Разработка инструментов и процедуры проведения энергоаудита и обеспечение электробезопасности организации в организациях нефтехимической отрасли

Включение мероприятий, направленных на повышение энергоэффективности и энергосбережение, в программу энергосбережения должно проводиться посредством их отбора по величине внутренней нормы доходности и на основе процедуры ранжирования по значению разработанного относительного показателя величины приведенного экономического эффекта от экономии ТЭР на 1 рубль капитальных вложений. Это позволяет учесть финансовые ограничения, а также отобрать мероприятия с наибольшим достигаемым энергосберегающим эффектом.

Главным результатом реализации энергосберегающих мероприятий является экономия топлива, тепловой и электрической энергии, и, как следствие, уменьшение негативного влияния на окружающую среду и рост прибыли за счет снижения доли затрат на ТЭР в себестоимости готовой продукции.

энергоаудит бенчмаркинг ценологический нефтепереработка

Глава 3. Разработка показателей электропотребления и оценка объемов энергосбережения

3.1 Электрический баланс предприятия и показатели энергоэффективности энергетического паспорта

Московская область входит в число наиболее динамично развивающихся и инвестиционно привлекательных регионов. Основными отраслями региональной экономики являются нефтегазовый комплекс, черная и цветная металлургия, электроэнергетика, машиностроение.

Московская область относится к «старым» нефтедобывающим районам. В регионе добывается более 22,8 млн т сырой нефти, что составляет 4,5% от общероссийского объема нефтедобычи. Предприятия нефтеперерабатывающей отрасли ежегодно производят более 5 млн тонн нефтепродуктов.

При этом регион имеет достаточно хорошую базу углеводородного сырья, в том числе 172 нефтяных месторождения и составляют 661,95 млн т. Приоритетными направлениями развития отрасли является радикальная модернизация предприятий, переход на современные энерго- и ресурсо- эффективные технологии, снижение негативного воздействия на окружающую среду.

Нефтеперерабатывающий завод ОАО «НПП Нефтехимия» является одним из ведущих и стабильно развивающихся предприятий восточного Оренбуржья. Мощность завода по переработке нефти составляет 6,6 млн т в год. В состав предприятия входят 4 установки первичной переработки нефти, 2 установки каталитического риформинга; установка гидроочистки керосина; установка гидроочистки дизельного топлива; производство масел; битумное производство. Доля, занимаемая Обществом на рынке в России, составляет ? 2-3% в зависимости от вида продукции. Орский НПЗ работает на давальческом сырье. На предприятие поступает нефть с месторождений Башкортостана, Оренбургской, Саратовской областей и др. по железнодорожным путям (33 %) и по магистральным трубопроводам (67 %).Предприятие не осуществляет торговую деятельность, весь объем реализации продукции производится по реквизитным заявкам поставщиков давальческого сырья. Отгрузка нефтепродуктов осуществляется по трем направлениям: экспорт, внутренний рынок и сбытовые предприятия ЗАО «ФортеИнвест». Поскольку предприятие не является владельцем конечного продукта сокращение затрат на ТЭР для «НПП Нефтехимияа» особенно актуально.

С 2005 по 2011 г. предприятие входило в состав вертикально-интегрированного нефтяного холдинга «РуссНефть». До января 2015 г. основным партнером ОАО «НПП Нефтехимия» являлся ЗАО «ФортеИнвест», который в начале года выкупил 100 % акций предприятия.

Основные финансово-экономические показатели предприятия за период 2011 - 2014 гг. приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 Финансово-экономические показатели деятельности ОАО «НПП Нефтехимия» в 2011 - 2014 гг.

Источник: расчеты выполнены автором на основе данных бухгалтерской отчетности компании за 2011-2014 гг. [11]

Как видно из приведенных данных, направления изменения основных экономических показателей за анализируемый период нестабильны. Так, 2011 г. характеризуется самыми низкими показателями выручки от услуг нефтепереработки, прибыли от продаж, рентабельности прямых затрат и продаж. В 2012 г. имеет место значительное улучшение перечисленных показателей. В 2013 г. имеет место некоторое снижение уровней основных показателей (выручки от услуг по нефтепереработке, прибыли от продаж, чистой прибыли, рентабельности прямых затрат и продаж). В 2014 г. наблюдается рост выручки от реализации: выручка от реализации составила 9537818 тыс. руб., что на 2231961 тыс. руб. или 30,55 % больше значения данного показателя в 2013 гг. Однако в 2014 году, несмотря на полученную прибыль от продаж, предприятие имеет убыток 2293149 тыс. руб.

