Пути решения экономии энергоресурсов на предприятии (на примере УП "Минскоблгаз")

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

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

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

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

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

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

Перечень основного оборудования котельной представлен в таблице 24.

Таблица 24

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

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

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

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

а) внутреннего осмотра, что связано с демонтажем крышек;

б) поддержания подогревателей в рабочем состоянии (периодические

мелкие и средние ремонты);

в) поддержания в рабочем состоянии тепловой схемы подогревателей;

трудозатрат эксплуатационного персонала на поддержание определенного их режима работы.

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

4) возможность использования котлов, которые выработали свой ресурс;

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

6) отпадает необходимость в непрерывной продувке котла.

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

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

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

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

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

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

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

(29)

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

- коэффициент полезного действия парового котлоагрегата, %;

- коэффициент полезного действия в водогрейном режиме, %.

(30)

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

Таблица 25 - Параметры работы ДКВР-4/13

Подставив данные, получим

кг у.т./Гкал

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

, (31)

где - среднечасовая нагрузка котельной, Гкал/ч;

- число часов работы котельной в году, ч;

т.у.т.

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

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

, (32)

тыс. кВтч или 20,02 т.у.т.

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

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

(33)

где Соб - стоимость оборудования, млн. р.;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Определим простой срок окупаемости капитальных вложений Срок, лет:

, (34)

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

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

Э - годовая экономия топливно-энергетических ресурсов, получаемая

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

Подставив данные, получим

лет

Рассчитанный простой срок окупаемости соответствует принимаемой величине показателя.

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

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

, (35)

где НС - настоящая стоимость, млн. р.;

БС - будущая стоимость, млн. р.;

- коэффициент дисконтирования, определяемый по формуле:

, (36)

где Е - ставка дисконтирования;

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

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

, (37)

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

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

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

Таблица 26 - Расчёт чистого дисконтированного дохода

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

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

, (38)

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

Рисунок 19 - Определение внутренней нормы доходности

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

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

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

Рисунок 20 - Определение динамического срока окупаемости

При расчете индекса прибыльности используем формулу 39.

, (39)

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

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

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

3.2 Совершенствование технологии строительства газопроводов

Одним из направлений сокращения потребления энергетических ресурсов и снижения себестоимости реализации продукции УП «Карлиновгаз» является совершенствование технологии строительства газопроводов. Технология строительства газопроводов в УП «Карлиновгаз» сегодня связана, в основном, с применением стальных труб. В этой связи целесообразно было бы рассмотреть возможность использования на предприятии более современного материала - полиэтиленовых труб.

Применение пластмассовых труб насчитывает более 50 лет. Впервые они были использованы в странах Западной Европы при строительстве канализационных систем и водопроводов. Европейские страны ныне занимают лидирующее место по потреблению труб из пластмасс. Только Германия, Италия, Франция и Великобритания потребляют 80 % всего их производства. Постепенно применение этой технологии расширяется, все более завоевывая рынок Беларуси и вытесняя трубы, изготовляемые из привычных традиционных материалов (чугун, медь, сталь).

Газопроводные трубы в зависимости от материала, из которого они изготовлены, могут иметь разную себестоимость (иногда достаточно высокую), срок службы, долговечность, различаются и затраты на эксплуатацию, в т.ч.. на защиту от коррозии, гидравлические потери энергии.

Полиэтиленовые трубы в отношении к стальным, применяемым на предприятии, обладают целым рядом преимуществ, определяющих целесообразность и высокую эффективность их использования.

Уникальность технических свойств полиэтиленовых труб является в том, что со временем свойства не только не изменяются, а наоборот только улучшаются: улучшается гладкость внутренней стенки, которая полируется мелким абразивным материалом в ходе эксплуатации и увеличивается внутренний диаметр трубы в процессе полимерного расширения. Полиэтилен не подвержен коррозии и, следовательно, внутренний диаметр трубы остается постоянен, а не сужается как в случае стальных труб (его коэффициент шероховатости в 7 раз выше, чем в полиэтиленовых трубах), тем более, что на внутренних стенках металлической трубы постепенно осаждается тонкодисперсный материал, который в виде взвесей находится в газе. Внутренняя поверхность полиэтиленовой трубы со временем становится более мягкой и гладкой, вследствие набухания граничного слоя полимера и возникновения специфического поверхностного эффекта эластичности, который улучшает условия обтекания стенки трубы и снижает сопротивление движению. В связи с вышесказанным, с использованием полиэтиленовых труб исключаются меры электрохимической и механической защиты газопроводов - трудоемких и дорогостоящих, требующих немалых энергетических затрат.

