Расчет годового эффективного фонда рабочего времени для операторов котельной сведен в табл. 37.

Проектный вариант:



Базовый вариант:

Таблица 37 Расчет годового эффективного фонда рабочего времени

Элемент рабочего времени	Единица	Рабочее время
1. Календарное время	дни	365
2. Выходные и праздничные дни	дни	58
3. Номинальный фонд	дни	365-58 = 307
1. Неявки на работу (всего) в том числе: отпуск отпуск учащимся выполнение гособязанностей по болезни отпуск по беременности прочие неявки	дни дни дни дни дни дни дни	32 24 2 1 3 1 1
2. Эффективный фонд Продолжительность смены Подготовительно-заключительное время Эффективное рабочее время в течение смены	дни ч ч ч	307-32 = 275 8 0,25 8-0,25 = 7,75
3. Годовой эффективный фонд рабочего времени	ч

Численность дежурного ремонтного персонала в котельной определяется по формуле (106):

(106)

где Н_рем - норматив численности дежурного ремонтного персонала для котельной, Н_рем = 1,2;

n_агр - число котельных агрегатов.

Проектный вариант: N_рем = = 6 чел.

Базовый вариант: N_рем = = 7 чел.

Численность персонала по эксплуатации, техническому обслуживанию и текущему ремонту трубопроводов и оборудования тепловой сети завода определяется по формуле (107):

(107)

где Т_сум - суммарная трудоемкость текущего ремонта и технической эксплуатации энергетического оборудования, чел/час;

k_пер = 1,25 - коэффициент, учитывающий перевыполнение норм времени рабочими.

Трудоемкость планово-предупредительных ремонтов теплоэнергетического оборудования определяется по каждому виду оборудования.

Годовая суммарная трудоемкость по содержанию и эксплуатации теплоэнергетического оборудования определяется по формуле (108):

(108)

где =0,1 - коэффициент, учитывающий соотношение трудоемкости работ по техническому обслуживанию и эксплуатации энергетического оборудования и трудоемкости ремонтных работ;

=0,3 - коэффициент, учитывающий сложность проведения работ при среднем ремонте;

- годовая трудоемкость ремонта i-го оборудования.

(109)

где m - число малых ремонтов, выполняемых в течение года (норматив);

Т_м - нормативная трудоемкость одного малого ремонта, чел/час;

С - число средних ремонтов, выполняемых за год (норматив);

Т_с - нормативная трудоемкость одного среднего ремонта, чел/час.

Данные расчета годовой трудоемкости ремонта оборудования сведены в табл.38 для проектного варианта и табл.39 - для базового.

Таблица 38 Годовая трудоемкость ремонта теплоэнергетического оборудования (проектный вариант)

Наименование оборудования	Группа сложности	Периодичность	Нормативная трудоемкость	Кол-во оборудования, шт	Годовая трудоемкость, чел/час
		малый ремонт	средний ремонт	малый ремонт	средний ремонт
1	2	3	4	5	6	7	8
Котел: ДЕ- 10-14ГМ	85	2	1	362,95	1391,25	2	4234,3
Котел: ДКВР-20-13	85	2	1	362,95	1391,25	3	6351,45
Дымосос	2,1	2	1	8,97	34,13	5	260,35
Вентилятор	4,0	2	1	17,08	65	5	495,8
Теплообменники	6,2	2	1	26,47	100,75	6	922,14
Блок сетевых насосов	6,0	1	1	25,62	97,5	1	123,12
Блок конденсатных насосов	6,0	1	1	25,62	97,5	1	123,12
Блок подпиточных насосов	6,0	1	1	25,62	97,5	1	123,12
Блок насосов исходной воды	6,0	1	1	25,62	97,5	1	123,12
Бак-отстойник конденсата	1,0	1	1	4,27	16,25	1	20,52
Бак хранения резервного топлива	1,2	1	1	5,124	19,5	1	24,624
Блок деаграционно-питательный	3,7	2	1	15,8	60,13	1	91,73
Итого:	12893,39

Таблица 40 Годовая трудоемкость ремонта теплоэнергетического оборудования (базовый вариант)

Наименование оборудования	Группа сложности	Периодичность	Нормативная трудоемкость	Кол-во оборудования, шт	Годовая трудоемкость, чел/час
		малый ремонт	средний ремонт	малый ремонт	средний ремонт
Котел: ДЕ- 6,5-14ГМ	85	2	1	362,95	1391,25	3	4173,75
Котел: ДКВР-20-13	85	2	1	362,95	1391,25	3	6351,45
Дымосос	2,1	2	1	8,97	34,13	6	294,48
Вентилятор	4,0	2	1	17,08	65	6	560,8
Теплообменники	6,2	2	1	26,47	100,75	6	922,14
Блок сетевых насосов	6,0	1	1	25,62	97,5	1	123,12
Блок конденсатных насосов	6,0	1	1	25,62	97,5	1	123,12
Блок подпиточных насосов	6,0	1	1	25,62	97,5	1	123,12
Блок насосов исходной воды	6,0	1	1	25,62	97,5	1	123,12
Бак-отстойник конденсата	1,0	1	1	4,27	16,25	1	20,52
Бак хранения резервного топлива	1,2	1	1	5,124	19,5	1	24,624
Блок деаграционно-питательный	3,7	2	1	15,8	60,13	1	91,73
Итого:	14383,77

Трудоемкость ремонта трубопроводов определяем по формуле (110):

(110)

где - группа сложности рассчитываемого трубопровода.

Результаты расчета приведены в табл.41.