Основным фактором, повлиявшим на значительное снижение прибыли до налогообложения в 2014 г., является уменьшение прибыли от процессинга и увеличение прочих расходов, в основном за счет:

- дополнительных расходов связанных с получением кредита для комплексной программы модернизации завода, направленной на повышение качественных характеристик продукции;

- услуг банка по обслуживанию кредитного договора;

- расходов, связанных с выбытием основных средств и товарно-материальных ценностей, в связи с модернизацией завода.

В анализируемом периоде значение рентабельности прямых затрат колеблются от 26,6 % до 64,1 %. Увеличение рентабельности продаж в 2012 г. обусловлено тем, что темпы роста прибыли значительно опережали темпы роста выручки. В 2013 г. имеет место снижение рентабельности продаж, вызванное уменьшением прибыли от продаж относительно предыдущего года. Рентабельность продаж в 2014 г. достигла максимального значения в исследуемом периоде и составила 35,46 %, что в 1,9 раза больше уровня 2013г.

Расчетное значение коэффициента обеспеченности собственными средствами в 2011 г. составило 0,1, что не соответствует нормативному, а, следовательно, предприятие характеризуется неустойчивым финансовым положением. В 2012 г. значение этого коэффициента практически достигло рекомендуемого значения.

Отрицательные значения коэффициента в 2013 и 2014 гг. отражает отсутствие собственного оборотного капитала и свидетельствует о том, что все оборотные средства организации и часть внеоборотных активов сформированы за счет заемных источников. Предприятие имеет долговые обязательства перед Сбербанком после выхода из состава Русснефти.

Коэффициент рентабельности инвестированного капитала является одним из наиболее важных индикаторов конкурентоспособности и инвестиционной привлекательности. Для российских предприятий хорошим результатом считается положительное значение данного коэффициента. Для рассматриваемого предприятия в 2014 г. коэффициент имеет отрицательное значение ROI_net= -0,11, что свидетельствует о том, что в данном периоде инвестиции не окупались.

Предприятие является градообразующим. Налоговые отчисления завода составляют весомую часть городского бюджета. Размер выплат налогов и сборов ОАО «НПП Нефтехимия» в бюджет и внебюджетные фонды приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.2 Выплата налогов и сборов ОАО «НПП Нефтехимия» в 2012-2013 гг. (тыс. руб.)

Источник: годовые отчёты компании за 2011-2013 гг. [11, 23-25]

Производство на НПЗ развивается, улучшаются технологические процессы и улучшаются условия труда, ведется планомерная реконструкция и модернизация технологических установок. Основные производственные показатели деятельности предприятия приведены в таблице 3.3.

Для рассматриваемого завода характерна низкая глубина переработки нефти, но в ближайшей перспективе запланировано увеличение данного показателя. Светлые нефтепродукты составляют около половины переработанного на Орском НПЗ нефтяного сырья. В то же время «НПП Нефтехимия» производит высококачественную, конкурентоспособную продукцию: автобензины, дизельное топливо, авиакеросин, битум, мазут. Набор высокотехнологических процессов позволяет выпускать около 30 видов различной продукции (Таблица 3.4).

Продукция ОАО «НПП Нефтехимия» реализуется на внутреннем рынке России, преимущественно в центральных областях. Вместе с тем, география поставок продукции Орского НПЗ охватывает всю территорию страны. По данным на 2013 г. в общем объеме поставок на внутренний рынок доля Оренбургской области составляет по автомобильному бензину 36,2 %, по дизельному топливу 42,5 % и по топочному мазуту 6,4 %. В силу географического расположения, ОАО «НПП Нефтехимия» традиционно ориентирован на экспорт светлых нефтепродуктов. Внутренний рынок занимает в структуре поставок ОАО «НПП Нефтехимия» около 21%. Остальная продукция поставляется в страны СНГ (примерно 27 %), в страны дальнего зарубежья (около 52 %). Все это определило выбор ОАО «НПП Нефтехимия» в качестве объекта для оценки эффективности энергосберегающей деятельности.

