Реконструкция отопительной котельной с заменой резервного топлива на альтернативное

Андрей Заединов

Реконструкция отопительной котельной с заменой резервного топлива на альтернативное

В данной выпускной квалификационной работе представлены три варианта осуществления замены резервного источника топлива на альтернативный. Предлагается заменить мазут на дизтопливо. Предложенные варианты отличаются по масштабам и сложности проводимых работ и объему необходимых инвестиций. Все три варианта окупаются за расчетный период. Два из них имеют срок окупаемости менее двух лет. Это говорит об эффективности и целесообразности проведения такой реконструкции.

Энергетика

Дипломы

Вуз: Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

ID: 5f46227acd3d3e00017263c0

UUID: 3417ea50-c9a7-0138-2137-0242ac180006

Язык: Русский

Опубликовано: почти 4 года назад

Просмотры: 48

10.96

Андрей Заединов

Санкт-Петербургский национальный исследовательский университет информационных технологий, механики и оптики (ФГБОУ ВПО «СПбНИУ ИТМО»)

Комментировать 0

Рецензировать 0

Скачать - 2,0 МБ

Поделиться работой

Аннотация В данной выпускной квалификационной работе представлены три варианта осуществления замены резервного источника топлива на альтернативный. Предлагается заменить мазут на дизтопливо. Предложенные варианты отличаются по масштабам и сложности проводимых работ и объему необходимых инвестиций. Все три варианта окупаются за расчетный период. Два из них имеют срок окупаемости менее двух лет. Это говорит об эффективности и целесообразности проведения такой реконструкции. Работа содержит пояснительную записку объемом 63 стр., вкл. 11 табл., 7 рис., 2 прил., библ. список из 24 наименований и 7 чертежей формата А3. Abstract The graduation paper is devoted to three options for replacing a backup fuel source with an alternative one. It is proposed to replace the fuel oil with diesel fuel. The proposed options differ in the scale and complexity of the carried out work and the amount of required investment. All three options pay off for the billing period. Two of them have a payback period of less than two years. This indicates the effectiveness and feasibility of such a reconstruction. The paper consists of 63 pages, incl. 11 tables, 7 figures, 2 appendences, 24 references and 7 drawings of A3 size. Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 3

СОДЕРЖАНИЕ Аннотация ............................................................................................................................ 3 ВВЕДЕНИЕ .......................................................................................................................... 5 1. ОПИСАНИЕ ОЪЕКТА .............................................................................................. 10 2. ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ КОТЕЛЬНОЙ ..................................................... 11 2.1. КОТЛЫ ................................................................................................................ 11 2.2. ГОРЕЛКИ ............................................................................................................ 13 2.3. МАЗУТНОЕ ХОЗЯЙСТВО................................................................................ 15 2.3.1. ЕМКОСТИ.................................................................................................... 16 2.3.2. ОБОРУДОВАНИЕ ....................................................................................... 17 3. ОЦЕНКА СОСТОЯНИЯ РЕЗЕРВНОГО ТОПЛИВНОГО ХОЗЯЙСТВА ............ 18 4. РАСЧЕТ НОВОГО РЕЗЕРВНОГО ТОПЛИВНОГО ХОЗЯЙСТВА ...................... 22 4.1. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДОВ ДИЗЕЛЬНОГО ТОПЛИВА ...................................................................................................................... 25 4.1.1. ВАРИАНТ №1 ............................................................................................. 26 4.1.2. ВАРИАНТ№2 .............................................................................................. 30 4.1.3. ВАРИАНТ №3 ............................................................................................. 33 4.2. ВЫБОР НЕОБХОДИМОГО ОБОРУДОВАНИЯ ............................................. 36 4.2.1. ВАРИАНТ №1 ............................................................................................. 36 4.2.2. ВАРИАНТ №2 ............................................................................................. 37 4.2.3. ВАРИАНТ №3 ............................................................................................. 39 ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОЕКТА ....................... 41 5. 5.1. ВАРИАНТ №1 ..................................................................................................... 43 5.2. ВАРИАНТ №2 ..................................................................................................... 49 5.3. ВАРИАНТ №3 ..................................................................................................... 53 5.4. СРАВНЕНИЕ ВСЕХ ВАРИАНТОВ ................................................................. 56 ЗАКЛЮЧЕНИЕ.................................................................................................................. 58 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ................................................................................................. 61 ПРИЛОЖЕНИЯ ................................................................................................................. 63 Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 4

ВВЕДЕНИЕ Энергия – одна из важнейший составляющих жизни человека. Любой процесс по созданию или преобразованию чего-либо требует определенного количества энергии. В нашей жизни она наиболее распространена в трёх видах: электрическая, механическая и тепловая. Механическая энергия в основном получается путём преобразования из электрической (электродвигатели). Электрическая энергия генерируется за счет сжигания топлива (тепловые электростанции), ядерных реакций (атомные электростанции) и использования возобновляемых источников энергии (солнечные панели, ветряные мельницы и гидроэлектростанции). Рассмотрим подробнее тепловую энергию. В бытовом секторе чаще всего тепловая энергия представлена в виде горячей воды, используемой для обеспечения жизнедеятельности людей. В промышленности – это пар различных параметров, необходимый для совершения различных технологических процессов. Эту энергию получают на специальных теплогенерирующих станциях (котельных или ТЭЦ). В специальных установках (котлах) происходит сжигание топлива. Энергия, выделившаяся при сжигании, предается рабочему телу. Чаще всего рабочим телом является вода, которую иногда преобразуют в пар. Получается энергоноситель с большой внутренней энергией, которую можно полезно использовать. Горячую воду в основном используют для создания условий жизни и работы людей. То есть для обеспечения отопления жилых, общественных и производственных зданий, вентиляции помещений и горячего водоснабжения. Пар же используется главным образом для получения электрической энергии. Это происходит в паровых турбинах. Потенциальная энергия пара преобразуется в кинетическую энергию вращения турбины и далее в электрическую на электрогенераторе. Также пар может использоваться в различных производственных процессах. Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 5

Таким образом, важность тепловой энергии в нашей жизни переоценить невозможно. Учтем еще, что топливо, необходимое для производства этой энергии, является ограниченным ресурсом. Чаще всего в качестве топлива используют природный газ, реже уголь и нефтепродукты. Все это хоть и находится в больших количествах в недрах нашей планеты, однако не является бесконечным. А ведь каждый год численность населения растет, и растет потребность в энергии, а значит и в топливе. Поэтому с каждым годом все важнее становятся вопросы эффективности генерации и использования энергетических ресурсов. Решаются такие вопросы путём повышения эффективности объектов, использующих и производящих энергию, а также применением возобновляемых источников энергии и вторичных энергетических ресурсов. В данной работе речь пойдет о повышении эффективности объекта, производящего тепловую энергию. Этим объектом является котельная. Повысить эффективность ее работы можно либо изменением отдельных элементов (например котлов), улучшая их характеристики (главным образом коэффициент полезного действия), либо рационализацией использования на котельной топливно-энергетических ресурсов. В этой ВКР рассмотрен второй вариант. На рассматриваемой котельной основным топливом является природный газ. Однако, на любой теплогенерирующей станции нашей страны помимо основного топлива должно быть ещё одно – резервное. Резервное топливо нужно для того, чтобы обеспечить работу котельной в случае проблем с поставкой основного топлива. На данный момент в качестве резервного топлива для газовых котельных используется жидкое топливо (в основном мазут). Объяснить это можно тем, что в двадцатом веке в нашей стране было очень распространено производство черных нефтепродуктов. До определенного момента мазут даже являлся Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 6

основным видом топлива. Однако, время показало, что эффективнее и экологичнее использовать природный газ на теплогенерирующих станциях. Поэтому со временем место основного топлива занял газ, а мазут остался для резерва. Теперь же существует тенденция отказа от мазута даже как от резервного источника топлива. На строящихся или реконструируемых котельных предпочтительным является использование двух магистралей газа (основной и резервной). Получается так из-за того, что для использования мазута требуется создание определенных условий, а это влечет за собой дополнительные затраты. Мазут на котельной необходимо хранить в разогретом состоянии, иначе он затвердеет и его использование станет невозможным. Для подогрева мазута используют пар, производимый на этой же котельной путем сжигания топлива. То есть для содержания резервного топлива требуются затраты основного. При этом используется это резервное топливо редко и в небольших количествах. Также мазут необходимо постоянно перемешивать, иначе он будет расслаиваться: содержащаяся в мазуте вода за счет разности плотностей окажется внизу резервуара. Тогда при подаче резервного топлива на котел вместо мазута на горелки поступит смесь, которая может на 40-60% состоять из воды, что приведет к резкому ухудшению работы станции или даже к аварии. Иными словами, содержание мазутного хозяйства понижает общую эффективность работы котельной, повышает затраты топлива и себестоимость произведенной на ней энергии. Себестоимость тоже является важным показателем, потому что энергия – это продукт, очень распространенный и имеющий свою цену. В наше время экономическая составляющая любого проекта является приоритетной. Таким образном, тема отказа от использования мазута на котельных (и других энергетических станциях) является довольно важной и актуальной. Изм. Лист Использование № докум. Подпись Дата альтернативных источников резервного ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 7

топлива повысит надежность и эффективность работы станции. Это позволит снизить затраты на производство энергии, что может привести к понижению цен на этот продукт для потребителей. В данной работе будет рассмотрена замена на котельной мазута на альтернативное резервное топливо. В качестве альтернативы предложено дизельное топливо. Этот вариант обладает рядом преимуществ: 1) неприхотливость – использование дизельного топлива не тре- бует таких больших затрат для его поддержания в рабочем состоянии; 2) взаимозаменяемость – дизельное топливо тоже жидкое, сле- довательно, его использование не потребует большого количества конструктивных изменений в котле; 3) доступность – дизельное топливо можно свободно приобре- тать и поставлять на котельную с помощью специальных автомобилей. Целью данной выпускной квалификационной работы является представление решения по замене мазутного хозяйства котельной на дизельное и обоснование целесообразности такого решения. Будет рассмотрено три варианта, различающихся по масштабам изменений, объему работ и итоговым затратам на их осуществление. Состоять данная работа будет из следующих этапов: • описание рассматриваемого объекта; • оценка состояния резервного топливного хозяйства котель- ной на данный момент времени; • определение необходимого количества дизельного топлива для создания нового резервного топливного хозяйства; • расчет и подбор необходимого оборудования для трех различ- ных вариантов; Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 8