Таблица 41 Трудоемкость ремонта трубопроводов и его элементов

Элемент тепловой сети	Группа сложности	Коэффициент	Базовая трудоемкость ремонта	Годовая трудоемкость, чел/час
		m	C	малого	среднего
Водяная тепловая сеть
Трубопроводы
d=33 мм 40 мм 51 мм 70 мм 82 мм 100 мм 125 мм 207 мм 259 мм 309 мм 359 мм	1,5 1,5 2,0 2,5 2,5 2,5 4,3 4,3 4,8 4,8 5,2	2 2 2 2 2 1 1 1 1 1 1	1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1	80,27 80,27 80,27 80,27 80,27 80,27 80,27 80,27 80,27 80,27 80,27	297,4 297,4 297,4 297,4 297,4 297,4 297,4 297,4 297,4 297,4 297,4	686,91 686,91 915,88 1144,85 1144,85 944,175 1623,981 1623,981 1812,816 1812,816 1963,884
Запорная арматура
d=33 мм 40 мм 51 мм 70 мм 82 мм 100 мм 125 мм 207 мм 259 мм 309 мм 359 мм	0,06 0,06 0,08 0,10 0,10 0,10 0,18 0,18 0,22 0,22 0,30	0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0	1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1	2,78 2,78 2,78 2,78 2,78 2,78 2,78 2,78 2,78 2,78 2,78	10,56 10,56 10,56 10,56 10,56 10,56 10,56 10,56 10,56 10,56 10,56	0,6336 0,6336 0,8448 1,056 1,056 1,056 1,9008 1,9008 2,3232 2,3232 3,168
Тройники
40 мм 100 мм 125 мм 207 мм 259 мм 309 мм 359 мм	0,22 0,32 0,32 0,42 0,52 0,52 0,62	0 0 0 0 0 0 0	1 1 1 1 1 1 1	5,64 5,64 5,64 5,64 5,64 5,64 5,64	21,45 21,45 21,45 21,45 21,45 21,45 21,45	4,719 6,864 6,864 9,009 11,154 11,154 13,299
Паровая сеть
Трубопроводы
d=100мм 125 мм 150 мм	3,5 3,5 4,4	2 2 2	1 1 1	82,83 82,83 82,83	315,25 315,25 315,25	1683,185 1683,185 2116,004
Запорная арматура
d=100 мм 125 мм 150 мм	0,11 0,13 0,16	0 0 0	1 1 1	2,78 2,78 2,78	10,56 10,56 10,56	1,162 1,373 1,690
Тройники
150 мм	0,32	0	1	5,64	21,45	6,864
Итого:	19945,63

Из табл.41 итоговая годовая трудоемкость ремонта оборудования и трубопроводов составляет:

для проектного варианта:

12893,394+19945,63=32839,02чел/час;

для базового варианта:

14383,77+19945,63=34329,4чел/час.;

Находим численность персонала по эксплуатации, техническому обслуживанию и текущему ремонту трубопроводов и оборудования тепловой сети:

проектный вариант:

базовый вариант:

Всего рабочих:

проектный вариант N = = 8 + 6 +17 = 31 чел.

базовый вариант N = = 8 + 7 +18 = 33 чел.

5.2.4 Расчет фонда оплаты труда

1). Заработная плата по тарифу рассчитывается как:

(111)

где Т_ст - часовая тарифная ставка рабочего соответствующей профессии и квалификации, руб/ч;

N_р - число рабочих данной профессии и квалификации котельной, чел.;

Т_эф - годовой эффективный фонд рабочего времени, ч.

Размер доплат за работу во II и III смены:

 (112)

где = 0,33 - соответственно доля рабочего времени данной профессии во II и III смене в общем годовом фонде эффективного времени;

а₂, а₃ - соответственно размер доплат (в долях единицы) за работу во II и III смену рабочим предприятия; а₂ = 0,2, а₃ = 0,4.

Размер доплат за работу в праздничные дни:

(113)

где - доля праздничного времени в годовом эффективном фонде рабочего времени.

/365,

где n_пр - число праздничных дней в году.

Размер других видов доплат при расчете фонда оплаты труда принимать равным 10% от размера заработной платы по тарифу.

Премия рабочим определяется по формуле (114):

(114)

где З_т.д - размер заработной платы и доплат, руб.;

Р_пр - процент премии рабочим данной профессии, %.

Основная заработная плата определяется как сумма заработной платы по тарифу, всех видов доплат и премии.

Результаты расчета фонда оплаты труда рабочим сведены в табл.42 -для проектного варианта и табл.43 - для базового.

Расчет фонда оплаты труда инженерно-технических работников котельной представлен в табл.44.

Размер основной, дополнительной заработной платы с учетом выплат из фонда материального поощрения рассчитывается по формуле (115):

(115)

где k_фмп=0,1...0,25 - коэффициент, учитывающий размер выплат из ФМП;

k_доп - коэффициент, учитывающий долю дополнительной заработной платы, который определяется из соотношения:

=32/275=0,12

где П_н.я. - число оплачиваемых дней-неявок на работу;

П_эф - число рабочих дней (эффективное время).

Таблица 42 Расчет фонда оплаты труда (проектный вариант)

Профессия рабочих	Число рабочих	Разряд рабочих	Тариф-ная ставка, руб/час	Зарплата по тарифу, руб.	Доплата за работу в ночное время, руб.	Доплата за праздничные дни, руб.	Зарплата с учетом всех доплат, руб.	Премия, руб. (40%)	Основная и дополнительная зарплата с учетом выплат из ФМП, руб.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Старший оператор	1	6	45	95895	18987,21	15238,11	130120,3	52048,13	240462,3
Оператор	7	4	35	522095	103374,81	82963,04	708432,8	283373,1	1309183,
Сменный дежурный слесарь	2	4	32	136384	27004,03	21671,98	185060,0	74024,00	341990,8
Слесарь по ремонту котельного оборудования	2	5	31	132122	26160,16	20994,73	179276,8	71710,75	331303,6
Слесарь по обслуживанию внутриплощадных сетей	1	3	31	66061	13080,08	10497,36	89638,44	35855,38	165651,8
Слесарь по автоматике	1	5	31	66061	13080,08	10497,36	89638,44	35855,38	165651,8
Аппаратчик ХВО	2	3	29	123598	24472,40	19640,23	167710,6	67084,25	309929,2
Машинист насосной установки	2	3	29	123598	24472,40	19640,23	167710,6	67084,25	309929,2
Приборист	2	4	29	123598	24472,40	19640,23	167710,6	67084,25	309929,2
Старший лаборант	1	5	30	63930	12658,14	10158,74	86746,88	34698,75	160308,2
Лаборант	2	4	28	119336	23628,53	18962,98	161927,5	64771,00	299242,0
Электро-газосварщик	2	4	27	115074	22784,65	18285,73	156144,3	62457,75	288554,8
Уборщица	2		13	55406	10970,39	8804,24	75180,63	30072,25	138933,8
Электромонтер	2	4	27	115074	22784,65	18285,73	156144,3	62457,75	288554,1
Рабочий по обслуживанию тепловых сетей	2	4	28	119336	23628,53	18962,98	161927,5	64771,00	299242,0
Итого:	4958867,96

Таблица 43 Расчет фонда оплаты труда (базовый вариант)