Таблица 3.3 Производственные показатели деятельности ОАО «НПП Нефтехимия»

Источник: Составлено автором на основе годовых отчётов компании за 2011-2013 гг., данных официального сайта [11, 89]

Таблица 3.4 Продукция, выпускаемая на ОАО «НПП Нефтехимия»

Источник: Составлено автором на основе данных официального сайта [89]

Особенностью производственной деятельности предприятия в 2014 г. является проводимое одновременно с ней масштабное строительство в рамках Программы развития, начатой в 2012 г. Данная программа направлена на выполнение требований Технического регламента по улучшению качества моторных топлив, а также увеличение глубины переработки нефти. Программа развития включает в себя строительство новых объектов, реконструкцию и модернизацию действующих установок. Реализация Программы предусматривает значительный рост инвестиций в основной капитал предприятия. С 2011 по 2015 гг. капитальные вложения увеличились более чем в 30 раз.

Производственная структура предприятия состоит из 4 производственных цехов:

1) Цех № 1 (установка ЭЛОУ-АВТ-2, установка ЭЛОУ-АВТ-3, установка ЭЛОУ-АТ-5, установка ЭЛОУ-АВТ, установка 19-6М, установка 22-4, блок разделения риформата, блок ВОТ 19-6М, блок ВОТ АВТ-2, блок ВОТ АВТ-3);

2) Цех № 2 (установка 35-11/1, установка 35-11/2, Установка Т-6, факельное хозяйство 45-1, гидроочистка, насосная (налив сжиженных углеводородных газов));

3) Цех № 10 (товарное производство цеха №10, участок смешения цеха № 10, железнодорожный участок цеха №10, железнодорожный налив и слив);

4) Масляное производство (установка 36-2, установка 36-3, установка 36/37, установка 44, установка 37-1, установка 37-2, установка 37-4, установка 39-1, установка 39-2, установка 39-4, установка 42-2 (перекачка), участок химических реагентов №1, 2, железнодорожный налив) - цех был законсервирован в 2013 г.

На технологических установках предприятия установлено 48 печей. В печах предприятия используется два вида топлива: жидкое (мазут) и газообразное. Источником (мазута) являются технологические установки первичной переработки нефти. Источником газообразного топлива являются все технологические установки. На технологических установках к заводскому газу подмешиваются также местные сбросные газы. Кроме того предприятие получает природный газ и жидкое топливо.

Стратегический план развития ОАО «НПП Нефтехимия» направлен на создание технологической схемы, обеспечивающей выработку конкурентоспособной продукции, увеличение глубины переработки нефти и выхода светлых нефтепродуктов за счет переработки мазута.

В рамках модернизации предприятия в 2014 г. осуществлялись работы по проектам: «Строительство установки производства водорода с объектами ОЗХ (блок 1)», «Строительство установки гидрокрекинга вакуумного газойля», «Строительство установки висбрекинга», «Строительство ЦРП-1А», «Строительство установки производства серы», «Строительство установки вакуумной перегонки мазута ВТ-2» и «Замена внутренних устройств колонн вакуумных блоков установок ЭЛОУ-АВТ, ЭЛОУ-АВТ-3». В IV квартале частично введены на фонды проекты «Строительство установки изомеризации с объектами ОЗХ», «Реконструкция установки ЛЧ 24-2000», «Реконструкция установки 22-4».

На ОАО «НПП Нефтехимия» выполняются следующие целевые инвестиционные программы:

1) Программа информационных технологий;

2) Программа по охране труда и промышленной безопасности;

3) Программа по экологии;

4) Программа по безопасности;

5) Программа социальная;

6) Программа по автоматизации;

7) Программа по энергетике.

Реализация перечисленных инвестиционных программ на предприятии позволит:

- увеличить выхода светлых нефтепродуктов;

- обеспечить промышленной безопасности эксплуатации установок;

- сократить потери нефтепродуктов;

- повысить безопасность труда;

- сократить экологическую нагрузку.

Можно выделить основные факторы, способствующие улучшению результатов деятельности завода:

- повышение эффективности переработки нефти за счет реконструкции и модернизации производственных мощностей и внедрения современных процессов и технологий;

- повышение качества вырабатываемой продукции на основе применения более эффективных катализаторов, реагентов, используемых в процессе производства нефтепродуктов;

- снижение себестоимости продукции за счет снижения затрат на переработку нефти;

- автоматизация технологических процессов с внедрением распределяемых систем управления, обеспечивающих повышение контроля параметров технологического режима;

- решение экологических проблем с целью оздоровления экологической обстановки;

- увеличение доли производства экологически чистой продукции;

- повышение эффективности технической подготовки кадров.