• экономическая оценка и сравнение предложенных вариантов, выбор оптимального решения. Так как рассматриваемый объект в целом типовой, и подобных ему довольно много, предложенные варианты могут быть в дальнейшем рассмотрены и реализованы на аналогичных объектах с небольшими изменениями. Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 9

1. ОПИСАНИЕ ОЪЕКТА Объектом, рассматриваемым в работе, является квартальная котельная «Педиатрическая», которая находится по адресу: Санкт-Петербург, ул. Литовская, д. 2. Котельная принадлежит одному из крупнейших игроков на энергетическом рынке Санкт-Петербурга – компании ГУП «ТЭК СПб». Основные характеристики котельной представлены в таблице 1.1. Таблица 1.1 Характеристики котельной «Педиатрическая» Показатель Размерность Значение показателя 1 2 3 Производственно-ото- Назначение пительная Установленная мощность Гкал/ч Тип теплоносителя Температура воды Давление пара 19,3 Вода/пар о С 65 кг/см2 6-8 Основное топливо газ Резервное топливо мазут Потребители: Изм. Лист Жилые дома ед. 2 Общественные учреждения ед. 0 Лечебные учреждения ед. 11 Образовательные учреждения ед. 4 Иные потребители ед. 7 Подключенная нагрузка всего, в т.ч.: Гкал/ч 10,22 Отопление Гкал/ч 4,47 Горячее водоснабжение Гкал/ч 1,14 Вентиляция Гкал/ч 1,27 № докум. Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 10

Продолжение табл. 1.1 1 Технология Температурный график котельной 2 3 Гкал/ч 3,01 о С Категория потребителей тепла по 130-70 1и2 надежности теплоснабжения Год строительства 1905 Данная котельная является старейшей в Санкт-Петербурге (построена в 1905 году) и включена в комплекс зданий Санкт-Петербургского государственного педиатрического медицинского университета [1]. Благодаря своей истории и расположению котельная имеет несколько характерных особенностей. Во-первых, основными потребителями теплоты являются медицинское высшее учебное заведение и лечебные учреждения, что говорит об особых требованиях к надежности теплоснабжения. Вовторых, комплекс зданий, в который входит здание котельной является объектом культурного наследия и состоит на учете в комитете по государственному контролю, использованию и охране памятников истории и культуры Санкт-Петербурга (КГИОП). То есть любые работы, проводимые на территории котельной не внутри здания, должны быть согласованы и утверждены несколькими государственными органами, в том числе этим комитетом. В-третьих, котельная поставляет пар в лечебные учреждения. Однако, пар требуется только в определенное время (с 7:00 до 15:00). То есть нагрузка на котельной меняется в течение суток. 2. ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ КОТЕЛЬНОЙ В данной главе представлено описание того оборудования, на работу которого могут напрямую повлиять предлагаемые изменения. 2.1. Изм. Лист № докум. Подпись Дата КОТЛЫ ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 11

На любой котельной главным оборудованием являются котлы. На данном объекте установлено три котла: • ДКВр 6,5/13 2 шт.; • ДКВр 10/13 1 шт. В отопительный период на котельной работает один более мощный котел ДКВр 10/13. Рассмотрим его подробнее. Котлы паровые серии ДКВр – это двухбарабанные, вертикально-водотрубные котлы с естественной циркуляцией. Естественная циркуляция образуется в замкнутом контуре за счет разности плотностей смеси в опускных и подъемных трубах. Котлы данной серии имеют возможность перевода в водогрейный режим. Производятся мощностью от 2,5 до 20 тонн пара в час, давлением 1,3 МПа и температурой насыщенного пара 194 оС. Котел может оснащаться пароперегревателем [2]. Основные номинальные технические характеристики котла представлены в табл. 2.1. Таблица 2.1 Характеристики котла ДКВр 10/13 Характеристика Значение 1 2 Тип котла Паровой Вид расчетного топлива Паропроизводительность, т/ч Рабочее (избыточное) давление теплоносителя на выходе, МПа (кгс/см2) газ/жидкое топливо 10 1,3 (13,0) Температура пара на выходе, оС насыщенный 194 перегретый 250 Температура питательной воды, оС 100 Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 12

Продолжение табл. 2.1 1 2 Расчетный КПД (топливо газ), % 87 Расчетный КПД (жидкое топливо), % 86 Расход расчетного топлива (газ), м3/ч 740 Расход расчетного топлива (жидкое 700 топливо), кг/ч Масса транспортабельного блока котла, 15396 кг Устройство и принцип работы котла ДКВр 10/13 Общий вид котла представлен на рисунке 2.1. Рис. 2.1. Общий вид котла Данный котел хорош тем, что в различных модификациях способен работать почти на любом виде топлива. А в данной комплектации возможна работа на жидком и газообразном топливе. 2.2. Изм. Лист № докум. Подпись Дата ГОРЕЛКИ ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 13

Котел ДКВр снабжен двумя горелками ГМГ-5М. Такие горелки предназначены для раздельного сжигания жидкого и газообразного топлива. Основные характеристики горелки представлены в табл. 2.2 [3]. Таблица 2.2 Основные характеристики горелки ГМГ-5М Характеристика Значение Габариты (LxBxH), мм 1260x600x630 Номинальная тепловая мощность, МВт 5,82 (5) (Гкал/ч) Коэффициент рабочего регулирования 5 Номинальное давление мазута перед 2,0 (20) форсункой, МПа (кгс/см2) Номинальное давление газа перед фор- 3,8 (380) сункой, МПа (кгс/см2) Номинальный расход мазута, кг/ч 516 Номинальный расход газа, м3/ч 591 Применяемость к котлам ДКВр 10, ДКВр 20 Масса, кг 138 Общий вид горелки марки ГМГ представлен на рисунке 2.2. Рис. 2.2. Общий вид горелки: 1 – газовоздушная часть; 2, 5 – лопаточные завихрители вторичного воздуха; 3 – монтажная плита; 4 – керамический туннель; 6 – паромеханическая форсунка Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 14

2.3. МАЗУТНОЕ ХОЗЯЙСТВО На котельной создано мазутное хозяйство – резервный источник топлива. Такая мера необходима для того, чтобы при внезапном нарушении поставки основного топлива (природного газа) котельная какое-то время смогла работать и обеспечивать потребителей теплотой. Мазут поставляется на котельную с помощью автомобильного транспорта. В таком случае, согласно правилам, объем хранилища резервного топлива на котельной должен обеспечивать ее работу в течение 72 часов [11]. Но для обеспечения нормальной работы котельной на мазуте в случае необходимости недостаточно просто хранить его в емкостях. Во-первых, мазут поступает на котельную с некоторым содержанием воды. Даже по государственному стандарту влажность мазута, выпускаемого нефтеперерабатывающей промышленностью, может достигать 15% [4]. Кроме того, вода может попасть в мазут во время его разогрева при приемке или при транспортировке. Из-за разности плотностей, находясь в состоянии покоя, мазут начинает расслаиваться. Вода скапливается у дна емкости, а именно оттуда осуществляется забор топлива для его подачи на горелки. Это означает, что на горелки может быть подана смесь с большим содержанием воды (более 60%). Это может привести к ухудшению горения или вообще к его прекращению. Во-вторых, согласно упомянутому стандарту, температура застывания топочных мазутов находится в пределах от 10 до 42 оС [4]. Естественно, застывший мазут будет невозможно откачать из емкости и подать на горелки. То есть мазут нужно хранить в разогретом состоянии, температура мазута должна быть в районе 60-80 оС. На котельных (в том числе и на «Педиатрической») существует два решения этих проблем. Во-первых, в емкостях для хранения мазута располагаются подогреватели – трубки, в которые подается пар с котельной и разогревает Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 15

мазут. Во-вторых, происходит непрерывная циркуляция мазута через теплообменник, в котором пар подогревает мазут, и по ходу всего мазутопровода вдоль котлов и обратно в емкость. Это позволяет поддерживать мазут в разогретом состоянии, перемешивать его и предотвратить забивание мазутопроводов. Стоит отметить, что все это работает на котельной только во время отопительного периода. В неотопительный период мазут хранится в холодном состоянии. 2.3.1. ЕМКОСТИ В мазутном хозяйстве котельной находится три емкости: одна расходная и две приемных. План территории котельной с расположением емкостей представлен на чертеже в формате А3, прилагающемся к работе. Расходная емкость Расходная емкость на котельной одна. Она предназначена для хранения и использования мазута. Это горизонтальная стальная емкость РГС-50 объемом 50 м3. Общий вид емкости представлен на рисунке 3.1. Внутри емкости находится змеевиковый подогреватель, в который подается пар для поддержания мазута в разогретом состоянии. Из расходной емкости с помощью циркуляционных насосов топливо подается в контур циркуляции с подогревателем и на горелки котлов. Рис. 2.3. Общий вид расходной емкости Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 16

Приемные емкости Приемных емкостей на котельной две, обе стальные горизонтальные объемом по 11 м3. В них по всей длине расположены выдвижные подогреватели, в которые подается пар. В этим емкости сливается мазут из автоцистерн, с помощью которых топливо поставляется на котельную. То есть осуществляется приемка. Из приемных емкостей мазут с помощью перекачивающих насосов направляется в расходную емкость. 2.3.2. ОБОРУДОВАНИЕ В состав оборудования мазутного хозяйства котельной входит две группы насосов (перекачивающие и циркуляционные), две группы фильтров (грубой и тонкой очистки) и один мазутоподогреватель. Схема мазутного хозяйства со всем оборудованием представлена на прилагающемся чертеже. Перекачивающие насосы В качестве перекачивающих используются два насоса марки Ш40/4 (один рабочий, один резервный). Это шестеренчатые насосы с подачей 19,5 м3/ч, создающие напор 6 м водяного столба. Они предназначены для перекачки мазута из приемных емкостей в расходную. Расположены по ходу мазута после фильтров грубой очистки. Циркуляционные насосы В качестве циркуляционных используются два насоса 3В-4/25 (один рабочий, один резервный). Это трехвинтовые насосы с подачей 6,8 м3/ч, создающие напор 250 м водяного столба. Мощность электродвигателя 7,5 кВт. Они предназначены для прокачки мазута из расходной емкости через весь контур циркуляции, включая мазутоподогреватель и фильтры тонкой очистки, и подачи его на горелки котлов. Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 17