Профессия рабочих	Число рабочих	Разряд рабочих	Тарифная ставка, руб/час	Зарплата по тарифу, руб.	Доплата за работу в ночное время, руб.	Доплата за праздничные дни, руб.	Зарплата с учетом всех доплат, руб.	Премия, руб. (40%)	Основная и дополнительная зарплата с учетом выплат из ФМП, руб.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Старший оператор	1	6	45	95895	18987,21	15238,11	130120,3	52048,13	240462,3
Оператор	7	4	35	522095	103374,81	82963,04	708432,8	283373,1	1309183,
Сменный дежурный слесарь	2	4	32	136384	27004,03	21671,98	185060,0	74024,00	341990,9
Слесарь по ремонту котельного оборудования	3	5	31	198183	39240,23	31492,09	268915,3	107566,1	496955,5
Слесарь по обслуживанию внутриплощадных сетей	1	3	31	66061	13080,08	10497,36	89638,44	35855,38	165651,8
Слесарь по автоматике	1	5	31	66061	13080,08	10497,36	89638,44	35855,38	165651,8
Аппаратчик ХВО	2	3	29	123598	24472,40	19640,23	167710,6	67084,25	309929,2
Машинист насосной установки	2	3	29	123598	24472,40	19640,23	167710,6	67084,25	309929,2
Приборист	2	4	29	123598	24472,40	19640,23	167710,6	67084,25	309929,2
Старший лаборант	1	5	30	63930	12658,14	10158,74	86746,88	34698,75	160308,2
Лаборант	2	4	28	119336	23628,53	18962,98	161927,5	64771,00	299242,0
Электрогазосварщик	2	4	27	115074	22784,65	18285,73	156144,3	62457,75	288554,8
Уборщица	2		13	55406	10970,39	8804,24	75180,63	30072,25	138933,8
Электромонтер	2	4	27	115074	22784,65	18285,73	156144,3	62457,75	288554,8
Рабочий по обслуживанию тепловых сетей	3	4	28	179004	35442,79	28444,47	242891,2	97156,51	448863,0
Итого:	5274140,8

Таблица 44 Штатное расписание и фонд оплаты труда ИТР

Должность	Число работников	Месячный оклад, руб.	Месячная премия, руб. (30%)	Основная и дополнительная заработная плата, руб.	Годовой фонд оплаты труда, руб.
Начальник котельной	1	12000	3600	15600	239616
Инженер по электроснабжению	1	8000	2400	10400	159744
Мастер по ремонту оборудования котельной	1	6000	1800	7800	119808
Мастер по эксплуатации оборудования	1	7000	2100	9100	139776
Итого:	658944

Совокупный фонд оплаты труда:

-для проектного варианта: 4958867,96+658944=5617811,96руб.;

-для базового варианта: 5274140,89+658944=5933084,89руб.

5.2.5 Расчет потребности производства в энергетических и материальных ресурсах

Расчет годовой потребности теплоэнергетического производства в основном виде топлива ведется следующим образом:

(116)

где Р_ч.ном = удельный расход на 1 Гкал - номинальный часовой расход топлива для работы одного котлоагрегата;

= 0,8 - коэффициент, учитывающий время работы теплоэнергетического производства;

k₁ = 1,1 - коэффициент, учитывающий расход топлива на разогрев котлоагрегатов.

Расход резервного топлива определяется как:

(117)

где Р_{ч.рез.топ} - номинальный часовой расход при работе одного котлоагрегата на резервном топливе.

Годовой расход электроэнергии для работы теплоэнергетического производства определяется как:

(118)

где Н_эл - удельный расход электроэнергии на производство 1 Гкал тепла, ; - годовая производственная программа по производству тепловой энергии.

Годовые затраты на химикаты рассчитываются следующим образом:

(119)

где Н_х = 26 - норматив расхода химикатов на производство 1 Гкал тепловой энергии, руб/Гкал.

Годовые затраты на воду определяются как:

,

где Н_в = 1,6 - норматив расхода воды на производство 1 Гкал тепловой энергии, Гкал.

Все полученные при расчете данные сведены в табл.45 и 46.

Таблица 45 Расход материальных и энергетических ресурсов (проектный вариант)

Ресурсы	Единицы	Удельный расход на 1 Гкал	Годовой расход
Газ	м3	130	346123478,3
Мазут	т	0,08	212999,064
Электрическая энергия		21	63536652,48
Химикаты	руб	0,003	9076,66
Вода	м3	1,5	4538332,32

Таблица 46 Расход материальных и энергетических ресурсов (базовый вариант)

Ресурсы	Единицы	Удельный расход на 1 Гкал	Годовой расход
Газ	м3	140	346123478,3
Мазут	т	0,08	212999,064
Электрическая энергия		21	63536652,48
Химикаты	руб	0,003	9076,66
Вода	м3	1,5	4538332,32

5.2.6 Расчет амортизационных отчислений

Амортизационные отчисления определяются по каждой группе фондов теплоэнергетического производства по формуле (120):

(120)

где Н_А - норма амортизации на полное восстановление или капитальный ремонт основных фондов, %;

Ф_сг - первоначальная стоимость.

Все результаты расчетов сведены в табл.47 - проектный вариант и табл.48 - базовый вариант.

Таблица 47 Расчет амортизационных отчислений (проектный вариант)

Основные фонды	Капитальные вложения, руб	Стоимость основных фондов, руб	Амортизационные отчисления, руб.
			на полное восстановление	на капитальный ремонт	общие
ДКВР-20-13	-	1500000	300000	375000	675000
ДЕ-10-14ГМ	2400000	-	480000	600000	1080000
Оборудование для котлоагрегатов	500000	500000	35000	50000	85000
Здание котельной	-	1188750	41606,25	59437,5	101043,7
Дымовая труба	1426500	2853000	99855	142650	242505
Мазутохранилище	-	1331400	46599	66570	113169
Приемная емкость на 100 м3	-	261525	9153,375	13076,25	22229,6
Резервуар железобетонный	-	1188750	41606,25	59437,5	101043,7
Камера для коренных задвижек	-	190200	6657	9510	16167
Железнодорожные эстакады	-	475500	16642,5	23775	40417,5
Очистные сооружения	-	594375	20803,125	29718,75	50521,87
Резервуар для пожаротушения	-	178314	6240,99	8915,7	15156,69
Инженерные сети	701700	-	24559,5	35085	59644,5
Итого:			1128722,99	1473175,7	2601898

Таблица 48 Расчет амортизационных отчислений (базовый вариант)

Основные фонды	Капитальные вложения, руб	Стоимость основных фондов, руб	Амортизационные отчисления, руб.
			на полное восстановление	на капитальный ремонт	общие
ДКВР-20-13	-	1500000	300000	375000	675000
ДЕ-6,5-14ГМ	2640000	-	480000	600000	1080000
Оборудование для котлоагрегатов	750000	500000	17500	25000	42500
Здание котельной	-	1188750	41606,25	59437,5	101043,7
Дымовая труба	1426500	2853000	99855	142650	242505
Мазутохранилище	-	1331400	46599	66570	113169
Приемная емкость на 100 м3	-	261525	9153,375	13076,25	22229,62
Резервуар железобетонный	-	1188750	41606,25	59437,5	101043,7
Камера для коренных задвижек	-	190200	6657	9510	16167
Железнодорожные эстакады	-	475500	16642,5	23775	40417,5
Очистные сооружения	-	594375	20803,125	29718,75	50521,87
Резервуар для пожаротушения	-	178314	6240,99	8915,7	15156,69
Инженерные сети	1052550	-	24559,5	35085	59644,5
Итого:			1111222,99	1448175,7	2559398,

5.2.7 Расчет годовых эксплуатационных затрат и себестоимости производства 1 Гкал тепловой энергии

Наименование статей, по которым ведется расчет годовых эксплуатационных затрат и порядок их расчета, приведен в табл.49.

