута или угля, но имеется и природный газ в количестве, достаточном для ГТУ, могут использоваться газотурбинные надстройки, превращающие паросиловые блоки в парогазовые:

а) Схема со сбросом уходящих газов ГТУ в топку котла (наиболее рациональна схема с вытеснением регенерации паровой турбины);

б) Схема со сбросом уходящих газов ГТУ в теплообменники и вытеснением регенерации высокого и низкого давления.

в) Схема с установкой за ГТУ парового котла-утилизатора и подачей выработанного пара в паротурбинную часть.^[5]

Обобщая разработки современных ПГУ, можно заключить что:

* Трехконтурная схема с промперегревом представляет на сегодняшний день предельно достигнутый уровень сложности. По линии совершенствования тепловой схемы утилизационного контура ПГУ в направлении увеличения числа уровней давления и ступеней перегрева пара достигнут экономически целесообразный предел.

* Сформировались устойчивые подходы к выбору схемы и типа ПГУ (моно или полиблок, одновальный или двух вальный), учитывающие требования Заказчика, условия эксплуатации и стоимость топлива:

-- для работы в базовой части графика электрических нагрузок и при использовании дорогого топлива применяются ПГУ с КУ на три уровня давления пара с промперегревом; при этом ПГУ выполняется в виде дубль-блока мощностью 350ч800 МВт, или моноблока в одновальном исполнении мощностью 300ч450 МВт; последнее свидетельствует о высокой надежности применяемого оборудования, в том числе и ГТУ,

-- для работы в переменной части графика с частыми пусками и остановами и использовании дешевых топлив ПГУ с КУ проектируют по более простой схеме утилизационного контура ? два давления пара без промперегрева. Уровень мощности блоков колеблется от 350 МВт до 600 МВт.

* Цикл одного давления из-за повышенной температуры уходящих газов (150-170 оС) может применяться в ПГУ мощностью до 100ч150 МВт на промышленных ТЭЦ и при комбинированной выработке тепла и электроэнергии.

Таким образом, изучив особенности парогазовой установки и проанализировав опыт их использования на станциях России, можно сделать вывод, что развитие парогазовых установок и их использования на станциях не только России, но и за рубежом, является одним из наиболее приоритетных направлений современной энергетики, призванных повысить эффективность производства и повышения уровня отрасли.

К основным сильным сторонам парогазовой установки можно отнести следующее:

§ Парогазовые установки имеют электрический КПД порядка 51--58 %

§ Снижение выбросов парниковых газов

§ Существенно меньший расход воды по сравнению с классическими паровыми установками

§ Снижение себестоимости производства электроэнергии

Что касается проекта ПГУ-410 на Среднеуральской ГРЭС, то основными преимуществами данного проекта с учетом специфики станции являются:

§ Замена оборудования, выработавшего свой парковый ресурс

§ Повышение конкурентоспособности электростанции на рынке электро- и теплоэнергии

§ Повышение энергобезопасности Уральского региона

§ Улучшение финансово-экономического положения предприятия

Преимущества площадки Среднеуральской ГРЭС:

Ш Наличие развитой инфраструктуры с возможностью использования действующих общестанционных систем и коммунникаций.

Ш Возможность размещения ПГУ-410 на территории ГРЭС

Ш Обеспечение газом от действующей ГРС.

Ш Наличие существующего источника водоснабжения - о.Исетское.

Ш Наличие дефицита мощности в ОЭС Урала, стабильный рост энергопотребления. ^[19]

Среднеуральская ГРЭС. ПГУ-410

Краткое описание принципиальной схемы блока ПГУ-410

На рис 2.13 представлена принципиальная тепловая схема конденсационной ПГУ-410 на базе ГТУ мощностью 260-270 МВт.

ПГУ включает в себя:

· Одну газотурбинную установку с генератором;

· Один котел-утилизатор с тремя парогенерирующими контурами и промперегревом пара;

· Одну паротурбинную установку с генератором;

· Вспомогательное оборудование.

Воздух из атмосферы через комплектное воздухоочистительное устройство (КВОУ) поступает на компрессор, сжимается и подается в камеру сгорания газовой турбины. Образующиеся продукты сгорания направляются в газовую турбину, где, расширяясь, производят работу, используемую для привода компрессора и электрического генератора.^[17]

Конденсат откачивается из конденсатора паровой турбины конденсатными насосами I ступени, проходит блочную обессоливающую установку и конденсатными насосами II ступени через конденсатор пара уплотнений подается в газовый подогреватель конденсата (ГПК), расположенный на выходе из котла-утилизатора.

Нагретый в ГПК конденсат поступает в деаэратор, где деаэрируется насыщенным паром низкого давления.

Питательная вода из бака деаэратора питательными насосами низкого давления подается в контуры низкого и среднего давления, а питательными насосами высокого давления - в контур высокого давления.

Парогенерирующий контур низкого давления содержит испаритель и пароперегреватель, а контуры среднего и высокого давления - соответствующие экономайзеры, испарители и пароперегреватели.

Перегретый пар высокого и низкого давления поступает в паровую турбину, а пар среднего подается в «холодную» нитку промперегрева, где смешивается с паром после ЦВД, и затем направляется в промперегреватель котла-утилизатора.

Перегретый пар высокого давления поступает в ЦВД турбины, пар после промперегрева - в ЦСД турбины, пар низкого давления смешивается с потоком пара из ЦСД и далее идет в ЦНД турбины.^[17]

Для проведения пуско-остановочных операций предусматривается двухбайпасная пусковая схема - быстродействующая редукционно-охладительная установка высокого давления (БРОУ-1) сбрасывает пар высокого давления в систему промперегрева пара для охлаждения промперегревателя, а редукционно-охладительная установка низкого давления (БРОУ-2) сбрасывает пар из системы промперегрева пара в конденсатор.