Фильтры Для очистки мазута на котельной установлены две группы фильтров. Для первоначальной очистки от крупных частиц после приемки перед подачей в расходную емкость предусмотрено два фильтра грубой очистки марки ФМ-25-30-5. После мазутоподогревателя в контуре рециркуляции установлена пара фильтров ФМ-25-30-40. Это фильтры тонкой очистки, в них от мазута отделяются более мелкие частицы, которые остались после грубой очистки. После этих фильтров топливо направляется непосредственно к горелкам котлов. Мазутоподогреватель Для подогрева мазута в конуре рециркуляции перед подачей на горелки служит специальная камера. Камера представляет собой вертикальный теплообменник с противоточным движением сред: мазут подводится в верхний входной патрубок, проходит по трубкам змеевика и отводится через выходной патрубок, пар подается в межтрубное пространство и движется навстречу мазуту. 3. ОЦЕНКА СОСТОЯНИЯ РЕЗЕРВНОГО ТОПЛИВНОГО ХОЗЯЙСТВА В данной главе будет рассмотрено, какие затраты несет котельная для содержания мазутного хозяйства в отопительный период. За основу взята методика, описанная в статье [5]. Расход теплоты (пара) на подогрев мазута в котельной не измеряется, поэтому было принято решение определять его путем исключения из общей производительности полезного теплоотпуска и расхода на собственные нужды. Для начала понадобится документ «Сведения о работе котельной». Такой документ содержит основные средние параметры работы Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 18

котельной за десять дней. Необходимую десятидневку выбираем так, чтобы средняя температура наружного воздуха в этот период была как можно ближе к средней температуре наружного воздуха за весь отопительный период в Санкт-Петербурге, которая составляет -1,8 оС [6]. В 2019 году такая десятидневка была в начале февраля (с 1.02 по 10.02), средняя температура составила -1,59 оС [7]. Обращаемся к сведениям о работе котельной за этот период. Из них следует, что за 10 дней котельная потратила 122091 м3 основного топлива (природного газа). Стоит отметить, что в отопительный период на котельной работает только один котел ДКВр 10/13. Определим ежечасный расход топлива на котельной при работе 24 часа в день на протяжении 10 дней: Gг = 122091 = 508, 71 м3 / ч 24 10 Далее обращаемся к режимной карте котла ДКВр 10/13. В ней указаны параметры работы котла в четырех разных режимах. В первом режиме расхода газа составляет 430 м3/ч, а вот втором – 620 м3/ч. Этим расходам соответствуют значения паропроизводительности 5,6 т/ч и 8,2 т/ч. Допускаем, что зависимость между расходом топлива и производительностью котла в этих пределах линейная. С помощью линейной интерполяции [8] определяем, что при расходе газа 508,71 м3/ч паропроизводительность составит Dном = 6, 68 т/ч. Аналогично теплопроизводительность составит Qном = 3,82 Гкал/ч. Разделив теплопроизводительность на паропроизводительность, получим теплосодержание hП = Qном / Dном = 3,82 / 6, 68 = 0,572 Гкал/т. То есть одна тонна пара, производимого котлом, содержит 0,572 Гкал теплоты. Из технических отчетов по наладке определяем, что на питательный деаэратор расходуется DПД = 0, 22 т/ч пара, а на сетевой DСД = 0, 52 т/ч. Определим расход пара на собственные нужды: Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 19

DСН = DПД + DСД + Dпроч. = 0, 22 + 0,52 + 0, 26 = 1 т/ч, где Dпроч. – расход пара на паровую подушку в аккумуляторном баке и через возможные утечки, принимаем равным 0,26 т/ч. Тогда расход тепла на собственные нужды составит: QСН = hП  DСН = 0,572 1 = 0,572 Гкал/час Полезный теплоотпуск определяется из сведений о работе котельной и составляет Qпол = 2,88 Гкал/ч. В таком случае расход тепла на подогрев мазута составит: QМ = Qном − Qпол − QСН = 3,82 − 2,88 − 0,572 = 0,368 Гкал/ч Удельный расход газа определяется также по сведениям о работе котельной и составляет g г = 197, 7 м3/Гкал. Тогда расход газа для обеспечения подогрева мазута составит: GГМ = g Г  QМ = 197,7  0,368 = 72,75 м3/ч Далее потребуется цена на газ, чтобы определить топливную составляющую затрат котельной на содержание мазутного хозяйства. Цены на различные ресурсы (Pi), используемые в данной работе, представлены в приложении 1. Стоит отметить, что эти цены являются ориентировочными и предоставлены компанией ГУП «ТЭК СПб» в первой половине 2019 в качестве подходящих для экономических расчетов в этой ВКР. Топливная составляющая затрат на содержание мазутного хозяйства: зГ = PГ  GГМ = 4,562  72,75 = 331,9 руб./ч Продолжительность отопительного периода в Санкт-Петербурге составляет 220 суток [6]. Тогда топливная составляющая затрат на содержание мазутного хозяйства за один отопительный период, а значит и за 1 год, составляет: ЗГ = зГ  220  24 = 331,9  220  24 = 1752432 руб. Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 20

Расход воды, преобразуемой в пар, который расходуется на подогрев мазута, определяется следующим образом: М GХВ = QМ 0,368 = = 0, 643 т/ч hП 0,572 Доля затрат на содержание мазутного хозяйства, представленная расходом холодной воды: М зХВ = PХВ  GХВ = 20  0,643 = 12,86 руб./ч Что за год составит: ЗХВ = зхв  220  24 = 12,86  220  24 = 67900 руб. Для обеспечения циркуляции мазута круглосуточно в течение всего отопительного периода работает один насос 3В-4/25 с электродвигателем мощностью N = 7,5 кВт. Работой перекачивающего насоса можно пренебречь, так как он активен только тогда, когда мазут нужно перекачать из приемной емкости в расходную. А заменяют (привозят новый) мазут обычно раз в 5 лет при работе без перерывов поставки газа. Затраты на электроэнергию для осуществления циркуляции мазута за один отопительный период составят: ЗЭЭ = PЭЭ  N  24  220 = 3  7,5  24  220 = 118800 руб. Для контроля за мазутным хозяйством на котельной работает один специально обученный человек. Он измеряет уровень мазута в расходной емкости и следит за состоянием воды в мазутоловушке. Его зарплата с учетом страховых выплат составляет 36400 рублей в месяц или ЗЗП = 36400 11 = 400400 рублей в год с учетом одного месяца отпуска. Ежегодно перед началом отопительного периода котельная сжигает около 1 тонны мазута для опробования мазутопроводов и работы горелок. То есть тратит еще ЗМ = 23000 рублей. Итого, общие затраты на содержание мазутного хозяйства в течение одного года составляет: Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 21

ЗМХ =  З = ЗГ + ЗХВ + ЗЭЭ + ЗЗП + ЗМ = 1752432 + 67900 + 118800 + 400400 + +23000 = 2362532 руб. Таким образом, содержание резервного топливного хозяйства обходится котельной в 2,36 млн рублей ежегодно при условии, что котельная без перерывов работает на основном топливе, то есть не задействует резервное. РАСЧЕТ НОВОГО РЕЗЕРВНОГО ТОПЛИВНОГО 4. ХОЗЯЙСТВА Одним из принципов формирования нового резервного топливного хозяйства было сохранение без изменений основного оборудования котельной. Использование дизельного топлива позволяет достичь этой цели, так как котел ДКВр 10/13 с горелкой ГМГ-5М может работать как на мазуте, так и на светлых нефтепродуктах. Однако, дизельное топливо все же отличается своими свойствами (теплотворная способность, плотность, вязкость) от мазута. Поэтому при переходе на это топливо сначала необходимо провести гидравлические испытания горелки с выбором требуемого давления для обеспечения оптимального распыления и составить режимную карту котла на дизтопливе для определения его оптимального расхода. В качестве расчетного принято летнее дизельное топливо [9], обладающее следующими свойствами: • плотность при 20 оС 860 кг/м3; • кинематическая вязкость 4 мм2/с; • температура застывания -10 оС; В данной работе будет представлено три различных варианта формирования топливного хозяйства. Паропроводы во всех случаях исключены. Для предотвращения застывания дизельное топливо будет Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 22

направляться на циркуляцию внутри помещения котельной, когда температура наружного воздуха будет ниже 0 оС. Вариант №1 является наименее затратным. Заключается в том, чтобы сохранить в эксплуатации как можно больше оборудования прежнего мазутного хозяйства. В данном варианте будут заменены на новые только насосы и фильтры. Емкости необходимо будет зачистить, трубопроводы пропарить. Часть прежнего оборудования, которая не будет задействована в работе, может быть ликвидирована (в случае мазутоподогревателя и фильтров грубой очистки) или законсервирована (в случае емкостей и части трубопровода). Необходимо определиться с объемом нового резервного топливного хозяйства, требуемым для обеспечения работы котельной в течение 72 часов. Теплотворная способность дизельного топлива ( QНР ДТ = 10300 ккал/кг) выше, чем мазута ( QНР М = 9700 ккал/кг) [10]. Расход мазута на котельной определяется из режимной карты котла ДКВр 10/13 и составляет GМ = 660 кг/ч при работе на номинальной нагрузке. Примем, что расход топлива обратно пропорционален его теплотворной способности. Тогда расход дизельного топлива составит: G ДТ GМ  QНР М 660  9700 = = = 621 кг/ч QНР ДТ 10300 Учитывая плотность дизтоплива  ДТ = 860 кг/м3, объемный расход будет равен: WДТ = Изм. Лист G ДТ  ДТ № докум. = 621 = 0, 72 м3/ч 860 Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 23