Таблица 49 Расчет себестоимости производства тепловой энергии

Статья расходов	Расчетная формула и порядок расчета затрат по статье
Топливо а)основное (газ) б)резервное (мазут)	где , - соответственно годовой расход основного и резервного топлива, м3(т); , - оптовая цена на основное и резервное топливо
Электроэнергия	где Рэл - годовой расход электроэнергии, кВт/ч; Цэл - тариф за 1 кВт/ч энергии
Химреактивы
Вода на технические нужды	руб., где Рв - годовой расход воды для теплоэнергетического производства, м3; Цв - цена 1 м3 воды для производственных целей, руб.
Отчисления на социальное страхование	26,2% от ФОТ Проектный вариант Зо.с = 0, = 1471866,73 руб. Базовый вариант Зо.с = = 1554468,24 руб.
Ремонт и содержание энергетического оборудования	, где kрсэо = 1,15 Проектный вариант: Зрсэо = =2992183,49руб. Базовый вариант: Зрсэо = =2943308,49руб.
Цеховые расходы	Проектный вариант: Зцех = 21440532,1 руб. Базовый вариант: Зцех = 21441543,9 руб.
Цеховая себестоимость годового выпуска энергетической продукции	Проектный вариант: Сцех =736124935,5 руб. Базовый вариант: Сцех = 736159673,8 руб.
Внеэксплуатационные расходы	Проектный вариант: Зв.эк = 36806246,78руб. Базовый вариант: Зв.эк = 36807983,69 руб.
Полная себестоимость годового выпуска энергетической продукции	Проектный вариант: Сполн = 772931182,3 руб. Базовый вариант: Сполн = 772967657,5руб.

5.2.8 Расчет основных технико-экономических показателей работы котельной

1.Годовой объем производства тепловой энергии

- в натуральном выражении:

Гкал;

- в стоимостном выражении:

руб.

2.Численность работников, в том числе ИТР и служащих:

Проектный вариант: N_р = 31 + 4 =35 чел.

Базовый вариант: N_р = 33 + 4 = 37 чел.

3.Себестоимость годового выпуска продукции:

Проектный вариант: С_полн = 772931182,3 руб.

Базовый вариант: С_полн = 772967657,5 руб.

4.Себестоимость производства 1Гкал тепловой энергии:

Проектный вариант: С = 255,477 руб.

Базовый вариант: С = 255,479 руб.

5.Производительность труда одного работающего:

- в натуральном выражении

Проектный вариант: Гкал/чел.

Базовый вариант: Гкал/чел.

- в стоимостном выражении

Проектный вариант: руб/чел.

Базовый вариант: руб/чел.

6. Фондоотдача основных фондов:

- в натуральном выражении

Проектный вариант: Гкал/руб.

Базовый вариант: Гкал/руб.

- в стоимостном выражении

Проектный вариант: руб/руб.

Базовый вариант: руб/руб.

7. Прибыль: П_пр = D - С_полн;

Проектный вариант: П_пр = 134735281,7руб.

Базовый вариант: П_пр = 134698806,5руб.

8. Рентабельность:

Проектный вариант: R = (134735281,7/772931182,3) 100 = 17,43 %.

Базовый вариант: R = (134698806,5/772967657,5 ) 100 = 17,42 %.

5.2.9 Экономическое обоснование улучшения показателей эффективности

1. Экономический результат от производства теплоэнергетической продукции:

руб.

2. Экономический результат от вредного воздействия выбросов отработанного топлива в атмосферу:

где С_в.осн, С_в.рез - соответственно стоимость вредного воздействия от выбросов отходов при снижении единицы объема или веса основного или резервного топлива, руб.

3. Текущие затраты на осуществление проектного решения:

З₁ = С_полн;

Проектный вариант: З₁ = 772931182,3 руб.

Базовый вариант: З₁ = 772967657,5 руб

4. Капитальные и другие единовременные затраты, необходимые для производства теплоэнергетической продукции:

где k_общ - общие капитальные вложения, руб;

k_р = 0,067 - коэффициент, учитывающий полное восстановление основных фондов; Е_н = 0,1 - нормативный коэффициент экономической эффективности.

Проектный вариант: З₂ = руб.

Базовый вариант: З₂ = = 980131,35руб.

5. Затраты в среднегодовом исчислении: З_г = З₁ + З₂;

Проектный вариант: З_г = 772931182,3+839709,4=773770891,7руб.

Базовый вариант: З_г = 772967657,5+980131,35=773947788,9руб.

6. Сумма результатов в среднегодовом начислении:

7. Экономический эффект:

Проектный вариант: Э_ф = руб.

Базовый вариант: Э_ф = руб.

5.2.10 Расчет срока окупаемости

Эффективность проекта оценивается с помощью показателя "срок окупаемости". Срок окупаемости представляет собой период времени с начала реализации проекта до момента, когда разность между накопленной суммой чистой прибыли и амортизационных отчислений и объемом капитальных затрат приобретет положительное значение.

Таблица 50 Потоки денежных поступлений и выплат

Год	2009	2010	2011
1. Капитальные вложения, тыс.руб.	5028200	-	-
2. Выручка от реализации продукции, в т.ч., тыс.руб.	-	5445489	5445489
2.1.НДС, тыс.руб.	-	1089097,8	1089097,8
3. Выручка от реализации продукции за вычетом налогов, тыс.руб.	-	4356391,2	4356391,2
4. Общие затраты на производство продукции, в т.ч., тыс.руб.	-	772931	772931
4.1. Амортизационные отчисления, тыс.руб.	-	1541,34	1541,34
5. Прибыль, тыс.руб.	-	3581918,86	3581918,86
6. Налог на имущество, тыс.руб.	-	71638,37	71638,37
7. Налогооблагаемая прибыль, тыс.руб.	-	3510280,49	3510280,49
8. Налог на прибыль, тыс.руб.	-	702056,09	702056,09
9. Чистая прибыль, тыс.руб.	-	2808224,39	2808224,39
10. Сумма чистой прибыли и амортизационных отчислений с возвратом НДС, тыс.руб.	-	2809765,73	2809765,73
11. Сальдо, тыс.руб.	-5028200	2809765,73	2809765,73
12. По нарастающему итогу, тыс.руб.	-5028200	-2218434,27	591331,46

Таблица 51 Расчет срока окупаемости

1. Год	2009	2010	2011
2. Капитальные затраты, тыс.руб	5028200	-	-
3. Сумма чистой прибыли и амортизационных отчислений с учетом возврата НДС, тыс.руб	-	2809765,73	2809765,73
4. Сальдо (3-2), тыс.руб	-5028200	2809765,73	2809765,73
5. По нарастающему итогу, тыс. руб	-5028200	-2218434,27	591331,46

Анализируя данные табл.51, приходим к выводу, что срок окупаемости проекта 1 год и 10 месяцев с начала реализации проекта.