Моноблочная двухвальная ПГУ, в составе:

Ш Газовая турбина MS 9001 FB с генератором производства General Electric, США Nэ = 270 МВт

Ш Паровая турбина с генератором Skoda Power, Чехия Nэ = 140 МВт

Ш Котел -утилизатор Nooter/Eriksen с тремя парогенерирующими контурами 14,0/3,1/0,5 МПа с промперегревом 2,9 МПа

Технико-экономические показатели:

Ш КПД (брутто) - 58%

Ш Удельный расход топлива - 205-215 г/кВтч

Ш Число часов использования установленной мощности - 6500-7000 часов^[19]

Рис.2.13 - Принципиальная тепловая схема ПГУ-410

Основные технические характеристики ПГУ-ТЭЦ трех давлений для условий Среднеуральской ГРЭС

На данном этапе работы проведены расчеты теплофикационного блока «SCC5-4000F 1x1» производства фирмы Сименс (ГТУ, КУ ПТУ и ЭГ). Рассматривается моноблочная двухвальная схема ПГУ (ГТУ со своим электрогенератором на одном валу, на другом валу ПТУ со своим электрогенератором). Показатели экономичности схем ПГУ-ТЭЦ других фирм будут отличаться незначительно.

Данная схема включает в себя ГТУ типа SGT5-4000F, КУ трех давлений и паровую турбину KN. Уходящие газы от ГТУ направляются котел утилизатор, в котором генерируется пар трех давлений - высокого, среднего и низкого.^[17]

Пар высокого давления направляется в ЦВД паровой турбины, отработав в котором возвращается в котел утилизатор, где смешавшись с паром среднего давления направляется в промежуточный пароперегреватель. После промперегрева объединенный поток пара направляется в ЦСД паровой турбины.

Перед ЦНД в паровую турбину подводится пар низкого давления. После чего весь поток пара проходит ЦНД и попадает в конденсатор. Отбор пара на сетевые подогреватели производится на выходе из ЦСД и в ЦНД.

Конденсат подается в КУ конденсатными насосами. Питание контуров высокого и среднего давления осуществляется одним насосом с электроприводом.

Деаэратор включается в работу только при включенной сетевой установке (теплофикационный режим) и питается насыщенным паром низкого давления. В конденсационных режимах работы весь воздух из конденсата удаляется эжекторной установкой из конденсатора, а дальнейших присосов по тракту конденсата нет, т.к. он находится под избыточным давлением.

Сетевая установка состоит из двух сетевых подогревателей питаемых паром из двух отборов паровой турбины (один - регулируемый, второй - нет). Конденсат из верхнего подогревания сливается в нижний, что позволяет снизить температуру конденсата на входе в КУ, поднять тепловую мощность сетевой установки.

Расчет тепловой схемы производился для четырех режимов:

Базовый режим - конденсационный нежим при среднегодовой температуре наружного воздуха 1,2 С. По этому режиму были определены основные конструктивные характеристики КУ.

Теплофикационный режим при среднеотопительной температуре наружного воздуха 6С.

Теплофикационный летний режим при температуре наружного воздуха 13,5 С. Отпуск теплоты в летний период был принят на уровне 15% от максимальной тепловой нагрузки блока.

Летний конденсационный режим при температуре наружного воздуха 13,5 C.

Таблица2.23 - Тепловая схема энергоблока

Температура наружного воздуха	°С	1.2	6	13.5	13.5
Электрическая мощность ПГУ (брутто)	МВт	437,6	381,31	417,7	422,3
Тепловая мощность ПГУ	МВт	0	265,9	40,1	0
Низшая теплота сгорания топлива	МДж/кг	48,729	48,729	48,729	48,729
Расход натурального топлива	Кг/Гкал	15,36	15,57	14,74	14,74
Расход условного топлива	Кг/Гкал	25,53	25,87	24,48	24,48
Электрический КПД ПГУ (брутто)	%	58,45	78,2	61,7	58,8
КПД ПГУ ТЭЦ по производству тепловой энергии	%	52	52,3	52	52,7
Собственные нужды ПГУ	%	2,5	2,5	2,5	2,5
Коэффициент использования теплоты топлива	%	58,45	85,9	63,75	58,8
Электрическая мощность ПГУ (нетто)	МВт	426,7	371,8	407,3	411,7
Электрический КПД ПГУ (нетто)	%	56,99	76,3	60,1	57,33
Удельный расход условного топлива На отпущенную электоэнергию	г/(кВт*ч)	215,4	160,9	204,1	214,2
Удельный расход условного топлива На отпущенную тепловую нагрузку	Кг/Гкал	-	145,9	145,9	-
Массовый выброс NOx	г/с	34,360	34,8225	32,957	32,961

Итак, подведя итоги можно обобщит ожидаемый эффект от введения ПГУ 410:

Ш Повышение конкурентоспособности электростанции на рынке электро- и теплоэнергии

Ш Снижение себестоимости производства электроэнергии за счет внедрения новейших парогазовых технологий с КПД не менее 58%

Ш Повышение энергобезопасности Уральского региона

Ш Снижение выбросов парниковых газов

Ш Замена оборудования, выработавшего свой парковый ресурс

Глава 3 Оценка эффективности инвестиционного проекта

3.1 Общая информация по проекту

Срок эксплуатации ПГУ - 25 лет. Начало строительства январь 2007 года, ввод в эксплуатацию 1 июля 2010 года. Полная ликвидация оборудования 31 декабря 2035 года.

Цели и задачи проекта

Основная цель проекта - расширение «Среднеуральской ГРЭС» с созданием замещающей мощности на базе современного комбинированного энергоблока ПГУ-410 направлено на обновление оборудования, повышение конкурентоспособности станции за счет роста эффективности производства и увеличения выработки электроэнергии.

Цели Проекта:

* Повышение энерговооруженности городов и предприятий Свердловской области на основе использования современных парогазовых установок;

* Создание первого крупного высокоэффективного энергетического блока ПГУ, соответствующего современному мировому уровню. Это должно явиться началом строительства серии высокоэффективных и надежных ПГУ в России.

* Надежное и эффективное обеспечение электричеством и теплом г. Екатеринбурга на период до 2035 г.;

* Полное обеспечение электроэнергией возрастающих потребностей новых крупных промышленных предприятий и, в первую очередь, металлургических предприятий по производству алюминия, ванадия, завода по производству труб и др.;

* Улучшение экологической обстановки в центре Свердловской области за счет внедрения новых эффективных парогазовых установок.