Гибкость полиэтиленовых труб упрощает строительство и позволяет отказаться от покупки отводов. Надежность соединений и гибкость ПЭ труб и делают полиэтиленовые газопроводы незаменимыми в сейсмически активных областях и в местах, где возможны подвижки почвы. Увеличение длины на 10 % не изменяет ее выносливости. Сшитый полиэтилен обладает молекулярной памятью: в процессе монтажа труба самоусаживается на фитинге (соединительная часть трубопровода), образуя соединение, прочность которого выше прочности самой трубы.

Строительство металлического трубопровода гораздо хлопотнее и дороже: трубы надо изолировать, затем проверять изоляцию, затем изолировать стыки и проверять изоляцию в местах стыков, к тому же надо установить и в последующем эксплуатировать станцию электрохимической защиты. Полиэтиленовые трубопроводы не нуждаются в изоляции. Произведём сравнительный анализ стоимости труб сталь-полиэтилен в расчёте на 1 км с помощью таблицы 27.

Таблица 27 - Примерное отношение стоимости труб сталь-полиэтилен на километр

По данным таблицы 27 видно, что стоимость полиэтиленовых труб малого диаметра значительно ниже стоимости стальных соответствующего диаметра. То есть экономичность применения полиэтиленовых труб увеличивается с уменьшением диаметра и толщины стенок. Стоимость полиэтиленовых труб диаметром более 100 мм превышает стоимость стальных труб, но, учитывая, что полиэтиленовые трубы не нуждаются в изоляции в отличии от стальных, стоимость стальной изолированной трубы будет превышать стоимость полиэтиленовой.

Технология соединения труб и их укладка в траншеи сильно упрощены. Для сварки полиэтиленовых труб не требуется тяжелая техника. Сварные и электросварные соединения, используемые для монтажа трубопроводов из полиэтиленовых труб, не требуют дополнительных расходных материалов, имеют высокую прочность, герметичны и стойки к внешним разрушающим воздействиям в процессе монтажа и эксплуатации.

Значительно ниже потребление электроэнергии (либо топлива) по сравнению со сваркой стальных труб. А применение так называемых «длинномерных труб» (на катушках или в бухтах) снижает количество сварных соединений в 50-100 раз. Все это значительно ускоряет строительство полиэтиленового трубопровода и снижает стоимость монтажа.

Рассмотрим количество рабочих, занятых на строительстве газопровода при помощи таблицы 28.

Таблица 28 - Количество рабочих, занятых на строительстве газопровода

Как видно из таблицы 28, количество рабочих, занятых на строительстве полиэтиленового газопровода, практически в два раза меньше, чем на строительстве стального. Таким образом, затраты труда при использовании полиэтиленовых труб в строительстве газопроводов меньше в два-четыре раза, чем при монтаже аналогичных стальных конструкций.

Преимущество в массе полиэтиленовых труб перед стальными рассмотрим с помощью данных таблицы 29.

Таблица 29 - Сравнительная масса километра металлических и полиэтиленовых труб

По данным таблицы 29 можно утверждать, что стальные трубы в 3-8 раз тяжелее полиэтиленовых. Одно транспортное средство перевозит в 2-4 раза больше ПЭ труб, чем стальных. В связи с лёгкостью перемещения полиэтиленовых труб при монтаже не требуют грузоподъемных механизмов. А применение так называемых «длинномерных труб» (на катушках или в бутах) снижает количество сварных соединений в 50-100 раз. Все это значительно ускоряет строительство полиэтиленового трубопровода и снижает стоимость.

И главное преимущество полиэтиленовых газопроводов над стальными - расчетная долговечность и фактический срок службы материала. Гарантийный срок службы газопровода из полиэтиленовых труб составляет 50 лет, расчетный срок -- до 300 лет, в то время как у стальных срок эксплуатации вряд ли превысит 30 лет.

В связи с вышесказанным, в целях снижения капитальных вложений и энергетических ресурсов, в УП «Карлиновгаз» при строительстве газопроводов предлагается применять полиэтиленовые трубы взамен стальных.

Целью обоснования экономической эффективности данного энергосберегающего мероприятия произведём расчёт экономии энергоресурсов при его применении.

Плановое строительство газопроводов в 2009 г. по области составляет 100 км. При эксплуатации стальных газопроводов, необходимо на каждые 5 км газопровода устанавливать станцию катодной защиты (СКЗ) для защиты их от коррозии. СКЗ с установленной мощностью N=0,6 кВт работает круглогодично и круглосуточно, что составляет 8760 ч.