Умножив полученное значение на 1 = 72 часа, можно найти необходимый объем резервного топливного хозяйства: Vхоз.1 = WДТ 1 = 0,72  72  52 м3 То есть при сохранении прежних емкостей понадобится емкость объемом 50 м3 и одна приемная емкость объемом 11 м3, тогда суммарный объем емкостей составит VЕ1 = 50 + 11 = 61 м3. Вторую приемную емкость можно утилизировать или законсервировать. Вариант №2 является средним по затратам, но наиболее сложным для реализации. Заключается в том, чтобы вовремя замены резервного топливного хозяйства перевести его в разряд аварийного и уменьшить в объеме. Предлагается, чтобы такое хозяйство обеспечивало работу котельной на срок около суток с условием, что организация, предоставляющая дизельное топливо, будет обеспечивать прибытие новой партии прежде, чем оно закончится на котельной. Такой вариант будет сложен с организационной точки зрения, его нужно будет согласовать с органами местной администрации, Ростехнадзором и поставщиком топлива. В данном варианте предусмотрена полная замена оборудования, трубопроводов и арматуры резервного топливного хозяйства. Объем приемной емкости согласно правилам должен быть не меньше объема одной автомобильной цистерны [11]. Принимаем емкость объемом VЕ1 = Vхоз.2 = 18 м3, она будет выполнять роль приемной и расходной. Данного объема хватит на следующее количество часов работы: 2 = Vхоз.2 18 = = 25 часов WДТ 0, 72 Меньше, чем за это время на котельную должна быть поставлена новая партия топлива. Вариант №3 является наиболее затратным. Он заключается в полной замене оборудования, трубопроводов и арматуры и обеспечении Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 24

работы котельной в течение  3 = 72 часов. Это значит, что необходимый объем топлива аналогичен варианту 1 и составляет Vхоз.3 = Vхоз.1 = 52 м3. Принимаем три емкости (одна приемная и две расходных) по 18 м 3. Тогда суммарный объем емкостей составит VЕ 3 = 3 18 = 54 м3. 4.1. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДОВ ДИЗЕЛЬНОГО ТОПЛИВА Целью данного раздела является определение для всех трех вариантов требуемого напора, который должен будет создавать выбранный в дальнейшем насос. За основу взята методика гидравлического расчета простого трубопровода [12]. Формула для нахождения требуемого напора в циркуляционном контуре имеет следующий вид: H = HГ + h + ZГ , (4.1) где H Г – требуемый напор топлива перед горелкой, м; h – потери напора в трубопроводе, м; Z Г = 1,1 м – высота расположения горелки относительно уровня забора топлива из резервуара. Требуемый напор топлива перед горелкой определяется как: PГ 0,8 106 HГ = = = 95 м,  ДТ  g 860  9,8 где PГ = 0,8 МПа – принятое давление топлива перед горелкой (принято на основе паспорта горелки, требует уточнения при проведении гидравлических испытаний);  ДТ = 860 кг/м3 – плотность дизельного топлива; g = 9,8 Изм. Лист м2/с – ускорение свободного падения. № докум. Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 25

Расход дизельного топлива для гидравлического расчета принимается двойным от номинального для создания запаса на случай непредвиденных ситуаций: Q = 2 WДТ = 2  0,72 = 1, 44 м3 /ч = 4,110−4 м3 /с Для осуществления гидравлического расчета трубопроводы резервного топливного хозяйства условно разделены на два участка: • Участок №1: трубопроводы от емкостей до насосов; • Участок №2: трубопроводы пролегают от насосов до горелок самого дальнего котла (котел №1). 4.1.1. ВАРИАНТ №1 Схема дизельного хозяйства для варианта №1 представлена на прилагающемся чертеже. Расположение емкостей на территории котельной остается прежним. В качестве исходных данных для расчета принимаются характеристики трубопроводов на участках, представленные в табл. 4.1. Таблица 4.1 Характеристики участков Показатель Обозначение 1 Участок №1 Участок №2 2 3 4 Li , м 35 70 d внi , м 0,08 0,05 nП 5 8 nЗ 2 4 Длина Внутренний диаметр Значение Число поворотов трубы на 90о Число задвижек Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 26

Продолжение табл. 4.1 1 2 3 4 Число клапанов nК 0 7 nФ 0 1 Число фильтров Расчет участка №1 Средняя скорость течения жидкости в трубе: 1 = 4Q 4  4,110−4 = = 0, 08 м/с   d вн2 1 3,14  0, 082 Для определения режима течения жидкости в трубе рассчитывается число Рейнольдса: Re1 = 1  d вн1 v = 0, 08  0, 08 = 1600 , 4 10−6 где v – коэффициент кинематической вязкости дизельного топлива, м2/с. Полученное значение меньше, чем 2320, следовательно, режим движения жидкости ламинарный. Было принято решение пренебречь во всех вариантах шероховатостью трубы, так как скорость течения среды и протяженность трубопровода невелики. Тогда коэффициент гидравлического сопротивления определяется по формуле Пуазейля: 1 = Изм. Лист 75 75 = = 0, 047 Re1 1600 № докум. Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 27

Далее определяется величина потерь напора по длине трубопровода: L1 12 35 0, 082 hL1 = 1   = 0, 047   = 0, 007 м d вн1 2  g 0, 08 2  9,8 Потери напора в местных сопротивлениях определяются по формуле Вейсбаха: hМi =   i   где i i2 2 g , – суммарный коэффициент всех местных сопротивлений трубопровода i-го участка.  1 =  вх + nП   П + nЗ   З + nК   К + nФ   Ф = 0, 2 + 5  0,15 + 2  0,15 + 0  5 + 0  3 = 1, 25 , где  вх ,  П ,  З ,  К ,  Ф – коэффициенты местных сопротивлений элементов трубопровода (входа в трубу, поворота трубы на 90 о, задвижки, клапана и фильтра соответственно) приложение 2; nП , nЗ , nК , nФ – число элементов трубопровода. 12 0, 082 hМ 1 =   1  = 1, 25  = 0, 0004 м 2 g 2  9,8 Суммарные потери напора на участке №1 составят: h1 = hL1 + hМ 1 = 0, 007 + 0, 0004 = 0, 0074 м Расчет участка №2 Производится аналогично расчету первого участка. Средняя скорость течения жидкости в трубе: 2 = Изм. Лист 4Q 4  4,1 10−4 = = 0, 21 м/с   d вн2 2 3,14  0, 052 № докум. Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 28

Для определения режима течения жидкости в трубе рассчитывается число Рейнольдса: Re 2 = 2  d вн 2 v = 0, 21  0, 05 = 2625 4 10−6 Полученное значение больше, чем 2320, следовательно, режим движения жидкости турбулентный. Тогда коэффициент гидравлического сопротивления определяется по формуле Блазиуса: 2 = 0,3164 0,3164 = = 0, 044 Re 2 0,25 26250,25 Величина потерь напора по длине трубопровода: hL 2 = 2  L2 22 70 0, 212  = 0, 044   = 0,139 м d вн 2 2  g 0, 05 2  9,8 Суммарный коэффициент всех местных сопротивлений трубопровода на участке:  2 =  вх + nП   П + nЗ   З + nК   К + nФ   Ф = 0, 2 + 8  0,15 + 4  0,15 + 7  5 + 1 3 = 40 , Потери напора в местных сопротивлениях: hМ 2 =   2  22 2 g = 40  0, 212 = 0, 09 м 2  9,8 Суммарные потери напора на участке №2 составят: h2 = hL 2 + hМ 2 = 0,139 + 0, 09 = 0, 229 м Потери напора во всем контуре циркуляции являются суммой потерь на двух участках: h = h1 + h2 = 0, 0074 + 0, 229 = 0, 24 м Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 29

Теперь можно определить требуемый в контуре напор (формула 4.1): H = H Г + h + Z Г = 95 + 0, 24 + 1,1 = 96,34 м Это значение необходимо для выбора циркуляционных насосов. В гидравлическом расчете перекачивающего контура нет необходимости, так как протяженность трубопровода небольшая и нет необходимость создавать большой напор (как перед горелкой), а приемная и расходная емкости находятся на одном уровне. 4.1.2. ВАРИАНТ№2 Схема дизельного хозяйства для варианта №2 представлена на чертеже. В данном случае используется одна емкость и она располагается на площадке на месте прежней мазутной расходной емкости. План территории котельной с новым расположением емкости также представлен на чертеже. В текущем варианте реализована частичная автоматизация топливного хозяйства, установлено автоматическое оборудование. Так как в расчете варианта №1 потери напора в трубопроводе оказались малы и с целью экономии денежных средств было принято решение в этом варианте использовать стальные трубы с внутренним диаметром 65 мм и 40 мм. Характеристики участков трубопровода представлены в табл. 4.2. Таблица 4.2 Характеристики участков Показатель Обозначение 1 Участок №1 Участок №2 2 3 4 Li , м 35 70 d внi , м 0,065 0,04 Длина Внутренний диаметр Изм. Лист № докум. Значение Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 30

Продолжение табл 4.2 1 2 3 4 nП 5 8 Число задвижек nЗ 1 4 Число клапанов nК 2 9 nФ 0 1 Число поворотов трубы на 90о Число фильтров Расчет ведется аналогично варианту №1. Расчет участка №1 Средняя скорость течения жидкости в трубе: 1 = 4Q 4  4,1 10 −4 = = 0,124 м/с   d вн2 1 3,14  0, 0652 Число Рейнольдса: Re1 = 1  d вн1 v = 0,124  0, 065 = 2015  2320 4 10−6 Режим движения жидкости ламинарный. Коэффициент гидравлического сопротивления: 1 = 75 75 = = 0, 037 Re1 2015 Величина потерь напора по длине трубопровода: hL1 = 1  L1 12 35 0,1242  = 0, 037   = 0, 016 м d вн1 2  g 0, 065 2  9,8 Суммарный коэффициент местных сопротивлений на участке:  Изм. Лист 1 =  вх + nП   П + nЗ   З + nК   К + nФ   Ф = 0, 2 + 5  0,15 + 1 0,15 + 2  5 + 0  3 = 11,1 № докум. Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 31