Задачи Проекта:

* Впервые в России организовать на Среднеуральской ГРЭС строительство и эксплуатацию ПГУ мощностью 410 МВт с к.п.д. не менее 58%;

* Создать условия для широкомасштабного внедрения подобных ПГУ в России;

* Обеспечить поочередный ввод энергоблока в эксплуатацию в 2010г.;

* Реализовать строительство на основе современных финансовых схем с использованием собственного капитала, кредитов зарубежных частных банков, облигационного займа и углеродных кредитов;

* Осуществить замену старого неэкономичного энергетического оборудования, срок службы которого превысил 40 лет, на новые ПГУ, к.п.д. которых на 70-80% (относительных) выше;

* Оптимально использовать при создании новых ПГУ существующую строительную площадку и инфраструктуру СУ ГРЭС.^[17]

Сильные стороны Проекта:

* Востребованность Проекта в связи с дефицитом электрической мощности в регионе;

* Наивысшая эффективность производства электроэнергии и тепла. Снижение потребления топлива почти в два раза по сравнению с существующими энергоблоками СУ ГРЭС, в условиях растущих цен на газ.

* Снижение выбросов загрязняющих атмосферу веществ и СО₂ почти в два раза.

* Высокая степень готовности строительной площадки и инфраструктуры;

* Ввод блока не требует дополнительного сетевого строительства;

* Высокая квалификация и заинтересованность персонала станции;

* Поддержка региональных властей. ^[17]

Слабые стороны и риски Проекта:

* Длительный срок окупаемости проекта при существующем низком тарифе на электроэнергию и тепло;

* Высокая стоимость проекта;

* Вероятность удорожания проекта;

*Высокие требования к качеству эксплуатации и к уровню эксплуатационного персонала.

Стратегия реализации Проекта

· Разработка Бизнес-плана по внедрению ПГУ-410.

· Научно-техническое обоснование проекта и его сопровождение

· Разработка Feasibility Study и концептуального проекта 4-ой очереди СУ ГРЭС.

· Разработка ТЭО (Проекта) на создание ПГУ и его утверждение.

· Проведение конкурсных торгов (тендеров) для выбора:

o поставщиков основного оборудования;

o генпроектировщика;

o генподрядчика.

· Заключение необходимых договоров и контрактов.

· Изготовление и поставка оборудования.

· Разработка рабочей документации

· Строительно-монтажные работы

· Обучение эксплуатационного персонала

· Пусконаладочные работы и гарантийные испытания.

· Пуск в эксплуатацию

Таблица 3.1 - Основные статьи затрат по проекту

Статьи расходов	Млн. руб.
Разработка предпроектной документации и проектно-изыскательские работы	1067
Управление Проектом и его техническое сопровождение	845
Закупка оборудования, строительно-монтажные работы и прочие затраты в	8955
Итого	10 867

Таблица 3.2 - Суммарные капиталовложения в оборудование и строительно-монтажные работы

Наименование затрат	Млн.руб.
Строительно-монтажные работы	2165
Оборудование	5205
Вспомогательное оборудование и прочие затраты	1585
Итого	8955

Капитальные вложения (без НДС):

год (2007 г) - 2 100 млн. руб.

год (2008 г) - 1 562 млн. руб.

год (2009 г) - 4 780 млн. руб.

год (2010 г) - 2 425 млн. руб.^[17]

Итого: 10 867 млн. руб.

3.2 Оценка эффективности инвестиционного проекта

Ниже представлены основные показатели проекта ПГУ-410 , такие как: установленная мощность, число часов использования установленной мощности, а так же остальные основные показатели проекта.

Таблица 3.3 - Основные показатели проекта

Наименование показателя	Единица измерения	Величина
Установленная мощность	МВт	410
Число часов использования установленной мощности	часы	2010год - 2292 2011год и далее - 5500
Удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию	гр/кВтч	220
Расход электроэнергии на собственные нужды	%	2,2
Низшая теплота сгорания газа	ккал/м3	8248
Низшая теплота условного топлива	ккал/м3	7000
Цена природного газа ФСТ	руб/тыс. м3	3335
Цена на мощность (2007 г)	руб/МВт мес	550 000
Налоговые ставки
Ставка налога на имущество	%	2,2
Ставка НДС	%	18,0
Ставка налога на прибыль	%	24,0 .
ЕСН	%	26,0

Выработка электроэнергии на ПГУ-410

Годовая выработка электроэнергии рассчитывается по формуле:

Э_г^пгу=N_y*h_y(3.1)

Где N_y - установленная мощность ПГУ, h_y - число часов использования электрической мощности.

В 2010 году: Э_г^пгу=410* 2292 = 939 720 МВт * ч,

Отпуск электроэнергии рассчитывается с учетом потерь на собственные нужды станции:

Э_г,о^пгу=Э_г^пгу*(1-Э_сн)(3.2)

В 2010 году: Э_г,о^пгу=939720*(1-0,022)=919046,16 МВтч

Таблица 3.4 - Выработка и отпуск электрической энергии

Год	2010	2011	2012	2013	…	2035
Выработка эл. энергии,ГВт	939,7	2 255,0	2 255,0	2 255,0	2 255,0	2 255,0
Отпуск эл. энергии, ГВт	919,0	2 205,4	2 205,4	2 205,4	2 205,4	2 205,4

Расчет себестоимости электроэнергии

Себестоимость производства электроэнергии на ПГУ, руб./кВтч, определяется по следующей формуле:

S_ээ^пгу= И_пгу*10⁸/ Э_г,о^пгу(3.3)

Где И_пгу - годовые эксплуатационные затраты на производство электроэнергии на ПГУ складываются из следующих составляющих:

И_пгу = И_т + И_ам + И_рем + И_зп| + И_пр(3.4)

Где И_т - годовые затраты на топливо, млн. руб./год

И_ам - годовые амортизационные отчисления, млн. руб./год

И_рем - годовые затраты на ремонт оборудования, млн. руб./год

И_зп - заработная плата эксплуатационного персонала с начислениями и единый социальный налог (ЕСН), млн. руб./год