5.3 Выводы по экономической части

Расчет экономической части проекта показал, что модернизирование котельной целесообразно и выгодно.

Итак, рассмотрены два варианта модернизации котельной. Первый вариант модернизации - перевод заводской котельной в режиме мини-ТЭЦ с установкой паровых котлов и турбоагрегата. Второй вариант - замена водогрейных котлов паровыми меньшей теплопроизводительности для отпуска тепла внешнему потребителю.

Для сравнения основных экономических показателей составим таблицу.

Таблица 52 Основные экономические показатели

Показатель	Проект 1	Проект 2
Капиталовложения, руб.	19200000	5028200
Экономический эффект, руб.	17131071,26	593234882,6

По сравнению с первым проектом модернизации, второй проект требует меньших капиталовложений. Также при втором проекте модернизации экономический эффект выше, чем при первом. Однако, срок окупаемости у первого проекта 6 месяцев, а у второго-1 год и 10 месяцев.

Тепловую энергию ЗАО "Термотрон-завод" планирует отпускать внешнему потребителю, но внешний потребитель - жилые дома, расположенные рядом с заводом, - отапливаются от государственных тепловых сетей. Государство никогда не отдаст своих потребителей тепловой энергии заводу, т.к. это им экономически не выгодно. Поэтому данный проект в реальности неосуществим, несмотря на высокий экономический эффект.

Электрическую энергию завод производит для собственных нужд. Внедрение этого проекта модернизации системы теплоснабжения экономически выгодно для завода, несмотря на большие капитальные вложения. Срок окупаемости при переводе заводской котельной в режиме мини-ТЭЦ с установкой паровых котлов и турбоагрегата ниже двух лет. Что позволяет получить прибыль в маленький срок. Учитывая, что у предприятия ЗАО "Термотрон-завод" достаточно инвестиций, в качестве рекомендуется реализовывать первый проект по установке турбины для выработки электрической энергии.

6. Организационная часть проекта

6.1 Проведение энергоаудита ЗАО "Термотрон-завод"

Представляется целесообразным дополнительно к инспекционному энергоаудиту (в объемах существующих положений) создавать комплексную систему организации энергосберегающих работ на каждом предприятии. Основными исполнителями здесь должны быть соответствующие технические службы предприятия с обязательным привлечением специализированных организаций [1].

В ходе работы было проведено энергетическое обследование ЗАО "Термотрон-завод". Практика энергетических обследований показала, что при их организации следует учитывать самые различные условия и факторы:

отраслевую принадлежность предприятия;

функциональные особенности предприятия только как потребителя энергоресурсов или как производителя отдельных видов энергии;

возможности по использованию энергоресурсов только для собственных нужд или для оказания услуг по передаче тепла и электроэнергии другим потребителям;

уровень эффективности использования энергоресурсов;

инвестиционные вложения предприятия, т. е. его способность решать проблему повышения эффективности использования энергоресурсов путем проведения эксплуатационных и организационно-экономических мероприятий, а также путем внедрения новых энергосберегающих технологий и оборудования;

виды сформулированных задач, например повышение эффективности основного производства или обоснование необходимости предоставления льготных тарифов на энергию.

При выполнении работ по энергетическим обследованиям завода был произведен отбор энергосберегающих мероприятий путем их ранжирования по эффективности. Перечень мероприятий по экономии энергоресурсов следует формировать следующим образом:

- различные организационные и другие мероприятия по срокам окупаемости затрат менее года (организация контроля, учета и нормирования расходов топлива и энергии, создание систем материального стимулирования и т.п.);

- мероприятия технического характера (ремонтные, эксплуатационные) по срокам окупаемости от года до 2,5 лет: работы, связанные с переходом на новые технологии и оборудование, требующие больших инвестиций с привлечением заемного капитала, оборудования по лизингу и т.п.

В ходе проведения энергетических обследований было выявлено ряд характерных недостатков, присущих большинству промышленных предприятий. Основные из них:

- на заводе отсутствуют специализированные архивы по энергосбережению (нормативная и техническая документация ГОСТ, ОСТ, постановления правительства Российской Федерации и местных органов власти, решения федеральной и региональной энергетических комиссий и др.);

- не выпускаются приказы, обязывающие и регламентирующие порядок выполнения и ведения технической документации по энергосбережению (энергетические паспорта, изменения к действующим ГОСТам, выполнения требований новых ГОСТов);

- вновь строящиеся здания, сооружения, капитальные ремонты старых зданий сооружаются, как правило, без учета требований изменений к СНиПам;

ввод тепловых объектов в эксплуатацию заканчивается обычно актом рабочей комиссии без участия представителей соответствующих инспекций;

энергетические паспорта на здания и сооружения не разрабатываются.

Для того чтобы создать эффективную систему управления энергосбережением на предприятиях, необходимо было провести внешний (независимый) и внутренний аудиты.

Внутренний энергетический аудит служит инструментом выявления на предприятии резервов экономии энергоресурсов. Так как обеспечение эффективного и рационального использования топлива и энергии является одной из основных задач службы главного энергетика предприятия, проведение внутреннего аудита должно рассматриваться как выполнение энергетиками своих служебных обязанностей. Следовательно, выполнять эту работу они могут без предварительного получения специальных свидетельств, сертификатов.

Учитывается только соответствие специалиста тем требованиям, которые предъявляются к энергетикам на производстве: состояние здоровья, знание производственных инструкций, наличие допуска к работе на электроустановках и др. Сроки проведения внутреннего энергоаудита и объекты обследования предприятия устанавливают самостоятельно, исходя из сложившейся практики разработки планов по рационализации энергопотребления. Внутренний энергетический аудит предприятия может быть также выполнен по договору со специализированной организацией.

При проведении внутреннего энергетического обследования учитывались следующие факторы:

энергетические обследования проводились как собственными силами, так и с привлечением специализированных организаций;

- с учетом специфики предприятия был определен состав показателей энергетической эффективности, вносимых в техническую документацию на энергопотребляющую продукцию, технологические процессы, работы, услуги и, как правило, включающих количественную оценку энергоемкости изготовления продукции [5].

6.2 Программа проведения энергетического обследования

С учетом приведенных целей и организационных особенностей энергоаудит включал следующие этапы:

разработка технической программы (предварительный этап);

обследование в объеме технической программы;

обработка и анализ результатов обследования;

разработка рекомендаций по энергосбережению;

- составление энергетического паспорта.

На предварительном этапе определялись основные характеристики предприятия: ассортимент выпускаемой продукции, состав потребляемых энергоресурсов, производственная структура, численность работников, состав основного оборудования и зданий, режим работы, структура управления и т.д.