Потери напора в местных сопротивлениях: 12 0,1242 hМ 1 =   1  = 11,1 = 0, 009 м 2 g 2  9,8 Суммарные потери напора на участке №1 составят: h1 = hL1 + hМ 1 = 0, 016 + 0, 009 = 0, 025 м Расчет участка №2 Производится аналогично расчету первого участка. Средняя скорость течения жидкости в трубе: 2 = 4Q 4  4,1 10−4 = = 0,33 м/с   d вн2 2 3,14  0, 042 Число Рейнольдса: Re 2 = 2  d вн 2 v = 0,33  0, 04 = 3300  2320 4 10−6 Режим движения жидкости турбулентный. Коэффициент гидравлического сопротивления: 2 = 0,3164 0,3164 = = 0, 042 Re 2 0,25 33000,25 Величина потерь напора по длине трубопровода: L2 22 70 0,332 hL 2 = 2   = 0, 042   = 0, 408 м d вн 2 2  g 0, 04 2  9,8 Суммарный коэффициент всех местных сопротивлений трубопровода на участке:  2 =  вх + nП   П + nЗ   З + nК   К + nФ   Ф = 0, 2 + 8  0,15 + 4  0,15 + 9  5 + 1 3 = 50 , Потери напора в местных сопротивлениях: Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 32

hМ 2 22 0,332 =  2  = 50  = 0, 278 м 2 g 2  9,8 Суммарные потери напора на участке №2 составят: h2 = hL 2 + hМ 2 = 0, 408 + 0, 278 = 0, 686 м Потери напора во всем контуре циркуляции: h = h1 + h2 = 0, 025 + 0, 686 = 0, 71 м Требуемый в контуре напор: H = H Г + h + Z Г = 95 + 0, 71 + 1,1 = 96,81 м Подающий контур в этом варианте отсутствует. 4.1.3. ВАРИАНТ №3 Данный вариант, как и вариант №2, предполагает частичную автоматизацию резервного топливного хозяйства. На месте прежних приемных емкостей расположена одна горизонтальная емкость, а на месте расходной – две вертикальных. Схема дизельного хозяйства и расположение емкостей на территории котельной представлены на чертежах, прилагающихся к работе. В текущем варианте предлагается использовать трубы с внутренним диаметром 50 мм и 32 мм. Характеристики участков представлены в табл. 4.3. Таблица 4.3 Характеристики участков Показатель Обозначение 1 Длина Изм. Лист № докум. Подпись Дата Значение Участок №1 Участок №2 2 3 4 Li , м 35 70 ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 33

Продолжение табл. 4.3 1 2 3 4 d внi , м 0,05 0,032 nП 5 8 Число задвижек nЗ 1 4 Число клапанов nК 2 9 nФ 0 1 Внутренний диаметр Число поворотов трубы на 90о Число фильтров Расчет ведется аналогично первым двум вариантам. Расчет участка №1 Средняя скорость течения жидкости в трубе: 1 = 4Q 4  4,110−4 = = 0, 21 м/с   d вн2 1 3,14  0, 052 Число Рейнольдса: Re1 = 1  d вн1 v = 0, 21  0, 05 = 2625  2320 4 10−6 Режим движения жидкости турбулентный. Коэффициент гидравлического сопротивления: 1 = 0,3164 0,3164 = = 0, 044 Re10,25 26250,25 Величина потерь напора по длине трубопровода: hL1 = 1  L1 12 35 0, 212  = 0, 044   = 0, 069 м d вн1 2  g 0, 05 2  9,8 Суммарный коэффициент местных сопротивлений на участке: Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 34

 1 =  вх + nП   П + nЗ   З + nК   К + nФ   Ф = 0, 2 + 5  0,15 + 1 0,15 + 2  5 + 0  3 = 11,1 Потери напора в местных сопротивлениях: hМ 1 =   1  12 2 g = 11,1 0, 212 = 0, 025 м 2  9,8 Суммарные потери напора на участке №1 составят: h1 = hL1 + hМ 1 = 0, 069 + 0, 025 = 0, 094 м Расчет участка №2 Производится аналогично расчету первого участка. Средняя скорость течения жидкости в трубе: 2 = 4Q 4  4,1 10−4 = = 0,51 м/с   d вн2 2 3,14  0, 0322 Число Рейнольдса: Re 2 = 2  d вн 2 v = 0,51 0,32 = 4080  2320 4 10−6 Режим движения жидкости турбулентный. Коэффициент гидравлического сопротивления: 2 = 0,3164 0,3164 = = 0, 04 Re 2 0,25 40800,25 Величина потерь напора по длине трубопровода: hL 2 = 2  L2 22 70 0,512  = 0, 04   = 1,161 м d вн 2 2  g 0, 032 2  9,8 Суммарный коэффициент всех местных сопротивлений трубопровода на участке:  Изм. Лист 2 =  вх + nП   П + nЗ   З + nК   К + nФ   Ф = 0, 2 + 8  0,15 + 4  0,15 + 9  5 + 1 3 = 50 , № докум. Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 35

Потери напора в местных сопротивлениях: hМ 2 22 0,512 =  2  = 50  = 0, 664 м 2 g 2  9,8 Суммарные потери напора на участке №2 составят: h2 = hL 2 + hМ 2 = 1,161 + 0, 664 = 1,825 м Потери напора во всем контуре циркуляции: h = h1 + h2 = 0, 094 + 1,825 = 1,92 м Требуемый в контуре напор: H = H Г + h + Z Г = 95 + 1,92 + 1,1 = 98, 02 м Расчет перекачивающего контура не производится из тех же соображений, что и в варианте №1. 4.2. ВЫБОР НЕОБХОДИМОГО ОБОРУДОВАНИЯ В данном разделе представлен подбор всего оборудования, необходимого для реализации каждого варианта. 4.2.1. ВАРИАНТ №1 Замена емкостей, арматуры и приборов в текущем варианте не предусмотрена. Насосное оборудование В данном варианте в целях максимальной экономии средств будут заменены только перекачивающие насосы марки Ш, так как они совершенно не предназначены для работы с дизельным топливом. Циркуляционные насосы 3В решено оставить, как на том объекте, на котором уже реализован этот вариант. Однако, стоит отметить, что данные насосы не Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 36

подразумевают работу с дизтопливом. Их можно использовать, но срок их службы заметно сократится. Главным условием выбора перекачивающих насосов является то, что их производительность должна превышать расчетную производительность циркуляционных насосов, которая составляет 6,8 м3/ч. Выбран насос Espa DOIL 40 [13], имеющий следующие характеристики: • производительность 8,94 м3/ч; • максимальный напор 16 м; • мощность двигателя 0,88 кВт. Необходимо два насоса: рабочий и резервный. Фильтры Фильтры грубой очистки ликвидируются, фильтры тонкой очистки необходимо заменить на новые. Выбран сетчатый фильтр Danfoss FVF [14] с характеристиками: • условный диаметр 50 мм; • максимальная пропускная способность 54 м3/ч; • максимальная температура среды 120 оС; • максимальное давление среды 16 бар. Необходимо два фильтра: рабочий и резервный. 4.2.2. ВАРИАНТ №2 Емкость В данном варианте для хранения дизельного топлива предусмотрена одна пластиковая горизонтальная емкость компании Ротопласт [15]. Емкость имеет следующие характеристики: Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 37

• объем 18 м3; • диаметр 2300 мм; • высота 2300 мм; • длина 4860 мм. Емкость будет располагаться на том же месте, где раньше располагалась мазутная емкость. Создание новой площадки не требуется. Насосное оборудование Циркуляционные насосы (один рабочий и один резервный) должны обладать подачей более 1,5 м3/ч и напором более 97 м. Выбран насос Pedrollo PK [16]. Характеристики насоса: • максимальная производительность 5,4 м3/ч; • максимальный напор 150 м (с запасом); • мощность двигателя 2,2 кВт. Перекачивающие насосы не требуются. Фильтры В данном варианте на участке №2 применяется трубопровод диаметром 40 мм. Исходя из этого выбран сетчатый фильтр Danfoss FVF с характеристиками: • условный диаметр 40 мм; • максимальная пропускная способность 33 м3/ч • максимальная температура среды 120 оС; • максимальное давление среды 16 бар. Трубопроводная арматура Вся арматура заменяется на новую, часть новой арматуры автоматизирована. Список выбранных компонентов: Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 38

• задвижки Tecofi VOC Ду = 65 мм – 2 шт. [17]; • задвижки Tecofi Ду = 40 мм – 6 шт.; • клапан проходной Danfoss Ду = 40 мм – 27 шт.; • клапан обратный Enolgas H.161 2” – 2 шт. [18]; • клапан электромагнитный взрывозащищенный СЕНС-ПР Ду = 65 мм – 1шт. [19]; • клапан запорный электромагнитный Danfoss EV 220A Ду = 65 мм – 1 шт.; • задвижка с электроприводом Tecofi Ду = 40 мм – 1шт.; • клапан защиты Ду = 40 мм (Спецарматура) – 3 шт. [20]; • клапан регулирующий Ду = 40 мм (Спецарматура) – 3 шт.; • дыхательный клапан КДЗТ-50А (АЗС Комплект) – 1 шт. [21]; • датчик уровня ПМП-50 (СЕНСОР) – 1 шт.; • расходомер Веста ПРЭМ Ду = 40 мм – 1 шт. [22]; • манометр цифровой Danfoss KPI – 10 шт. Трубы Для участка трубопровода от емкости до насоса приняты стальные бесшовные трубы (сталь 20) общей длиной 40 м с внутренним диаметром 65 мм. Для остального трубопровода приняты также стальные бесшовные трубы общей длиной 145 м и внутренним диаметром 40 мм [23]. 4.2.3. ВАРИАНТ №3 Емкости В данном варианте необходимо три емкости: Изм. Лист • приемная горизонтальная объемом 18 м3 – 1 шт.; • расходная вертикальная объемом 18 м3 – 2 шт. № докум. Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 39

Принимаются те же емкости, что и в варианте №2 от компании Ротопласт. Насосное оборудование В текущем варианте предусмотрено две группы насосов: перекачивающие направляют дизтопливо из приемной емкости в расходные, циркуляционные обеспечивают циркуляцию топлива и его подачу на горелки из расходных емкостей. Состав насосного оборудования: • перекачивающие насосы Espa DOIL 40 с производительно- стью 8,94 м3/ч, создаваемым напором 16 м, мощность двигателя 0,88 кВт – 2 шт.; • циркуляционные насосы Pedrollo PK с производительностью 5,4 м3/ч, создаваемым напором 150 м, мощность двигателя 2,2 кВт – 2 шт. Фильтры На участке трубопровода с внутренним диаметром 32 мм устанавливается два фильтра (рабочий и резервный): • фильтр Danfoss FVF Ду = 32 мм – 2 шт. Трубопроводная арматура От варианта №2 состав трубопроводной арматуры отличается размерами проходных сечений и количеством, так как добавляется перекачивающий контур. Состав оборудования: Изм. Лист • задвижка с электроприводом Tecofi Ду = 50 мм – 2 шт.; • задвижка с электроприводом Danfoss Ду = 32 мм – 2 шт.; • задвижка Ду = 50 мм (Спецарматура) – 7 шт.; • задвижка KR30 Ду = 32 мм (Спецарматура) – 6 шт.; • клапан обратный Enolgas Н.161 2 1/2” – 2 шт.; № докум. Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 40