И_пр - прочие годовые производственные затраты, млн. руб./год^[17]

Годовые затраты на топливо

Годовые затраты на топливо могут быть рассчитаны следующим образом:

И_т=(В_ут^пгу*7000/Q_H^P)*(1+л_п/100)*Ц_т*10^-6(3.5)

Где В_ут^пгу - расход условного топлива на ПГУ, тут/год

Q_H^P = 8248 ккал/м³ - низшая теплота сгорания газа

л_п = 0,1% - потери топлива при транспортировке

Ц_т - цена природного газа, устанавливаемая ФСТ

Расход условного топлива на парогазовой установке рассчитывается

по следующей формуле:

В_ут^пгу=b_ут*Э_г^пгу(3.6)

Где b_ут = 220 гр/кВтч - удельный расход условного топлива на ПГУ, тут/год

Э_г^пгу - годовая выработка электроэнергии.

В 2010 году: В_ут^пгу=220*939,720=206738,4 тут

Таблица 3.5 - Расход условного топлива

Год	2007	2008	2009	2010	2011	…	2035
Расход условного топлива, тут	-	-	-	206 738,4	496 100	496 100	496 100

Цена природного газа по данным ФСТ в 2008 году составляет 3335 руб./тыс.м, цены на последующие годы составляются на основе «Прогноза социально-экономического развития Российской Федерации», разработанный МЭРТ РФ:

Таблица 3.6 - Прогнозные цены на природный газ

Год	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013
Цена природного газа, руб./тыс.м3	3 335,0	4 168.8	5 313.5	6 501,8	6 950,4	7 325,7	7 684
Год	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Цена природного газа, руб./тыс.м3	8 021,6	8 359,0	8 697,0	9 035,4	9 351,6	9 678,9	10017
Год	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027
Цена природного газа, руб./тыс.м3	10 368,3	10 731,2	11 106,8	11 495	11 897,8	12314,3	12 745

Год	2028	2029	2030	2031	2032	2033	2034	2035
Цена природного газа, руб./тыс.м3	13 191	13 653	14 130.9	14 625,5	15 137	15 667,2	16215	16 783

В итоге получаем годовые затраты на топливо в 2010 году:

И_т=(206738,7000/8248)*(1+0,1/100)*6501,8*10^-6=1141,9 млн. руб.

Таблица 3.7 - Годовые затраты на топливо до 2035 года

Год	2010	2011	2012	2013
Годовые затраты на топливо ,млн. руб.	1141,9	2929,3	3118,3	3303,9

--	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Годовые затраты на топливо , млн. руб.	3483,2	3666,0	3852,4	4042,3	4225,6	4417,2	4571,8

Год	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027
Годовые затраты на топливо , млн. руб.	4731,8	4897,5	5068,9	5246,3	5429,9	5619,9	5816,6

Год	2028	2029	2030	2031	2032	2033	2034	2035
Годовые затраты на топливо млн. руб.	6020,2	6230,9	6449,0	6674,7	6908,3	7150,1	7400,4	7659,4

Годовые затраты на амортизацию

Годовые затраты на амортизационные отчисления укрупнено определяются по следующей формуле:

И_ам=H_ам/100*К_пгу(3.7)

Где Н_ам = (1 /25)-100 = 4% - норма амортизационных отчислений при линейном способе начисления амортизации.

К_пгу = 10 867 млн. руб. - капитальные вложения в ПГУ

Т.к. ПГУ вводится в эксплуатацию в июле 2010 года, то в 2010 амортизационные отчисления будут:

И_ам=(4/100)*10867*(6/12)=217,35 млн.руб

Таблица 3.8 - Амортизационные отчисления.

Год	2007	2008	2009	2010	2011	…	2035
Амортизационные отчисления, млн.руб.	-	-	-	217,35	434,7	434,7	434,7

Заработная плата эксплуатационного персонала

Заработанная плата ориентировочно может быть рассчитана по формуле:

И_зп=n_экс*Ф_зп*n_мес(3.8)

Где n_экс= 80 чел. - численность эксплуатационного персонала на ПГУ

Ф_зп = 25 200 руб./чел. мес. - среднемесячный фонд заработной платы (с учетом ЕСН) в 2007 году.

n_мес - количество месяцев эксплуатации в году (в 2010 году n_мес = 6)

В итоге в 2007 году получаем:

И_т = 80 * 25200- 12 = 24,2 млн. руб./год

Для последующих лет эксплуатации заработная плата прогнозируются на основе «Прогноза социально-экономического развития Российской Федерации», разработанного МЭРТ РФ.

Таблица 3.9 - Заработная плата персонала

Год	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013
Заработная плата, млн. руб.	24,2	25,7	27,1	14,2	29,9	31.4	32,8

Год	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Заработная плата, млн. руб.	34,2	35,7	37,1	38,6	39,9	41,3	42,7
Год	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027
Заработная плата, млн. руб.	44,2	45,8	47,4	49,1	50,8	52,5	54,4

Год	2028	2029	2030	2031	2032	2033	2034	2035
Заработная плата, млн. руб.	56,3	58,3	60,3	62,4	64,6	66,9	69,2	71,6

В итоге получаем годовые эксплуатационные затраты на производство электроэнергии на ПГУ.