На этом этапе была определена доступную информацию по энергоиспользованию на ЗАО "Термотрон-завод", оценена степень ее достоверности, выделена та ее часть, которая использовалась в энергоаудите. Выделены наиболее энергоемкие подразделения, технологические циклы и места наиболее вероятных потерь энергоресурсов.

В конце предварительного этапа была составлена программа проведения энергоаудита, которая была согласована с руководством предприятия.

На этапе обследования собиралась информация в соответствии с разработанной программой. Источниками информации являлись:

интервью и анкетирование руководства и технического персонала;

схемы энергосбережения и учета энергоресурсов;

отчетная документация по коммерческому и техническому учету энергоресурсов;

счета от поставщиков энергоресурсов;

- суточные, недельные и месячные графики нагрузки;

данные по объёму произведенной продукции, ценам и тарифам;

техническая документация на технологическое и вспомогательное оборудование (технологические схемы, спецификации, режимные карты, регламенты и т.д.);

отчетная документация по ремонтным, наладочным, испытательным и энергосберегающим мероприятиям;

перспективные программы, ТЭО, проектная документация на любые технологические или организационные усовершенствования, утвержденные планом развития предприятия.

При подготовке всех исходных материалов целесообразно использовать результаты инструментальных измерений, выполненных в объеме конкретного энергетического обследования.

Инструментальное обследование проводилось с целью восполнить отсутствующую информацию, которая необходима для оценки эффективности энергоиспользования, но не могла быть получена из документов или вызывала сомнение в достоверности.

Для проведения инструментального обследования применялись стационарные или специализированные портативные приборы.

При инструментальном обследовании предприятие делится на системы или объекты, которые подлежат (по возможности) комплексному исследованию.

Обработка и анализ информации выполнялась на основе исходных материалов, полученных на предыдущем этапе. Была проанализирована информация об отдельных объектах и предприятии в целом.

Методы анализа подразделяются на физические и финансово-экономические.

Физический анализ оперирует физическими (натуральными) величинами, его цель - определение характеристик эффективности энергоиспользования.

Физический анализ, как правило, включает следующие стадии:

- определяется состав объектов энергоиспользования (отдельные потребители, системы, технологические линии, подразделения и предприятие в целом), по которым будет проводиться анализ;

- определяется распределение всей потребляемой объектами энергии по отдельным видам энергоресурсов и энергоносителей;

- определяются для каждого объекта факторы, влияющие на потребление энергии (для технологического оборудования таким фактором служит выпуск продукции, для системы отопления - наружная температура, для систем передачи и преобразования энергии - выходная полезная энергия);

- вычисляется удельное энергопотребление по отдельным видам энергоресурсов и объектам;

- сравниваются удельное потребление энергии и базовое значение этого потребления по отрасли, после чего делается вывод об эффективности энергоиспользования по каждому;

- определяются прямые потери энергии вследствие утечек энергоносителей, нарушения изоляции, неправильной эксплуатации оборудования, простоя, недогрузки и других выявленных нарушений;

выявляются в конечном итоге наиболее неблагополучные объекты с точки зрения эффективности энергоиспользования.

Финансово-экономический анализ проводился параллельно с физическим. Его цель - придать экономическое обоснование выводам, полученным на основании физического анализа. На этом этапе вычисляется распределение затрат на энергоресурсы по всем объектам энергопотребления и видам энергоресурсов. Были оценены прямые потери в денежном выражении.

Финансово-экономические критерии имеют решающее значение при анализе энергосберегающих рекомендаций и проектов.

Энергосберегающие рекомендации разрабатывались путем использования типовых методов энергосбережения к выявленным на этапе анализа объектам с наиболее расточительным и неэффективным использованием энергоресурсов. При разработке рекомендаций было необходимо:

определить техническую сущность предлагаемого усовершенствования и принцип получения экономии;

рассчитать потенциальную годовую экономию в физическом и денежном выражении;

определить состав оборудования, необходимого для реализации рекомендации, его примерную стоимость, основываясь на мировой цене аналогов, стоимость доставки, установки и ввода в эксплуатацию;

рассмотреть все возможные способы снижения затрат, например изготовление или монтаж оборудования силами самого предприятия;

определить возможные побочные эффекты от внедрения рекомендации, влияющей на реальную экономическую эффективность;

оценить общий экономический эффект предлагаемой рекомендации с учетом всех перечисленных пунктов.

Для оценки экономического эффекта был использован такой показатель, как срок окупаемости.

Полученные данные при обследовании завода можно использовать при составлении отчета по энергоаудиту, который содержит описательную и аналитическую части.

В описательной части представляется информация об обследуемом предприятии, имеющая отношение к вопросам энергоиспользования, а также общая характеристика предприятия.

В аналитической части приводится физический и финансово-экономический анализ эффективности энергоиспользования, описываются энергосберегающие рекомендации и порядок их выполнения.

Основной объем отчета составляют приложения, в которые выносятся:

исходный фактический материал в виде числовых данных, таблиц, схем, диаграмм и т.д.;

расчетные методики, формулы и примеры вычислений;

список приборов, используемых для измерений;

другая вспомогательная информация.

Эффективность разрабатываемой энергоаудиторским коллективом программы энергосбережения обследуемого объекта напрямую зависит от глубины знания каждого технологического процесса и современных технологий и технических средств энергосбережения [5].

7. Безопасность и экологичность проекта

7.1 Техника безопасности в котельной

Персонал котельной должен четко знать и выполнять все требования, изложенные в производственной инструкции.

К обслуживанию котлов, трубопроводов и сосудов могут быть допущены лица, прошедшие медицинское освидетельствование, обученные по соответствующим программам, аттестованные и имеющие удостоверение на право обслуживания котлов и знающие производственную инструкцию.

Вступление персонала котельной на дежурство и уход с дежурства должны производиться с соблюдением требований Правил внутреннего распорядка.

Машинистам (операторам), находящимся на дежурстве в котельной, запрещается отвлекаться от выполнения обязанностей, возложенных на них производственной инструкцией.

Запрещается оставлять котел без постоянного наблюдения со стороны обслуживающего персонала, как во время работы котла, так и после его остановки (до полного прекращения горения в топке и снижения давления до нуля).

Помещение, котлы и все оборудование котельной должны содержаться в исправном состоянии и надлежащей чистоте.

7.1.1 Подготовка котельного агрегата к работе

Подготовка к растопке и растопка котла производится только по распоряжению начальника котельной, а в его отсутствие начальника смены, записанного в вахтенном журнале.