• клапан обратный Enolgas Н.161 1 1/2 – 2 шт.; • клапан проходной Danfoss Ду = 50 мм – 2 шт.; • клапан проходной Danfoss Ду = 32 мм – 25 шт.; • клапан электромагнитный взрывозащищенный СЕНС ПР Ду = 50 мм – 2 шт.; • клапан электромагнитный взрывозащищенный СЕНС ПР Ду = 32 мм – 3 шт.; • клапан запорный электромагнитный Danfoss EV220A Ду = 50 • клапан защиты Ду = 32 мм (Спецарматура) – 3 шт.; • клапан автоматический регулирующий Danfoss Ду = 32 мм – • дыхательный клапан КДЗТ-50 А (АЗС Комплект) – 3 шт.; • датчик уровня ПМП (СЕНСОР) – 3 шт.; • расходомер Веста ПРЭМ Ду = 32 мм – 1 шт.; • манометр цифровой Danfoss KPI – 14 шт. мм; 3 шт.; Трубы Для перекачивающего контура и трубопровода от расходной емкости до циркуляционных насосов приняты стальные бесшовные трубы с внутренним диаметром 50 мм общей протяженностью 100 м. Для контура циркуляции от циркуляционных насосов до расходной емкости приняты стальные бесшовные трубы диаметром 32 мм общей протяженностью 145 м. 5. ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОЕКТА Для оценки экономической эффективности удобно рассматривать предложенные варианты в качестве инвестиционных проектов. В основе Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 41

расчетов лежит метод оценки эффективности инвестиционного проекта [24]. В таком случае за инвестиции принимаются затраты на переподготовку старого оборудования, закупку нового и на строительно-монтажные работы. Общая стоимость оборудования для всех трех вариантов представлена в табл. 5.1. Таблица 5.1 Стоимость нового оборудования Количество, Стоимость, тыс. руб. шт. Ва- Ва- Ва- ри- ри- ри- Вариант Вариант Вариант ант ант ант №1 №2 №3 №1 №2 №3 2 3 4 5 6 7 0 1 3 - 150 450 2 0 2 46 - 46 0 2 2 - 48 48 2 2 2 10,6 9,8 8,6 0 1 4 - 150 510 Задвижка 0 8 13 - 46 75 Клапан обратный 0 2 4 - 4,4 9,6 Клапан проходной 0 27 27 - 59,4 58 0 1 5 - 30 129 0 1 2 - 13 18,4 0 3 3 - 57 22,6 Оборудование 1 Емкость Насос перекачивающий Насос циркуляционный Фильтр Задвижка с электроприводом Клапан электромагнитный взрывозащищенный Клапан запорный электромагнитный Клапан защиты Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 42

Продолжение табл. 5.1 1 2 3 4 5 6 7 0 3 3 - 30 120 Дыхательный клапан 0 1 3 - 10,5 31,5 Датчик уровня 0 1 3 - 8,5 25,5 Расходомер 0 1 1 - 30 21,5 Манометр 0 10 14 - 45 63 Трубопровод, м - 185 245 - 76,3 91,6 56,6 767,9 1728,3 Регулирующий клапан Всего Цель создания дизельного хозяйства – ликвидация мазутного. Это значит, что все затраты, которые несла котельная на содержание мазутного хозяйства оборачиваются в прибыль. 5.1. ВАРИАНТ №1 Прежде всего требуется определить объем инвестиций – сумму всех затрат на реализацию проекта: И = ЗП + ЗЕ + ЗДТ + Зоб. + ЗСМР − ОСМ , (5.1) где ЗП – затраты на пропарку трубопроводов, ЗЕ – затраты на слив мазута и зачистку емкостей, ЗДТ – затраты на покупку дизельного топлива, Зоб. – затраты на покупку оборудования, ЗСМР – затраты на строительномонтажные работы, ОСМ – остаточная стоимость мазута. Пропарка осуществляется подачей пара по мазутопроводам в течение 24 часов. Затраты на пропарку являются затратами за сутки на газ и холодную воду (определены в главе 3): ЗП = ( зГ + зХВ )  24 10−3 = (331,9 + 12,86)  24 10−3 = 8,3 тыс. руб. Цена на откачку мазута и зачистку емкостей подрядной организацией составляет около pЕ = 5 тыс. руб. за м3 (цена предоставлена Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 43

компанией ГУП «ТЭК СПб» и актуальная на первую половину 2019 года). Тогда затраты на подготовку емкостей общим объемом VЕ = 72 м3 составят: ЗЕ = pЕ VЕ = 5  72 = 360 тыс. руб. Из главы 4 следует, что для создания резервного топливного хозяйства, обеспечивающего работу котельной течение 72 часов, понадобится V ДТ = 52 м3 дизельного топлива. Зная цену на дизтопливо, можно найти затраты на его покупку: ЗДТ = PДТ VДТ = 44  52 = 2288 тыс. руб. Затраты на оборудование из табл. 5.1: Зоб . = 56, 6 тыс. руб. Затраты на строительно-монтажные работы примем равными затратам на оборудование, то есть: ЗСМР = Зоб . = 56, 6 тыс. руб. Определим остаточную стоимость мазута. Гарантийный срок хранения мазута 5 лет [4]. На данной котельной текущая партия мазута находится всего 3 года. Зная цену мазута и объем мазутного хозяйства VМ = 72 м3, можно найти его остаточную стоимость: ОСМ = 5−3 5−3  PМ  VМ =  25,8  72 = 743 тыс. руб. 5 5 Тогда инвестиции в проект составят (формула 5.1): И = ЗП + ЗЕ + З ДТ + Зоб. + ЗСМР − ОСМ = 8,3 + 360 + 2288 + 56,6 + 56,6 − 743 = 2026,5 тыс. руб. Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 44

Чистая прибыль есть разница между притоком и оттоком денежных средств или между положительным и отрицательным денежными потоками. Положительным денежным потоком в данном варианте является экономия средств, которые ранее котельная тратила на содержание мазутного хозяйства. То есть: ДП + = ЗМХ = 2362,5 тыс. руб./год Отрицательный денежный поток есть сумма затрат на электричество, на опробование трубопроводов и горения и на зарплату персоналу. Отсутствие автоматики подразумевает наличие специально обученного человека. Под затратами на электричество подразумеваются затраты, связанные с работой циркуляционного насоса. Насос остается прежним, то есть мощность N = 7,5 кВт. Однако теперь циркуляция будет осуществляться не весть отопительный период, а только тогда, когда температура наружного воздуха будет ниже 0 оС, то есть 139 дней в году [6]. Отсюда:  = PЭЭ  N  24 139 10−3 = 3  7,5  24 139 10−3 = 75 тыс. руб./год ЗЭЭ Если ежегодно котельная будет тратить на опробование трубопроводов и работы горелок 1 тонну дизтоплива, то в денежном выражении это будет: Зоп = 1 РДТ = 37,8 тыс. руб./год Зарплата персонала остается неизменной: ЗЗП = 400, 4 тыс. руб./год Отсюда отрицательный денежный поток будет равен: Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 45

 + Зоп + ЗЗП = 75 + 37,8 + 400, 4 = 513, 2 тыс. руб./год ДП − = ЗЭЭ Тогда чистая прибыль составит: ЧП = ДП + − ДП − = 2362,5 − 513, 2 = 1849,3 тыс. руб./год Теперь стоит определить амортизацию. То есть перенос стоимости купленного оборудования на полученную с его помощью прибыль. Примем средний срок службы купленного оборудования Т об . = 20 лет. Тогда амортизация составит: А= Зоб . 56, 6 = = 2,8 тыс. руб./год Т об . 20 Чистый доход определяется как сумма чистой прибыли и амортизации: ЧД = ЧП + А = 1849,3 + 2,8 = 1852,1 тыс. руб./год Срок окупаемости есть время, за которое будут возвращены вложенные инвестиции. Определяется как отношение инвестиций к чистому доходу: Т ок . = И 2026,5 = = 1,1 года ЧД 1852,1 Полученные выше показатели являются статическими, то есть не учитывают обесценивания денежных средств с течением времени. Такие показатели подходят для проектов с коротким расчетным сроком реализации (1-2 года). Для оценки эффективности более длительных проектов следует пользоваться Динамическими (дисконтированными) показателями. Дисконтированные показатели эффективности проекта рассчитываются по годам. Их удобно представить в виде таблицы. Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 46

Допустим, что вложение инвестиций осуществлялось в нулевой год расчетного периода. Ниже в качестве примера представлен расчет дисконтированных показателей эффективности для первого года. Чистый дисконтированный доход определяется по формуле: ЧДД i = ЧД , (1 + E )i где Е = 0,15 – принятая ставка дисконта, i – год расчетного периода. Тогда для первого года: ЧДД1 = ЧД 1852,1 = = 1610,5 тыс. руб. 1 (1 + E ) (1 + 0,15)1 Накопленный дисконтированный доход к концу i-го году – это сумма чистых дисконтированных доходов за i лет: НДДi = ЧДДi К концу первого года накопленный дисконтированный доход составит: НДД1 = ЧДД1 = 1610,5 тыс. руб. Чистая дисконтированная стоимость есть накопленный дисконтированный доход за вычетом первоначальных инвестиций: ЧДСi = НДД i − И К концу первого года чистая дисконтированная стоимость составит: ЧДС1 = НДД1 − И = 1610,5 − 2026,5 = −416 тыс. руб. ЧДС за первый год отрицательная. Это означает, что к концу первого года расчетного периода проект не окупится. Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 47