Таблица 3.10 - Годовые эксплуатационные затраты

Год	2007	2008	200	2010	2011	2012	2013
Годовые затраты, млн.руб.	-	-	-	1447,0	3541,5	3733,7	3922,4

Год	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Годовые затраты, млн. руб.	4 104,9	4 290,9	4 480,4	4 673,5	4 859,9	5 054,5	5 212,3
Год	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027
Годовые затраты, млн. руб.	5 375,5	5 544,5	5 719,4	5 900,4	6 087,8	6 281,7	6 482,4
Год	2028	2029	2030	2031	2032	2033	2034	2035
Годовые затраты, млн. руб.	6 690,1	6 905,1	7 127,6	7 357,9	7 596,2	7 842	8 098,2	8 362,5

Таким образом, себестоимость электрической энергии, производимой на парогазовой установке в 2010 году: S_ээ^пгу=(1447,0*10³)/919,0=1574,5 руб/МВтч.^[17]

Таблица 3.11 - Себестоимость электроэнергии

Год	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013
Себестоимость эл. энергии, руб./МВтч	-	-	-	1 574,5	1 605,9	1 676,2	1 743,5
Год	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Себестоимость эл. энергии, руб./МВтч	1 806,6	1 869,7	1 933,0	1 996,3	2 055,4	2 1 16,5	2 182,6
Год	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027
Себестоимость эл. энергии, руб./МВтч	2 251,0	2 321,7	2 394,9	2 470,7	2 549,2	2 630,4	2 714,4
Год	2028	2029	2030	2031	2032	2033	2034	2035
Себестоимость эл. энергии, руб./МВт-ч	2 801,4	2 891,4	2 984,6	3 081,0	3 180	3 284	3 391,1	3 501,7

Далее представлен базовый вариант расчета основных показателей финансово-экономической эффективности проекта, а именно: срок окупаемости, внутренняя норма доходности, чистая приведенная стоимость, рентабельность продуктов.

Таблица 3.12 - Отчет о прибылях и убытках

Исходя из отчета о прибылях и убытках видно, что только в 2015 году выручка по проекту становиться положительной и начинает расти, что сопровождается ростом себестоимости продукции. Рост себестоимости продукции вызван ростом цен на топливо. Далее с 2015 года и до конца жизненного цикла проекта выручка стабильно растет, что видно в отчете о прибылях и убытках.

Таблица 3.13 - Баланс

Исходя из баланса видно, что суммарные оборотные активы выходят на положительный уровень к 2025 году, что обусловлено характерностью проектов такого типа.

Таблица 3.14 - Движение денежных средств

Суммарный денежный поток по проекту становиться положительным начиная с 2015 года. И к концу проекта он составляет 11 400 тыс. млн. руб., что видно исходя из таблицы движения денежных средств и графика изменения чистого денежного потока, представленного ниже.

Рисунок 3.1 - Изменение чистого денежного потока

Ниже представлены основные финансовые показатели проекта и их изменение в течение жизненного цикла проекта.

Таблица 3.15 - Финансовые показатели проекта

Исходя из таблицы видно, что все финансовые показатели проекта имеют тенденцию к выходу на положительный уровень и стабильному росту. Отсюда и вытекают следующие значения показателей NPV и IRR:

· NPV=3122 млн. руб.

· IRR=7%

Срок окупаемости проекта составляет 18 лет, что видно на следующем графике.

Рисунок 3.2 - График окупаемости проекта

Так же ниже представленная рентабельность продуктов проекта и ее изменение в течение проекта.

Таблица 3.16 - Изменение рентабельности продуктов

Видно, что рентабельность продуктов так же имеет тенденцию к росту, что обусловлено ростом всех остальных показателей. Таким образом, средняя рентабельность продуктов составляет 40,41%.

Таким образом, подводя итоги анализа финансово-экономической эффективности проекта можно сказать, что проект имеет срок окупаемости равный 18 годам, что характерно для проектов такого типа и масштаба. Чистая приведенная стоимость проекта равна 3112 млн. руб, а внутренняя норма рентабельности проекта равна 7%, что так же характерно с учетом специфики инвестиционных проектов электроэнергетической отрасли. В целом, по всем показателям, таким как, коэффициент ликвидности, коэффициент рентабельности, коэффициент деловой активности, рентабельность продаж проекта наблюдается стабильная тенденция роста, что видно исходя из выручки предприятия, а также его баланса. Поэтому данный инвестиционный проект можно смело назвать эффективным и прибыльным, что доказано выше.

Ниже представлены варианты развития проекта и его основных показателей эффективности с учетом изменения тех или иных критериев расчета, например, с учетом увеличения тарифов на 10% или ростом цены на топливо на 5%.

Таблица 3 .17 - Варианты развития инвестиционного проекта ПГУ-410

Вариант расчета	PBP, гг.	NPV, тыс. млн руб.	IRR,%	WACC,с учетом активов на конец проекта	Средняя рентабельностьпо продуктам%
1. Базовый вариант	18	3122	7	5491	40,41
2. Увеличение отпуска эл/энергии на 10%	16,9	3732	8	6159	41,97
3. Увеличение тарифа на эл/энергию на 10%	14,2	6988	14	9390	42,68
4. Увеличение платы за уст/ мощность на 10%	17,4	3622	8	5995	40,3
5. Увеличение стоимости топлива на 10%	22,1	354	2	2263	38,52
6. Увеличение удельного расхода топлива на 10%	23	403	3	2260	38,51
7. Уменьшение отпуска эл/энергии на 10%	19,2	2511	6	4823	39,76
8. Уменьшение тарифа на эл/энергию на 5%	20,9	1189	4	3541	39,09
9. Уменьшение платы за уст/мощность на 10%	19	2699	6	4986	39,6
10. Уменьшение стоимости топлива на 10%	15	6379	13	8724	42,31
11. Уменьшение удельного расхода топлива на 10%	15,3	6225	12,7	8421	42,2
Вариант расчета	PBP, гг.	NPV, тыс. млн руб.	IRR,%	WACC,с учетом активов на конец проекта	Средняя рентабельностьпо продуктам%
12. Увеличение отпуска эл/энергии, тарифов, стоимости топлива на 10%. Уменьшение уд/расхода топлива на 10%	12,9	8846	17	11310	43,34
13. Увеличение тарифов на 10%, стоимости топлива на 10%, удельного расхода топлива на 5%. Уменьшение отпуска эл/энергии на 5%	20	2198	5	4611	39

Итак, проанализировав различные варианты развития проекта, можно сделать вывод о том, изменение каких критериев оказывают наибольшее влияние на стоимостные показатели проекта. Наименьший срок окупаемости и наибольшее значение чистой приведенной стоимости проекта наступает в следующих случаях: при увеличении тарифов; уменьшении стоимости топлива; уменьшении удельного расхода топлива. А так же в случае увеличении отпуска электроэнергии, тарифов, стоимости топлива и уменьшении удельного расхода топлива. Последний вариант является наиболее эффективным и прибыльным среди всех. А наибольший срок окупаемости и наименьшая приведенная стоимость проекта наступает в следующих случаях: когда увеличивается удельный расход топлива, стоимость топлива или когда уменьшаются тарифы на электроэнергию. А так же в комбинированном случае, когда увеличиваются тарифы, стоимость топлива и удельный расход, а отпуск энергии уменьшается. Случаи с увеличением удельного расхода и увеличением стоимости топлива являются наименее эффективными с финансово-экономической точки зрения.