Определим расход электрической энергии W, тыс. кВт*ч при установке СКЗ по формуле:

, (40)

где Ки - коэффициент использования;

Т - число часов работы в год, ч;

Nф - фактическая мощность установленного оборудования, кВт;

К - количество установленного оборудования, шт.

W=0,587601,22510-3=131,4 тыс. кВтч

Годовая экономия условного топлива ?B, т.у.т. от совершенствования технологии строительства газопровода с учетом потерь на транспорт электроэнергии в электросетях (с учетом распределительных) составит:

(41)

где  - средний удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии в энергосистеме (с учетом перетоков), 0,2810-3 т.у.т./кВтч;

 - потери электроэнергии в электросетях (с учетом распределительных) энергосистемы концерна «Белэнерго», 10,5 %.

т.у.т.

Годовой экономический эффект от экономии электроэнергии Э, млн. р., вычислим по формуле:

(42)

где С - тариф на электроэнергию, р./кВт.ч.

Капиталовложение в мероприятие рассчитаем, используя формулы 43-44 и таблицу 00. Результаты расчётов представлены в последней.

(43)

(44)

где , ,  - стоимость 100 км полиэтиленовых труб, стальных труб и СКЗ соответственно;

,  - стоимость сварочно-ремонтных работ по установке полиэтиленового и стального газопроводов, соответственно: 80 % от стоимости ПЭ трубы; 160 % - от стальной;

, - стоимость земляных работ по установке полиэтиленового и стального газопровода соответственно: 12 % от стоимости ПЭ трубы; 20 % - от стальной.

Таблица 27 - Стоимость прокладки 100 км газопровода

Расчёт капиталовложений в строительство 100 км полиэтиленовых газопроводов имеет вид

Спэ=2610+309+2163=5082 млн. р.

Сст=2850+75+633+4275=8228 млн. р.

Суммарные годовые денежные вложения в строительство и эксплуатацию стального газопровода, Сст(сумм) рассчитаем по формуле:

Сст(сумм)=Сст+Эг, (45)

где Сст - капиталовложения в строительство 100 км стального газопровода, млн. р.;

Эг - годовой экономический эффект от экономии электрической энергии, млн. р.

Сст(сумм)=8228+15,2=8243,2 млн. р.

Расчет годовой общей экономической эффективности при реализации результатов работы оценивается по формуле:

Э = ДСД, (46)

где Э - годовой экономический эффект, млн. р.;

ДС - годовой выигрыш в стоимости строительства и эксплуатации газопровода из полиэтиленовых труб против стальных труб, млн. р.

Д - протяженность газопроводов, прокладываемых за год, км погонных. По данным УП «Карлиновгаз» плановое строительство газопроводов в 2009 году составляет 100 км.

Подставив данные в формулу 46, получим

Э=8243,2-5082=3161 млн. р.

Таким образом, общий годовой экономический эффект от предлагаемого мероприятия составил 3161 млн. р.

Капитальные затраты на строительство газопроводов из полиэтиленовых труб ниже в 1,6 раза, чем из стальных, и эта разница в денежном выражении составляет 3146 млн. р. К тому же достигается экономия денежных средств в эксплуатационных расходах на 15,2 млн. р. за счёт экономии электроэнергии на 40,7 т.у.т.

Исходя из того, что в предлагаемом мероприятии по сокращению потребления электроэнергии при переходе от одной технологии строительства газопровода на другую достигается экономия денежных средств, а не осуществляется их дополнительное вложение, отпадает необходимость рассчитывать такие показатели эффективности использования инвестируемых средств, как срок окупаемости и чистый дисконтированный доход.

На основе анализа основных сравнительных характеристик затрат при строительстве газопровода явилось следующее: строительство с использованием полиэтиленовых труб экономически и технически рентабельней, чем стальных. Поясним, упрощаются прокладка, процесс соединения труб, ПЭ трубопроводам не требуется антикоррозионная катодная защита. Выигрыш за счет габаритности полиэтиленовых труб (несмотря на одинаковые линейные размеры, они от трёх до пяти раз легче стальных) заметно сокращает расходы на транспортировку, а также упрощает монтаж, вследствие чего сокращаются трудовые расходы. Увеличивается в два-три раза до 50 лет срок эксплуатации газопровода, что ведёт к существенному снижению ежегодных амортизационных отчислений.

Оценка эффективности использования средств, направляемых на реализацию энергосберегающего мероприятия - совершенствование технологии строительства газопроводов, - доказала, что его можно рассматривать как эффективный метод энергосбережения на предприятии.

3.3 Внедрение системы GPS-мониторинга автотранспорта