В качестве расчетного периода примем срок в 5 лет. Этого будет достаточно для того, чтобы отразить экономическую эффективность проекта и определить его окупаемость. Дисконтированные показатели эффективности для всего расчетного периода представлены в табл. 5.2. Таблица 5.2 Дисконтированные показатели эффективности варианта №1 Год 0 1 2 3 4 5 2026,5 0 0 0 0 0 0 1852,1 1852,1 1852,1 1852,1 1852,1 ЧДД 0 1610,5 1400,5 1217,8 1058,9 920,8 НДД 0 1610,5 3011 4228,8 5287,7 6208,5 ЧДС -2026,5 -416 984,5 2202,3 3261,2 4182 Показатель Инвестиции Чистый доход Изменение чистой дисконтированной стоимости по годам расчетного периода представлено на рисунке 5.1. 5000 4000 ЧДС, тыс. руб. 3000 2000 1000 0 0 1 1 2 2 3 3 4 4 5 5 -1000 -2000 -3000 Срок расчетного периода, лет Рис. 5.1. Изменение ЧДС во времени По графику, представленному на рис. 5.1, видно, что проект окупится в первой половине второго года расчетного периода. Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 48

Индекс доходности инвестиций – это отношение накопленного дисконтированного дохода за расчетный период к инвестициям: ИД = НДД 5 6208,5 = = 3,1 И 2026,5 Индекс доходности больше 1, следовательно, проект является эффективным. Также определить дисконтированный срок окупаемости можно с помощью формулы: Т ок . Д = − ln(1 − E  И / ЧД ) − ln(1 − 0,15  2026,5 /1852,1) = = 1,3 года ln(1 + E ) ln(1 + 0,15) Внутреннюю ставку дисконта (ВСД/IRR) – ставку, при которой приведенные доходы за расчетный период равны инвестициям, – можно определить в программе Microsoft Excel с помощью функции «ВСД»: ВСД = 0,5 = 50% 5.2. ВАРИАНТ №2 В данном варианте отсутствуют затраты на пропарку трубопроводов, так как все трубопроводы будут заменены на новые. Однако помимо зачистки емкостей потребуется их утилизация. Цена на откачку мазута, зачистку и утилизацию емкостей подрядной организацией составляет около pЕ = 7,5 тыс. руб. за м3. Тогда затраты на ликвидацию емкостей общим объемом VЕ = 72 м3 составят: ЗЕ = pЕ VЕ = 7,5  72 = 540 тыс. руб. В данном варианте используется одна емкость объемом 18 м3, следовательно, понадобится V ДТ = 18 м3 дизельного топлива. Затраты на его покупку: Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 49

ЗДТ = PДТ VДТ = 44 18 = 792 тыс. руб. Затраты на оборудование из табл. 5.1: Зоб . = 767,9 тыс. руб. Затраты на строительно-монтажные работы: ЗСМР = Зоб . = 767,9 тыс. руб. Остаточная стоимость мазута одинаковая для всех вариантов: ОСМ = 743 тыс. руб. Тогда инвестиции в проект составят: И = ЗЕ + ЗДТ + Зоб. + ЗСМР − ОСМ = 540 + 792 + 767,9 + 767,9 − 743 = 2124,8 тыс. руб. Положительный денежный поток аналогично варианту №1: ДП + = ЗМХ = 2362,5 тыс. руб./год В данном случае затраты на заработную плату персоналу отсутствует. Его заменит автоматическое оборудование. В текущем варианте установлен новый насос мощностью 2,2 кВт. Отсюда затраты на электроэнергию:  = PЭЭ  N  24 139 10−3 = 3  2, 2  24 139 10−3 = 22 тыс. руб./год ЗЭЭ Затраты на опробование трубопроводов и работы горелок одинаковы для всех вариантов: Зоп = 37,8 тыс. руб./год Отсюда отрицательный денежный поток будет равен:  + Зоп = 22 + 37,8 = 59,8 тыс. руб./год ДП − = ЗЭЭ Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 50

Тогда чистая прибыль составит: ЧП = ДП + − ДП − = 2362,5 − 59,8 = 2302, 7 тыс. руб./год Амортизация оборудования: А= Зоб . 767,9 = = 38, 4 тыс. руб./год Т об . 20 Чистый доход определяется как сумма чистой прибыли и амортизации: ЧД = ЧП + А = 2302, 7 + 38, 4 = 2341,1 тыс. руб./год Срок окупаемости: Т ок . = И 2124,8 = = 0,9 года ЧД 2341,1 Далее определяются дисконтированные показатели. Чистый дисконтированный доход на конец первого года: ЧДД1 = ЧД 2341,1 = = 2035, 7 тыс. руб. 1 (1 + E ) (1 + 0,15)1 К концу первого года накопленный дисконтированный доход составит: НДД1 = ЧДД1 = 2035, 7 тыс. руб. А чистая дисконтированная стоимость составит: ЧДС1 = НДД1 − И = 2035, 7 − 2124,8 = −89,1 тыс. руб. ЧДС за первый год отрицательная. Это означает, что к концу первого года расчетного периода проект не окупится. Дисконтированные показатели эффективности для всего расчетного периода представлены в табл. 5.3. Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 51

Таблица 5.3 Дисконтированные показатели эффективности варианта №2 Год 0 1 2 3 4 5 2124,8 0 0 0 0 0 0 2341,1 2341,1 2341,1 2341,1 2341,1 ЧДД 0 2035,7 1770,2 1539,3 1338,5 1163,9 НДД 0 2035,7 3805,9 5345,2 6683,7 7847,6 ЧДС -2124,8 -89,1 1681,1 3220,4 4558,9 5722,8 Показатель Инвестиции Чистый доход Изменение чистой дисконтированной стоимости по годам расчетного периода представлено на рисунке 5.2. 7000 6000 5000 ЧДС, тыс. руб. 4000 3000 2000 1000 0 -1000 0 1 1 2 2 3 3 4 4 5 5 -2000 -3000 Срок расчетного периода, лет Рис. 5.2. Изменение ЧДС во времени По графику, представленному на рис. 5.2, видно, что проект окупится уже на начало второго года расчетного периода. Индекс доходности инвестиций: ИД = Изм. Лист НДД 5 7847, 6 = = 3, 7 И 2124,8 № докум. Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 52

Индекс доходности больше 1, следовательно, проект является эффективным. Также определить дисконтированный срок окупаемости можно с помощью формулы: Т ок . Д = − ln(1 − E  И / ЧД ) − ln(1 − 0,15  2124,8 / 2341,1) = = 1,1 года ln(1 + E ) ln(1 + 0,15) Внутренняя ставка дисконта: ВСД = 0, 7 = 70% 5.3. ВАРИАНТ №3 Данный вариант отличается от предыдущего объемом вложенных инвестиций. Тогда затраты на ликвидацию емкостей аналогично варианту №2: ЗЕ = pЕ VЕ = 7,5  72 = 540 тыс. руб. В данном варианте, как и в варианте №1, понадобится V ДТ = 52 м3 дизельного топлива. Затраты на его покупку: ЗДТ = PДТ VДТ = 44  52 = 2288 тыс. руб. Затраты на оборудование из табл. 5.1: Зоб . = 1728,3 тыс. руб. Затраты на строительно-монтажные работы: ЗСМР = Зоб . = 1728,3 тыс. руб. Остаточная стоимость мазута одинаковая для всех вариантов: ОСМ = 743 тыс. руб. Тогда инвестиции в проект составят: Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 53

И = ЗЕ + ЗДТ + Зоб. + ЗСМР − ОСМ = 540 + 2288 + 1728,3 + 1728,3 − 743 = 5541,6 тыс. руб. Положительный денежный поток: ДП + = ЗМХ = 2362,5 тыс. руб./год Отрицательный денежный поток такой же, как и в варианте №2: ДП − = 59,8 тыс. руб./год Тогда чистая прибыль составит: ЧП = ДП + − ДП − = 2362,5 − 59,8 = 2302, 7 тыс. руб./год Амортизация оборудования: А= Зоб . 1728,3 = = 86, 4 тыс. руб./год Т об . 20 Чистый доход определяется как сумма чистой прибыли и амортизации: ЧД = ЧП + А = 2302, 7 + 86, 4 = 2389,1 тыс. руб./год Срок окупаемости: Т ок. = И 5541, 6 = = 2,3 года ЧД 2389,1 Далее определяются дисконтированные показатели. Чистый дисконтированный доход на конец первого года: ЧДД1 = ЧД 2389,1 = = 2077,5 тыс. руб. 1 (1 + E ) (1 + 0,15)1 К концу первого года накопленный дисконтированный доход составит: НДД1 = ЧДД1 = 2077,5 тыс. руб. Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 54

А чистая дисконтированная стоимость составит: ЧДС1 = НДД1 − И = 2077,5 − 5541, 6 = −3464,1 тыс. руб. ЧДС за первый год отрицательная. Это означает, что к концу первого года расчетного периода проект не окупится. Дисконтированные показатели эффективности для всего расчетного периода представлены в табл. 5.4. Таблица 5.4 Дисконтированные показатели эффективности варианта №2 Год 0 1 2 3 4 5 5541,6 0 0 0 0 0 Чистый доход 0 2389,1 2389,1 2389,1 2389,1 2389,1 ЧДД 0 2077,5 1806,5 1570,9 1366 1187,8 НДД 0 2077,5 3884 5454,9 6820,9 8008,7 ЧДС -5541,6 -3464,1 -1657,6 -86,7 1279,3 2467,1 Показатель Инвестиции Изменение чистой дисконтированной стоимости по годам расчетного периода представлено на рисунке 5.3. 3000 2000 ЧДС, тыс. руб. 1000 0 0 1 1 2 2 3 3 4 4 5 5 -1000 -2000 -3000 -4000 -5000 -6000 Срок расчетного периода, лет Рис. 5.3. Изменение ЧДС во времени Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 55