3.3 Влияние внедрения проекта на стоимостные показатели работы станции

Для того чтобы оценить влияние внедрения проекта парогазовой установки мощностью 410 МВт необходимо отследить изменение выручки предприятия с учетом внедрения данного проекта, что и представлено ниже.

Таблица 3.17 - Изменение выручки СУГРЭС с учетом внедрения ПГУ^[17]

Выручка, млн. руб.	2010	2015	2020	2025	2030
СУГРЭС*	6900	8800	10100	12500	14050
ПГУ**	-226	559	803	1181	1699
СУГРЭС+ПГУ	6677	9359	10903	13681	15749

Источник: * - [17] Поваров О.А.Расширение Среднеуральской ГРЭС строительством ПГУ мощностью 410 МВт. Прединвестиционные исследования. 2007.

**- Таблица 3.12. Отчет о прибылях и убытках.

Рисунок 3.3 - Изменение выручки предприятия с учетом внедрения ПГУ-410

Исходя из данной диаграммы видно, что выручка Среднеуральской ГРЭС с учетом внедрения ПГУ-410 вначале уменьшается, а затем имеет тенденцию к стабильному росту, что подтверждают расчеты по проекту. Что еще раз подчеркивает значимость и перспективность данного проекта.

Так же следует отметить, что после внедрения ПГУ-410, установленная мощность предприятия возрастает с 1182 МВт до 1592 МВт. Увеличение установленной мощности станции, выручки, а, следовательно, и других основных показателей работы предприятия окажет большое влияние на повышение конкурентосопобности и стабильности станции, а так же на ее финансово-экономическое положение.

Важно отметить, что положительное развитие станции имеет большое значение не только для собственников и инвесторов, а так же и для Свердловской области в целом, т.к. большинство предприятий отрасли имеют высокий уровень износа оборудования, а, следовательно, и необходимость его обновления с целью поддержания стабильного производства и поставки тепло и электроэнергии.

По оценкам Правительства Свердловской области среднегодовой рост электрических нагрузок в регионе в 2005 - 2010 годах прогнозируется на уровне не менее 5,5%, в период с 2010 до 2015 года - 4,5%.Основной рост электрических нагрузок в промышленности обусловлен развитием черной и цветной металлургии с увеличением к 2010 году промышленного производства стали в 2 раза, меди - в 1,4 раза, алюминия - в 2 раза. Потребность Свердловской области в новых генерирующих мощностях к 2015 году с учетом вывода из эксплуатации исчерпавшего ресурс оборудования достигнет 5000 МВт.

К остальным положительным аспектам влияния внедрения ПГУ-410 на деятельность Среднеуральской ГРЭС можно отнести следующие факторы:

· Замена старого неэкономичного энергетического оборудования

· Снижение себестоимости производства электроэнергии

· Снижение издержек производства

· Снижение выбросов загрязняющих атмосферу веществ

· Повышение энергобезопасности Уральского региона

Таким образом, подводя итоги анализа эффективности инвестиционного проекта строительство парогазовой установки мощность 410 МВт на Среднеуральской ГРЭС, можно сделать следующий вывод: данный проект можно считать эффективным с финансово-экономической точки зрения, о чем свидетельствуют все основные показатели эффективности проекта. Проект призван решить наиболее острую проблему предприятия на современном этапе - высокий уровень износа оборудования. Характерной чертой проекта является длительный срок окупаемости, равный 18 годам, что свойственно проектам такого масштаба. Важно, что проект является значимым с точки зрения перспективного развития не только предприятия, но и отрасли в целом ввиду специфики ее развития и проблем износа оборудования. Исходя из всего вышесказанного, невозможно недооценить значимость проекта, как для инвестора, так и для региона в целом.

Глава 4. Безопасность жизнедеятельности

Введение

Безопасность жизнедеятельности в условиях производства неразрывно связана с понятием безопасности труда. Безопасность труда (охрана труда) - это система сохранения жизни и здоровья персонала, включающая правовые, социально-экономические, организационно-технические, санитарно-гигиенические, лечебно-профилактические, реабилитационные и иные мероприятия.

Одним из важнейших направлений охраны труда на предприятиях является обеспечение работников инструкциями по охране труда.

Инструкция по охране труда - нормативный акт, устанавливающий требования по охране труда при выполнении работ в производственных помещениях, на территории предприятия, на строительных площадках и в иных местах, где производятся эти работы или выполняются служебные обязанности.

Утверждённые инструкции для работников учитываются службой охраны труда предприятия в журнале учёта. Надзор и контроль за соблюдением правил и инструкций по охране труда осуществляется федеральными органами надзора.

Государственный надзор за охраной труда в РФ возложен на Федеральную инспекцию труда при Министерстве труда РФ, действующую в соответствии с положением Правительства РФ «О Федеральной инспекции труда».

Общественный контроль осуществляют профсоюзы или иные представительные органы. Действующее законодательство в области охраны труда обеспечивает экономическую заинтересованность работодателя в улучшении условий и охраны труда. Мероприятия по охране труда обеспечивают и экологический эффект, выраженный в снижении загрязнения воздушной среды, воды и почвы, а также в сохранении здоровья самого человека, являющегося главным объектом экологии.

4.1 Краткая характеристика ОАО «Энел» «ОГК-5» филиал «Среднеуральская ГРЭС»

Среднеуральская ГРЭС (СУГРЭС) является градообразующим предприятием и находится в центре энергетических нагрузок Урала. Она является одной из крупнейших электростанций Свердловской области и входит в состав ОАО «ОГК-5», основным акционером которой является итальянская компания Enel, которой принадлежат более 55% акции ОАО «ОГК-5». Генератор ОГК-5 стал первой частной компанией в российской энергетике, выделившись 4 сентября 2007 года (одновременно с ТГК-5) из структуры демонтирующегося РАО «ЕЭС России».

