Диплом целый 2003 (1228840), страница 11

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 11)

Согласно данным таблицы 3.8 видно, что у котельной Дземги в летний период (июнь, июль, август, сентябрь) снижается расход топлива, но затраты на него непропорционально увеличиваются за счёт того, что нагрев воды в котле поддерживается только для горячего водоснабжения без отопления жилых домов, что является невыгодным для предприятия, котельная работает в холостую.

Водяной котел котельной Дземги имеет объем около 70 кубических метров, для нагрева такого объема воды, равномерного поддержания температуры и быстрого нагрева поступающей холодной воды через трубопровод нужно выбрать солнечный коллектор особого вида – солнечный коллектор-конденсатор.

Главное отличие солнечных коллекторов-концентраторов от обычных солнечных коллекторов - наличие рефлектров (отражателей, зеркал), которые фокусируют солнечный свет с большой площади на светопоглощающем элементе. Таким образом, увеличивается мощность потока лучистой солнечной энергии, направленной к светопоглощающему элементу, на единицу его площади. За счёт увеличения плотности потока солнечной энергии достигается уменьшение площади световоспринимающего элемента, снижение его стоимости.

В солнечных коллекторах - конденсаторах применяются параболоцилиндрические концентраторы (в этом случае приёмник солнечной энергии - труба, находящаяся в фокусе оптической системы) или параболические концентраторы, фокусирующие солнечный свет в точку. Зеркала обычно изготавливаются из полированного алюминия со специальными покрытиями [15].

Для более эффективной работы концентратора, используется специальный прибор, который отслеживает направление солнечных лучей и поворачивает прибор к солнцу. В зависимости от оси, по которой может вращаться, такой коллектор различают одноосные и двуосные следящие устройства. Первые предполагают вращение устройства с востока на запад, а вторые, предполагают поворот устройства во все четыре стороны света, для того что бы точно отслеживать направление солнца в течение всего года.

В данном регионе этот двуосный механизм будет актуален, так как он позволит сократить потери солнечной и тепловой энергии. Такой тип коллекторов способен нагревать воду от 50 до 80 С.

Данные коллекторы-концентраторы, в основном используются в промышленных условиях. Причиной этому стала достаточно большая стоимость этого устройства, а также необходимость постоянного технического обслуживания. Для бытового применения, они просто не приемлемы.

Наиболее подходящим по техническим характеристикам является солнечный коллектор-конденсатор Solarbeam-7M канадского производства.

Для расчета срока окупаемости проекта в таблице 3.9 приведены основные показатели котельной Дземги до и после установки солнечного коллектора.

Таблица 3.9 – Основные показатели котельной Дземги до и после ввода в

эксплуатацию солнечного коллектора-конденсатора Solarbeam7M

По формуле 3.4 рассчитываем экономию затрат.

Э = 108286 – 104956 = 3330 тыс.руб

По формуле 1.5 рассчитаем предварительный срок окупаемости проекта.

Предварительный срок окупаемости проекта равен 3 года и четыре месяца, проект является достаточно выгодным и перспективным, позволяющий сократить расходы на топливо (природный газ) для котельной Дземги.

Чистый дисконтированный доход равен:

Рассчитаем срок окупаемости проекта с учетом ставки дисконтирования, для этого построим вспомогательную таблицу 3.10.

Таблица 3.10 – Расчет дисконтированных потоков

Срок окупаемости проекта с учетом дисконтирования рассчитываем по формуле 3.4.

Срок окупаемости равен 4 года 10 месяцев и 24 дня, он находится в пределах нормы для довольно крупного и долгосрочного проекта.

Благодаря установке солнечного коллектора-конденсатора Solarbeam-7M, котельная Дземги сможет обеспечивать бесперебойным горячим водоснабжением Ленинский район города Комсомольска-на-Амуре.

Предложенные мероприятия позволят повысить эффективность инвестиционной и инновационной деятельности АО «ДГК» путем освоения нового и модернизирования эксплуатируемого оборудования, для сокращения значительной доли затрат на топливо как в отдельных филиалах, так и в целом по АО «ДГК».

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Особенность дальневосточной энергетической отрасли, которая является стратегической областью экономики Дальнего Востока и, по сути, гарантом ее развития, требует от менеджмента генерирующей компании эффективно балансировать рыночные и технологические приоритеты в стратегии управления и развития бизнеса.