В процессе подготовки оператор обязан:

произвести осмотр котла и убедиться в отсутствии опасных повреждений, а также в хорошей очистке и отсутствии в котле людей и посторонних предметов. После осмотра закрыть лазы и люки;

осмотреть состояние обмуровки и футеровки, убедиться в отсутствии в них выпучин, трещин, непромазаных швов, а также удостовериться в надежности футеровки по огневой линии и защите барабанов от воздействия газов с высокой температурой;

убедиться, что сняты заглушки перед и после предохранительных клапанов и заглушки отсоединявшие котел от общих трубопроводов (паропроводы, газопроводы, питательные, спускные и продувочные линии);

проверить исправность оборудования для сжигания газообразного топлива, запорных и регулирующих устройств у котлов ДКВР-20/13, работающих на газообразном топливе;

заполнить экономайзер водой, установленного водным режимом качества, при этом предварительно надо убедиться в исправности и правильном положении арматуры;

открыть установленный на экономайзере воздушный клапан (для удаления воздуха) и после появления из клапана воды закрыть его;

заполнить (через экономайзер) котел питательной водой установленного водным режимом качества до отметки низшего уровня, при этом необходимо убедиться в исправности и правильном положении арматуры, открыть один из предохранительных клапанов для выпуска воздуха;

проверить исправность контрольно-измерительных приборов и устройств автоматического регулирования, питательных устройств, дымососов и вентиляторов, а также наличие естественной тяги;

проверить набивки сальников вентилей, задвижек, насосов, водоуказательных колонок и т.п., наличие смазки в масленках насосов и тягодутьевых устройств.

Во избежание расстройства вальцовочных соединений и возникновения термических деформаций от неравномерного прогрева котла температура воды, применяемой для заполнения котла, не должна превышать 90°С в зимнее время и 50-60°С в летнее время. Не рекомендуется заполнять котел ДКВР-20/13 водой с температурой ниже 50°С в особенности, если металл котла и его облицовка недостаточно остыли. Нельзя заполнять котел водой при температуре облицовки ниже 0°С. Заполнять котел водой следует постепенно.

После заполнения котла водой необходимо закрыть питательный вентиль и наблюдать за уровнем воды в стекле не падает ли он. Если падает, то найти место утечки и устранить.

Перед растопкой котла ДКВР-20/13 должна быть произведена вентиляция топки и газоходов котла в течение 10-15 мин путем открытия шиберов для регулирования подачи воздуха, а дымососов и вентиляторов - путем их включения.

Необходимо обращать внимание на тщательность вентиляции топки, газоходов и воздухопроводов при работе на взрывоопасных топливах.

Непосредственно перед растопкой котла еще раз следует проверить правильность открытия и закрытия вентилей, задвижек, заслонок (шиберов).

Должны быть открыты: вентили и задвижки перед питательным насосом, вентили обводного трубопровода экономайзера, вентиль между котлом и обратным клапаном, вентиль между котлом и пароперегревателем (если он имеется), спускной (дренажный) кран пароперегревателя. Один из предохранительных клапанов котла должен быть приподнят и подклинен для выпуска воздуха из котла во время заполнения его водой.

Должны быть закрыты: задвижка на выходном (напорном) патрубке питательного насоса, вентили на входе в экономайзер и на выходе из него, спускные и дренажные вентили (задвижки, краны) экономайзера и котла, главный парозапорный орган котла.

Если в котельной, работающей на газообразном топливе, не работали все котлы, то прежде чем войти в нее необходимо включить приточно-вытяжную вентиляцию, электрооборудование которой выполнено во взрывозащищенном исполнении.

При входе в котельную (через 5-10 мин) следует проверить отсутствие газа в помещении газоанализатором или другим надежным способом.

При обнаружении признаков загазованности помещения котельной включение и выключение электроосвещения и электрооборудования, выполненного не во взрывозащищенном исполнении, растопка котлов, а также пользование открытым огнем не допускаются.

При подготовке к растопке котла ДКВР-20/13 необходимо:

а)убедиться в том, что закрыты шиберы на газоходах котлов, не включаемых в работу;

б)открыть задвижки на вводе газа в котельную и все последующие задвижки (краны) по ходу газа, кроме кранов перед горелками и запальником растапливаемого котла;

в)проверить исправность участка включенного газопровода. Убедиться в отсутствии утечек газа из газопровода, газового оборудования и арматуры путем обмыливания их. Использовать открытый огонь (горящие спички, свечи и т.п.) при выполнении этой работы запрещается. Спустить возможно скопившийся конденсат из газопровода через дренаж, после чего плотно закрыть вентиль (кран) дренажа;

г)проверить по манометрам соответствие давления газа, а при двухпроводных горелках, кроме этого, соответствие давления воздуха перед задвижками горелок при работающем дутьевом вентиляторе установленным давлением (газа, воздуха);

д)провентилировать топку, газоходы и воздуховоды в течение 10-15 мин. Отрегулировать тягу растапливаемого котла, установив разрежение в верхней части топки 20 - 30 Па (2 - 3 мм. вод. ст.), а на уровне газовых горелок не менее 40 - 50 Па (4 - 5 мм.вод.ст.).

7.1.2 Растопка котельного агрегата

Растопка котла ДКВР-20/13 должна производиться при слабом огне, уменьшенной тяге, закрытом паровом вентиле и открытом (подклиненном) предохранительном клапане для выпуска воздуха.

Перед началом розжига котла на газообразном топливе необходимо произвести осмотр газового оборудования котла и проверить запорную арматуру газопровода на плотность, а именно, произвести опрессовку.

При обнаружении утечки газа при проверке запорной арматуры на плотность, котел не разжигать, сообщить в газовую службу.

После устранения утечек газа слесарем-газовиком и повторной опрессовки машинист (оператор) имеет право разжигать котел.

Пока давление пара в котле не превысило 0,1 МПа (1 кгс/см²), следует проверить исправность действия предохранительных клапанов, манометра и водоуказательных приборов. Проверить, не пропускают ли обратные клапаны, а также продувочные и спускные вентили.

Подняв давление пара до 0,3 МПа (3 кгс/см²), еще раз проверить исправность арматуры котла, плотность люков (лючков) и лазов. Убедившись, что арматура исправна, а люки (лючки) и лазы не парят и плотно подтянуты, можно постепенно повышать давление пара в котле до рабочего путем увеличения интенсивности горения в топке.

Приступая к приему газа в газопровод, проверяют, закрыты ли задвижки газопровода к котлу и задвижки (вентили, кран) газовых горелок, после чего открывают свечу в конце газопровода. Затем открывают задвижку на газопроводе и пускают газ, наблюдая по манометру за его давлением. После того как из свечи пойдет газ, закрывают ее вентиль (кран), в течение 10-15 мин вентилируют топку и газоходы котла, регулируют тягу так, чтобы разрежение вверху топки было равно 20-30 Па (2-3 мм.вод.ст.).