Почтовый адрес: 624070, г. Среднеуральск Свердловской области, ул. Ленина, 2.

Основными направлениями хозяйственной деятельности Среднеуральской ГРЭС являются:

производство электрической энергии;

производство тепловой энергии;

производство химически очищенной воды для подпитки теплосети.

В настоящее время установленная электрическая мощность электростанции 1181,5 МВт, в том числе мощность ГТРС 11,5 МВт, располагаемая тепловая мощность 1 327 Гкал, производительность водоподготовки 5 200 т/час.

Среднеуральская ГРЭС поставляет тепловую энергию в ОАО «ТГК-9», которая доводит ее до потребителей городов Верхней Пышмы, Екатеринбурга, Березовского и в ООО «Теплоцентраль» для обеспечения теплоэнергией г.Среднеуральска. Свыше 90% поставок тепла потребляет бытовой сектор и около 4 % промышленные предприятия.

Следует отметить, что, начиная с 2007 года, на предприятии идет строительство Парогазовой установки мощностью 410 МВт. Планируемый запуск ПГУ намечен на июнь 2010 года. На данном этапе происходит подготовка к пуску оборудования.

Среднеуральская ГРЭС относится к электроэнергетическому комплексу, работа в котором связана с повышенным риском и высокой ответственностью за соблюдение правил техники безопасности. Только четкое следование инструкциям по проведению работ на производстве позволит сохранить жизнь и здоровье. ^[17]

Среднеуральская ГРЭС имеет офисные и производственные помещения. Офисные помещения площадью 450 кв.м располагаются в г. Среднеуральске.

Предприятие относится к предприятиям четвертого класса с санитарно-защитной зоной в 100м.

Основное направления ветра вблизи предприятия:

Роза ветров района размещения рассматриваемого предприятия представлена в табл. 4.1.

Таблица 4.1 - Роза ветров в районе расположения производства Среднеуральской ГРЭС

Направление ветра	С	Ю	З	В	С-В	С-З	Ю-В	Ю-З	Штиль
Встречаемость, %	16	7	20	8	3	17	7	10	2

Помещения, где производятся работы по подготовке к пуску оборудования - цех. Его площадь составляет 1000 м², численность рабочих 35 чел., в том числе и инженерно-технический персонал (5 чел). Параметры микроклимата: температура: 20°С, относительная влажность 70% , скорость воздуха 0.2 м/с.

Для поддержания вышеуказанных условий микроклимата на территории цеха применяется система кондиционирования и вентиляции смешанного типа.^[19]

Показатели условий труда в рабочей зоне приведены в табл. 4.2:

Таблица 4.2 - Показатели условий труда в рабочей зоне

Наименование профессии

Категория тяжести работ

Параметры микроклимата, факт/норм.

Освещенность, факт/норм, лк

Наименование вредного вещества

Концентрация вредного вещества, факт/норм, мг/м3

Наименование энергетического воздействия на среду

Уровень энергетического воздействия

Площадь, приходящаяся на 1 работающего, факт/норм, м2

Объем помещения, приходящегося на 1

Степень риска

Примечание

Температура,°С

Относительная влажность, %

Скорость воздуха, м/с

Теплоизлучение, Вт/м2

1) Главный инженер 2) Инженер технолог 3) Главный мастер 4) Рабочий персонал

1а IIа 1б IIб

21-23/ 22-24 21-25/ 19-21 21-25/ 19-21 23-25/ 19/21

50-55/ 60-40 50-55/ 60-40 40-55/ 60-40 35-40/60

0.3/0.1 0.3/0.2 0.3/0.1 0.3/0.2

- - -

300/400 500/400 500/400 600/400

Кремне-земсодер-жащая пыль Окись железа

0.3/0.4 3.2/4.0

Шум

20дБ

10/6 10/6 10/6 20/6

20/20 20/20 20/20 20/20

0.06

Таблица 4.3 - Анализ травматизма на предприятии

Показатель	Формула	2008	2009
Количество работающих	Р	25	32
Число несчастных случаев	Т	1	2
Число дней нетрудоспособности	Д	15	47
Коэффициент частоты несчастных случаев	Кч = 1000*Т/Р	40	62.5
Коэффициент тяжести травм	Kт=Д/Т	25	23.5
Коэффициент общего травматизма	Kобщ=Kч*Kт	1000	1468.75
Степень риска	R=T/P	0.04	0.0625

Объектом исследования в дипломной работе является планово экономический отдел. Поэтому остановимся на нем подробнее.

Отдел является самостоятельным структурным подразделением предприятия, подчиняется непосредственно коммерческому директору и руководствуется в своей деятельности действующими на предприятии регламентами, указаниями и приказами, утвержденными планами работ.

Целью деятельности ПЭО является руководство работой по экономическому планированию на предприятии, направленному на организацию рациональной хозяйственной деятельности, выявление и использование резервов производства с целью достижения наибольшей результативности в деятельности предприятия.

Основные задачи персонала ПЭО:

· Планирование финансовой и хозяйственной деятельности филиала;

· Расчет цен на все виды продукции, реализуемые филиалом;

· Организация работы по закупочной деятельности филиала в целях обеспечения целевого и эффективного расходования денежных средств и получения экономически обоснованных затрат;

· Проведение экономического анализа деятельности предприятия и участие в разработке мероприятий по эффективному использованию производственных мощностей, материальных и трудовых ресурсов, повышению рентабельности производства.

На Среднеуральской ГРЭС, как и на многих других предприятиях, работники сталкиваются с опасными и вредными факторами. Опасным называется производственный фактор, воздействие которого на работающего человека в определенных условиях приводит к травме или другому внезапному резкому ухудшению здоровья. Если же производственный фактор приводит к заболеванию или снижению трудоспособности, то его считают вредным.