Анализ основных производственных показателей выявил, что увеличение выработки электроэнергии на 4,8% обусловлено увеличением состава оборудования и увеличением загрузки станций. Наибольшую часть электроэнергии в общей структуре вырабатывает филиал «Хабаровская генерация» (36,09%), который включает в себя семь электростанций.

Отпуск тепла снизился на 1,2%, это вызвано увеличением температуры наружного воздуха во время отопительного сезона. Наибольшая доля отпуска тепла в общей структуре приходится также на филиал «Хабаровская генерация», который включает в себя шесть теплоэлектростанций, одну гидроэлектростанцию и одну котельную.

Изучив результаты производственно-хозяйственной деятельности АО «ДГК», наблюдаем увеличение выручки от реализации продукции (услуг) в 2014 году по сравнению с предыдущими периодами на 6,7%, это связано в основном с увеличением тарифов на тепло- и электроэнергию, а также тарифов по горячему водоснабжению.

Рост расходов АО «ДГК» на 9,1% в большей степени связан с увеличением расходов на топливо, которое было вызвано ростом курса доллара США, так как долгосрочный контракт на поставку газа заключен в валюте.

Прибыль предприятия имеет тенденцию к снижению за счет увеличения себестоимости по тепло- и электроэнергии.

Целью инвестиционной политики АО «ДГК» является повышение энергетической и экономической эффективности функционирования Компании, расширение энергетического и теплосетевого бизнеса на базе разработки и внедрения научно- исследовательских и опытно-конструкторских разработок и инновационных технологий.

На основании этого были разработаны и обоснованы мероприятия и проекты для повышения эффективности инвестиционной деятельности АО «ДГК».

Для использования оптимального вида топлива в разных регионах, был проведен сравнительный анализ основных показателей Райчихинской ГРЭС (Амурская область), Биробиджанской ТЭЦ (ЕАО) и Владивостокской ТЭЦ котельный цех №1 (Приморский край).

Экономическая оценка эффективности использования видов топлива проводилась по критерию – затраты на производство одной гигакалории тепла.

Для Райчихинской ГРЭС выгодным является используемый вид топлива - бурый уголь, так как добывается он из Райчихинского месторождения, поэтому дополнительных затрат на транспортировку заказчики не несут.

На Биробиджанской ТЭЦ выгодным видом топлива является каменный уголь, который используется в данное время. Использование природного газа не является выгодным, так как поставка этого вида топлива в Еврейскую автономную область является затратной.

На котельной №1 Владивостокской ТЭЦ выгодным видом топлива является природный газ, так как его транспортировка в Приморский край не является слишком затратной.

По полученным расчетам можно сделать вывод о том, что все рассмотренные объекты используют выгодный вид топлива.

Эффективное использование топлива является одной из главных задач при производстве тепло- и электроэнергии, так как затраты на топливо составляют 89% в структуре материальных затрат АО «ДГК». Своевременное проведение таких мероприятий как: мониторинг цен на топливо, контроль расхода топлива для производства одной гигакалории тепла используемым оборудованием, эксплуатация оборудования в оптимальных режимах работы и техническое обслуживание котельного оборудования, позволят обеспечить рациональное использование видов топлива для отдельных регионов.

Значительный упор экономики России на путь энерго- и ресурсосбережения обосновывает актуальность проекта по внедрению энергосберегающих турбин на Биробиджанской ТЭЦ. Это позволит за счет использования невостребованного пара отопительных котельных, вырабатывать электроэнергию, которая полностью удовлетворит потребность Биробиджанской ТЭЦ и позволит сэкономить 115,365 миллионов рублей.

На Биробиджанской ТЭЦ установлено шесть котлов БКЗ 75-39 для производства теплоэнергии, которые работают с параметрами свежего пара с давлением на выходе 13 бар и расходом 90 т/час, а для технологии требуется давление пара 5 бар, поэтому к нему была установлена редукционная охладительная установка (РОУ), которая снижает давление с 13 бар до 5 бар. При этом бесполезно теряется потенциальная энергия пара. Если вместо РОУ установить энергосберегающую турбину, то будет получен источник электроэнергии мощностью около 800 кВт.

Капитальные вложения для реализации проекта составят 191,280 миллионов рублей, срок окупаемости с учетом дисконтирования - 2 года и 18 дней.

Характеристики

Список файлов ВКР