Розжиг смесительных головок (с принудительной подачей воздуха) должен производиться следующим образом: проверяют закрытие перед горелками, закрывают воздушную заслонку, открывают кран у переносного запальника и зажигают выходящий из него газ. Затем запальник вводят в топку и его пламя подносят к выходному отверстию горелки; медленно открывают газовый кран перед горелкой и после зажигания газа, выходящего из горелки, запальник вынимают из топки и вешают на место.

Если газ не загорелся или, будучи зажжен, погас, необходимо закрыть кран перед горелкой, прекратив подачу газа, провентилировать топку и газоходы в течение 16-15 мин, открыв воздушную заслонку. Только после этого можно снова приступить к розжигу горелки.

Если же зажигание горелки прошло успешно, несколько приоткрывают воздушную заслонку на воздухопроводе. Затем понемногу открывают газовый кран перед горелкой и постепенно воздушной заслонкой прибавляют воздух, добиваясь нормального горения газа: пламя должно быть устойчивым, некоптящим (прозрачным) и не отрывающимся от горелки.

При отрыве пламени следует уменьшить подачу воздуха, при длинном коптящем пламени надо убавить подачу газа. Во избежание отрыва пламени из-за чрезмерного избытка воздуха увеличивать нагрузку следует прибавлением вначале подачи газа, а затем подачи воздуха, а снижать нагрузку надо уменьшением вначале подачи воздуха, а затем подачи газа.

Если при растопке погаснут все горелки, следует немедленно прекратить подачу газа к ним, убрать из топки запальник и провентилировать топку и газоходы в течение 10-15 мин. только после этого можно повторно зажигать горелки.

После розжига остальных горелок закрывают кран переносного запальника, вынимают его из топки и вешают на место.

Зажигая газовые горелки не следует стоять против отверстий-гляделок (растопочных люков), чтобы не пострадать от случайно выброшенного из топки пламени. Обслуживающий персонал должен быть обеспечен средствами индивидуальной защиты (защитные очки и др.).

Запрещается:

а)разжигать в топке погасшие горелки без предварительной вентиляции топки и газоходов котла;

б)зажигать газовый факел от соседней горелки или от раскаленной кладки топки..

При растопке котла следует обеспечить равномерный прогрев его частей и заблаговременно включить устройство для подогрева воды в нижнем барабане котла.

Для равномерного нагрева футеровки и обмуровки котла и предупреждения их от преждевременного разрушения рекомендуется работать на малой нагрузке топки в течение 30-40 мин.

При растопке необходимо вести контроль за перемещением элементов котла при тепловом расширении по установленным индикаторам (реперам).

Во время растопки котла необходимо проверять не нагревается ли вода в экономайзере. Снизить температуру воды в экономайзере можно увеличением подачи питательной воды в котел путем открытия продувки и спуска воды из экономайзера в питательный бак по сгонной линии.

В начале парообразования в котле, что будет видно по выходу пара из открытого предохранительного клапана или воздушного вентиля (крана), необходимо привести в нормальное рабочее состояние предохранительный клапан, закрыть воздушный вентиль и включить продувку: затем следует увеличить тягу, усилить горение в топке, проверить исправное действие арматуры, продуть водоуказательные приборы и следить за уровнем воды в котле; проверить исправность действия манометра и следить за показаниями его стрелки. Если стрелка манометра не сдвинется с нуля, следует уменьшить горение в топке и выяснить причину, почему она не движется (нужно продуть сифонную трубу и манометр, если и после этого стрелка будет оставаться на нуле - заменить манометр). Произвести проверку исправности действия всех питательных насосов с паровым приводом.

Продувка водоуказательных приборов и проверка исправности действия манометра должна быть произведена при давлении в котле 0,5-1,0 кгс/см², а также перед включением котла в паровую магистраль.

Подтягивание болтов, шпилек, лазов, люков, лючков во время растопки котла должно производиться с большой осторожностью, только нормальным ключом, без применения удлиняющих рычагов, в присутствии лица, ответственного за исправное состояние и безопасную эксплуатацию котлов.

Для котлов с рабочим давлением от 0,6 до 6 МПа (6-60 кгс/см²) подтягивание шпилек, болтов и гаек разъемных соединений (лазы, люки, лючки, фланцы и т.п.) допускается при давлении не более 50 % рабочего давления котла, не более 0,3 МПа (3 кгс/см²).

Растопку котла ведут до момента достижения в котле разрешенного рабочего давления, т.е. достижения стрелкой манометра красной черты. Затем растапливаемый котел подготавливают для включения в общую паровую магистраль. Время начала и окончания растопки котла записывается в сменный (вахтенный) журнал.

7.1.3 Аварийная остановка котельного агрегата

Обслуживающий персонал обязан немедленно остановить и отключить котел путем закрывания главного парозапорного органа и сообщить об этом руководителю котельной или лицу заменяющему его в следующих случаях:

а)произошел упуск воды из котла (при перекрытом паровом кране водоуказательного прибора вода не поднимается из нижней гайки и не появляется в стекле), подпитка котла водой при этом категорически запрещается во избежание возможного взрыва котла и последующих разрушений;

б)уровень воды быстро снижается, несмотря на усиленное питание котла водой;

в)уровень воды поднялся выше верхней точки водоуказательного стекла (или выше верхнего водопробного крана), а продувкой котла не удается быстро его снизить;

г)давление поднялось выше разрешенного более чем на 10% и продолжает расти, несмотря на принятые меры (прекращение подачи топлива, уменьшение тяги и дутья, усиленное питание котла водой);

д)обнаружены неисправности предохранительного клапана;

е)перестали действовать все водоуказательные приборы;

ж)перестали действовать все питательные устройства (насосы);

з)если в основных элементах котлоагрегата (барабан, коллектор, камера, грязевик, жаровая труба, огневая коробка, кожух топки, трубная решетка, внешний сепаратор, пароводоперепускные и водоспускные трубы, паропроводы и питательные трубопроводы, трубы поверхности нагрева котла, пароперегревателя и водяного экономайзера и т.п.) обнаружены трещины, выпучины, пропуски в сварных швах, разрывы труб, обрыв анкерного болта или связи;

и) расплавлена контрольная пробка котла;

к) прекращена подача электроэнергии при искусственной тяге (остановились дымосос и вентилятор);

л) исчезло напряжение на всех контрольно-измерительных приборах, устройствах дистанционного и автоматического управления;

м) если повреждены футеровка и обмуровка котла с угрозой обвала их при накаливании докрасна элементов котла, его каркаса или обшивки;

н) произошло возгорание сажи и частиц топлива, осевших в газоходах и хвостовой части котлоагрегата (экономайзер);

о) если упало давление газа у горелок ниже допустимого предела, установленного инструкцией, или совсем прекратилась подача газа или воздуха (вышел из строя регулятор, сработал запорный предохранительный клапан, обрыв дисков в газовых задвижках, авария на газопроводе);

п) резко и сильно повысилось давление газа у горелок (неисправность регулятора, предохранительного запорного клапана);