Каждый работник ПЭО имеет свое постоянное рабочее место (где согласно ГОСТ 12.1.005-88, работающий находится большую часть своего рабочего времени - более 50% или более 2 часов непрерывно), оснащенное персональным компьютером, за которым работник проводит практически все 8 часов рабочего времени. В связи с этим фактом, главным источником опасности в планово экономическом отделе является именно персональный компьютер.

4.2 Безопасность проекта

Требования к ПЭВМ

Все ПЭВМ на рабочих местах соответствуют требованиям настоящих санитарных правил, и каждый их тип подлежит санитарно-эпидемиологической экспертизе с оценкой в испытательных лабораториях, аккредитованных в установленном порядке.^[19]

Основные требования к ПЭВМ заключаются в соответствии фактических уровней звукового давления, электромагнитных полей, концентрации вредных веществ, выделяемых ПЭВМ, а также визуальных параметров устройств отображения информации, и непосредственно особенностей конструкций, их нормативным соответствующим.

1. Сравнение допустимого уровня звукового давления и уровней звука, создаваемого ПЭВМ с фактических уровнем.

Таблица 4.4 - Сравнение допустимого уровня звукового давления и уровней звука

Уровни звукового давления в октавных полосах со среднегеометрическими частотами	Уровни звука в дБА
Допустимый уровень	Фактический уровень	Допустимый уровень	Фактический уровень
250 Гц	250 Гц	50	45
54 дБ	45 дБ

2. Сравнение допустимого уровня электромагнитных полей (ЭМП), создаваемых ПЭВМ с фактических уровнем.

Таблица 4.5 - Допустимый уровень электромагнитных полей

Наименование параметров	Допустимый уровень	Фактический уровень
Напряженность электрического поля	в диапазоне частот 5 Гц - 2 кГц	25 В/м	20 В/м
Плотность магнитного потока	в диапазоне частот 5 Гц - 2 кГц	250 нТл	235 нТл
Электростатический потенциал экрана видеомонитора	500 В	450 В

3. Сравнение допустимых визуальных параметров устройств отображения информации с их фактическим значением.

Таблица 4.6 - Допустимые визуальные параметры устройств отображения

Параметры	Допустимые значения	Фактические значения
Яркость белого поля	Не менее 35 кд/кв.м	45 кд/кв.м.
Неравномерность яркости рабочего поля	Не более +-20%	5%
Контрастность (для монохромного режима)	Не менее 3:1	3:1
Временная нестабильность изображения (непреднамеренное изменение во времени яркости изображения на экране дисплея)	Не должна фиксироваться	не фиксируется

Частота обновления изображения на дисплее при всех режимах разрешения экрана составляет 70 Гц.

4. Концентрации вредных веществ, выделяемых ПЭВМ в воздух помещений, не превышает предельно допустимых концентраций, установленных для атмосферного воздуха.

5. Мощность экспозиционной дозы мягкого рентгеновского излучения в любой точке на расстоянии 0,05 м от экрана при любых положениях регулировочных устройств не превышает 1 мкЗв/час (100 мкР/час), что соответствует необходимым нормативам.

6. Конструкция ПЭВМ обеспечивает возможность поворота корпуса в горизонтальной и вертикальной плоскости с фиксацией в заданном положении. Дизайн ПЭВМ имеет окраску корпуса в спокойные мягкие тона с диффузным рассеиванием света. Корпус ПЭВМ, клавиатура и другие блоки имеют матовую поверхность с коэффициентом отражения 0,55, при необходимых нормативах 0,4-0,6. Блестящие детали, способные создавать блики - отсутствуют.

Требования к помещениям для работы с ПЭВМ:

1. Офисное помещение имеет естественное и искусственное освещение. Окна в помещении кабинета, где эксплуатируется вычислительная техника, ориентированы на северо-запад.

2. Площадь на одно рабочее место пользователей ПЭВМ с ВДТ на базе плоских дискретных экранов, использующихся для работы в ОСУ составляет 4,5 м² при нормативе не менее 4,5 м².

3. Для внутренней отделки интерьера рабочего помещения использованы диффузно-отражающие материалы с коэффициентом отражения:

· для потолка - 0,7 (при нормативе 0,7-0,8);

· для стен - 0,5 (при нормативе 0,5-0,6);

· для пола - 0,4 (при нормативе 0,3-0,5).

Требования к микроклимату, содержанию аэроионов и вредных химических веществ в воздухе на рабочих местах, оборудованных ПЭВМ

Требования к параметрам микроклимата производственного помещения прописаны в СанПиН 2.2.4.548-96.

Данный стандарт дает определение оптимальным условиям микроклимата.

Оптимальные микроклиматические условия установлены по критериям оптимального теплового и функционального состояния человека. Они обеспечивают общее и локальное ощущение теплового комфорта в течение 8-часовой рабочей смены при минимальном напряжении механизмов терморегуляции, не вызывают отклонений в состоянии здоровья, создают предпосылки для высокого уровня работоспособности и являются предпочтительными на рабочих местах.

1. Сравнение нормативных параметров оптимального микроклимата с их фактическим уровнем.

Таблица 4.7 - Нормативные параметры оптимального микроклимата

Наименование производственного фактора	Единицы измерения	Нормативный уровень фактора	Фактический уровень фактора
Теплый период года
Температура воздуха	0С	19-21	21
Влажность воздуха	%	40-60	50
Скорость движения воздуха	м/с	0,2	0,15
Холодный период года
Температура воздуха	0С	17-19	18
Влажность воздуха	%	40-60	40
Скорость движения воздуха	м/с	0,2	0,15

И в холодный, и в теплый периоды времени все параметры соответствуют установленным нормативам. Это объясняется высоким уровнем и разнообразием эксплуатируемого оборудования. В помещении имеются, высококачественные радиаторы, надежная система кондиционирования, а также освежитель и ионизатор воздуха.

2. В помещениях ежедневно проводится влажная уборка и систематическое проветривание.

Требования к освещению на рабочих местах, оборудованных ПЭВМ:

1. Рабочие столы в кабинете размещены таким образом, что видеодисплейные терминалы ориентированы боковой стороной к световым проемам и естественный свет падает преимущественно слева и справа.