По графику, представленному на рис. 5.3, видно, что проект окупится в начале четвертого года. Индекс доходности инвестиций: ИД = НДД 5 8008, 7 = = 1, 4 И 5541, 6 Индекс доходности больше 1, следовательно, проект является эффективным. Также определить дисконтированный срок окупаемости можно с помощью формулы: Т ок . Д = − ln(1 − E  И / ЧД ) − ln(1 − 0,15  5541, 6 / 2389,1) = = 3,1 года ln(1 + E ) ln(1 + 0,15) Внутренняя ставка дисконта: ВСД = 0, 23 = 23% 5.4. СРАВНЕНИЕ ВСЕХ ВАРИАНТОВ Для сравнения всех вариантов их показатели экономической эффективности на конец расчетного периода сведены в табл. 5.5. Таблица 5.5 Показатели эффективности инвестиционных проектов Показатель Вариант №1 Вариант №2 Вариант №3 1 2 3 4 2026,5 2124,8 5541,6 1849,3 2302,7 2302,7 1852,1 2341,1 2389,1 Объем вложенных инвестиций, тыс. руб. Чистая прибыль, тыс. руб. Чистый доход, тыс. руб./год Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 56

Продолжение табл. 5.5 1 Срок окупаемости, лет 2 3 4 1,1 0,9 2,3 6208,5 7847,6 8008,7 4182 5722,8 2467,1 3,1 3,7 1,4 50% 70% 23% 1,3 1,1 3,1 Накопленный дисконтированный доход, тыс. руб. Чистая дисконтированная стоимость, тыс. руб. Индекс доходности инвестиций Внутренняя ставка дисконта, % Дисконтированный срок окупаемости, лет Разницу в эффективности проектов также можно оценить с помощью графика изменения их чистых дисконтированных стоимостей, представленного на рисунке 5.4. 7000 ЧДС, тыс. руб. 5000 Вариант №1 3000 1000 -1000 0 Вариант №2 1 2 3 4 5 Вариант №3 -3000 -5000 -7000 Срок расчетного периода, лет Рис. 5.4. Изменение ЧДС во времени для трех вариантов Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 57

Выводы, сделанные на основе полученных данных, представлены в заключении. ЗАКЛЮЧЕНИЕ Использование мазутного хозяйства в качестве резервного топлива на сегодняшний день является устаревший и неэффективным решением. В данной работе представлены три возможных варианта осуществления замены мазута на дизельное топливо. В основу решения об отказе от использования мазута лег тот факт, что данный вид топлива требует больших затрат на его содержание, при этом сам по себе используется редко и в небольших количествах. Предложенные варианты отличались главным образом по масштабам осуществляемых изменений: • вариант №1 предполагает максимально возможное сохране- ние прежнего состава оборудования с минимальными изменениями; • вариант №2 основан на полной замене оборудования, но рас- считан на меньшие объемы топливного хозяйства; • вариант №3 является наиболее масштабным и подразумевает полную замену мазутного хозяйства на дизельное с сохранением прежних объемов; Был осуществлен расчет и подбор необходимого оборудования для всех вариантов. Оборудование выбиралось из того, что на момент выполнения работы наиболее распространено на рынке. Выбор осуществлялся на основе уже реализованных проектов с резервным дизельным хозяйством. Такое решение наиболее распространено в автоматизированных модульных котельных. Во втором и третьем варианте применение автоматики позволило сократить численность персонала котельной на одного человека. Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 58

После выбора состава оборудования был осуществлен анализ экономической эффективности предложенных вариантов. Результаты анализа представлены в табл. 5.5. На основе полученных данных можно сделать следующие выводы: 1) вариант № 2 оказался наиболее эффективным, его чистая дис- контированная стоимость на конец 5 года составила 5,7 миллионов рублей (именно столько принес бы данный инвестиционный проект инвестору), а индекс доходности равен 3,7. Он же и окупится быстрее всех – за 1,1 года. Однако, стоит отметить, что данный вариант требует проведения большой юридической работы и велика вероятность, что тот или иной орган не дадут разрешения на его реализацию; 2) вариант № 1 самый простой в плане реализации, не требую- щий проведения почти никаких работ, оказался вторым по эффективности. Он за 5 лет позволит сэкономить почти 4,2 миллиона рублей, индекс доходности равен 3,1, а дисконтированный срок окупаемости 1,3 года; 3) вариант №3 самый неэффективный на рассматриваемом про- межутке времени. Этот вариант требует наибольших затрат и окупается дольше остальных – 3,1 года. Однако, чистый доход в данном варианте оказался самым большим (2,4 миллиона рублей в год). Это означает, что в очень далекой перспективе это решение могло бы с экономить больше денег. Хотя различие в этом показателе с вариантом №2 невелико (ЧД варианта №2 составляет 2,3 миллиона рублей в год). А вот индекс доходности инвестиций варианта №3 существенно ниже – 1,4. Чтобы убедиться в преимуществе варианта №2, достаточно посмотреть на рис. 5.4. Линия ЧДС данного варианта проходит выше остальных и пересекает ось абсцисс раньше. Это говорит о том, что за рассматриваемый расчетный период этот проект принесет больше средств и окупится первым. Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 59

Стоит отметить, что вариант №1 предполагает эксплуатацию старого оборудования. Это означает, что срок службы такого решения заметно меньше, а потребности в ремонте будут возникать чаще. Таким образом, все представленные в работе варианты по замене резервного источника котельной являются осуществимы и целесообразными. У каждого из них имеются свои преимущества и недостатки. Выбор конкретного решения зависит от целей и задач инвестора (в данном случае – компании ГУП «ТЭК СПб»). Возможно, комбинируя варианты, представленные в данной работе, можно составить еще более выгодный проект. Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 60

1) СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ Официальный сайт ГУП «ТЭК СПб» [Электронный ресурс] / Режим доступа: https://www.gptek.spb.ru 2) Котлы ДКВр. [Электронный ресурс] / Режим доступа: http://dkwr.ru 3) Горелка газомазутная ГМГ-5,0 лев. [Электронный ресурс] / Режим доступа: http://www.bikz.ru/production/oborudovanie/other4/other14/gmg-5_0_lev/ 4) ГОСТ 10585-75 Топливо нефтяное. Мазут. Технические усло- вия (с Изменениями N 1-5) 5) Заединов А.В. Целесообразность отказа от использования ма- зута в качестве резервного топлива // Colloquium-journal №9 (33), 2019. – С. 62-64. 6) СНиП 23-01-99* Строительная климатология (с Изменением 7) Погода и климат: Санкт-Петербург [Электронный ресурс] / N 1) режим доступа: http://www.pogodaiklimat.ru/summary.php?m=11&y=2018&id=26063 8) Интерполяция и Экстраполяция онлайн [Электронный ре- сурс] / Режим доступа: https://www.bl2.ru/matematic/interpolation.html 9) ГОСТ 305-82 Топливо дизельное. Технические условия (с Из- менениями N 1-8) 10) Сравнительная таблица теплотворных способностей некото- рых видов топлива [Электронный ресурс] / Режим доступа: http://ecolesnn.ru/tablitsa-teplotvornosti/ 11) СП 89.13330.2016 Котельные установки. Актуализированная редакция СНиП II-35-76 12) Галдин Н.С. Гидравлический расчет простого трубопровода. Методические указания для курсового проектирования по дисциплине Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 61

«Основы гидромеханики» / Галдин Н.С., Семенова И.А. – Омск: СибАДИ, 2012, 21 с. 13) Насос для перекачки топлива от компании ESPA [Электрон- ный ресурс] / Режим доступа: https://espa.ru/catalog/nasosy-dlya-toplivamasla/ 14) Danfoss официальный электронный магазин [Электронный ресурс] / Режим доступа: https://danfoss.pro 15) Емкости из пластика [Электронный ресурс] / Режим доступа: https://shop.rotoplast.ru 16) Насосное оборудование Pedrollo [Электронный ресурс] / Ре- жим доступа: https://www.pedrollo.ru 17) ТЕКОФИ, производитель промышленной запорной арматуры [Электронный ресурс] / Режим доступа: https://www.tecofi.fr/ru/ 18) VALTEC Инженерная сантехника [Электронный ресурс] / Ре- жим доступа: https://valtec.ru 19) Научно-производственное предприятие «СЕНСОР» [Элек- тронный ресурс] / Режим доступа: http://www.nppsensor.ru 20) ный Интернет-магазин Спецарматура Ростов-на-Дону официаль- сайт [Электронный ресурс] / Режим доступа: https://www.specarmatura.ru 21) Оборудование для АЗС АГЗС и нефтебаз [Электронный ре- сурс] / Режим доступа: https://www.azsk74.ru 22) Веста Челябинск – официальный сайт компании Веста [Элек- тронный ресурс] / Режим доступа: https://vestachel.ru 23) ЕВРОСТАЛЬ – официальный сайт [Электронный ресурс] / Ре- жим доступа: https://www.eurosteel-spb.ru 24) Теслюк Л. М. Оценка эффективности инвестиционного про- екта [Электронный ресурс] : учебное электронное текстовое издание / Л. М. Теслюк, А. В. Румянцева ; под редакцией М. В. Березюк ; Уральский Изм. Лист № докум. Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 62

федеральный университет имени первого Президента России Б. Н. Ельцина, Институт «Высшая школа экономики и менеджмента», Департамент НОЦ «ИНЖЭК», Кафедра экономики природопользования. — Екатеринбург, 2014. — 140 с. — Режим доступа: http://hdl.handle.net/10995/27977 ПРИЛОЖЕНИЯ Приложение 1 Ориентировочные на энергетические ресурсы Ресурс Условное обозначение Цена PГ , руб. за 1 м3 4,562 PДТ , руб. за 1 т (за 1 м3) 37840 (44000) PМ , руб. за 1 т (за 1 м3) 23000 (25800) Холодная вода PХВ , руб. за 1 т 20 Электроэнергия PЭЭ , руб. за 1 кВт 3 Газ Дизельное топливо (автомобильная доставка) Мазут (автомобильная доставка) Приложение 2 Значения коэффициентов часто встречающихся местных сопротивлений Тип местного сопротивления Коэффициент местного сопротивления  Вход в трубу 0,2 Поворот трубы на 90о (колено) 0,15 Задвижка при полном открытии 0,15 Различные краны при полном открытии Фильтр Изм. Лист № докум. 5,0 2..3 Подпись Дата ВКР.13.03.01.150276 ПЗ Лист 63

Рецензии:

Авторизуйтесь, чтобы добавить рецензию

- у работы пока нет рецензий -

Отзывы:

Авторизуйтесь, чтобы оставить отзыв