3.2 Концепция учета, нормирования и анализа электрических параметров предприятий

Управление энергетическим хозяйством осуществляется службой главного энергетика. Данный отдел возглавляет главный энергетик, у которого в подчинении есть два заместителя: заместитель по парогазовоздухоснабжению (ПГВС) и заместитель по электроснабжению. Служба главного энергетика (СГЭ) подчиняется непосредственно главному инженеру и имеет в своём составе электроцех, цех ПГВС. Согласно положению о СГЭ отдел выполняет следующие задачи:

- организация технически правильной и безопасной эксплуатации, своевременного ремонта, сохранности энергетического оборудования и энергосистем;

- бесперебойное обеспечение предприятия электроэнергией, паром, сжатым воздухом, природным газом и другими видами энергии;

- контроль рационального расходования энергетических ресурсов на предприятии.

Производственная структура службы главного энергетика представлена на рисунке 3.1.

Рис. 3.1. Производственная структура службы главного энергетика

Для характеристики текущей ситуации, сложившейся в энергетическом хозяйстве предприятия был выполнен SWOT-анализ, результаты которого представлены в таблице 3.5. Были выявлены сильные стороны энергетического хозяйства и исходящие из них возможности, а также идентифицированы слабые стороны и возможные угрозы. Основными возможностями являются сокращение величины потерь ТЭР, выполнение требований Технического регламента по улучшению качества выпускаемых моторных топлив, а также увеличению глубины переработки нефти. Основную угрозу несет в себе высокий износ основных фондов исследуемого предприятия, что влечет за собой снижение экономического эффекта (относительно запланированного) от реализации энергосберегающих мероприятий.

Таблица 3.5 SWOT-анализ энергетического хозяйства ОАО «НПП Нефтехимия»

Источник: составлено автором

В 2012 г. исполняя требования ФЗ № 261, предприятие прошло энергетическое обследование, которое проводилось компанией «Городской центр экспертиз - Энергетика» (ГЦЭЭнерго), г. Санкт-Петербург. Орский НПЗ по результатам обследования получил энергетический паспорт предприятия. ГОСТы по энергосбережению и повышению энергоэффективности, а также международный стандарт ISO 50001:2011 «Система энергетического менеджмента» не внедрены в деятельность исследуемого предприятия

Предприятие ОАО «НПП Нефтехимия» потребляет несколько видов энергетических ресурсов:

- электрическую энергию;

- тепловую энергию собственной выработки;

- тепловую энергию, полученную от стороннего источника;

- природный газ;

- топливный газ (газ нефтепереработки); - жидкое топливо.

Для оценки энергетической эффективности предприятия были рассчитаны показатели энергоёмкости производства основной продукции (Таблица 3.6). По номенклатуре основной продукцией предприятия является переработка нефти, включая газовый конденсат, поэтому показатель энергоемкости производства основной продукции был рассчитан как отношение объема израсходованных при осуществлении основной деятельности ТЭР к объему переработанного нефтяного сырья. При пересчете количества потребленных ТЭР в т у.т. применялись следующие используемые на предприятии коэффициенты:

- электрическая энергия - 0,123;

- тепловая энергия - 0,152;

- газ природный - 1,1543.

Рассматриваемый период характеризуется снижением потребленных ТЭР (в т у.т.) на переработку одной тонны нефтяного сырья. Доля затрат на ТЭР в себестоимости нефтепереработки также постепенно снижается, но при этом превышает средние значения по отрасли (25 %). Наибольший удельный вес в себестоимости нефтепереработки по видам ТЭР приходится на электрическую энергию.

Таблица 3.6 Потребление ТЭР на производство основной продукции предприятием ОАО «НПП Нефтехимия» в 2011-2013 гг.

Источник: расчеты выполнены на основе данных годовых отчётов, отчётов о прибылях и убытках компании за 2011-2013 гг.

Структура потребления топлива, электрической и тепловой энергии цехами в 2012-2014 гг. представлена на рисунке 3.2. Потребление энергоресурсов каждой из производственных установок приведено в приложении А. Как видно на диаграмме, наибольшее потребление топлива осуществляется цехом № 1, в котором протекают первичные процессы: подготовка нефтяного сырья, атмосферная перегонка, вакуумная дистилляция. Второе место по потреблению топлива занимает цех № 2, в котором осуществляются вторичные процессы изомеризации, риформинга и гидроочистки. Кроме того, данный цех лидирует по потреблению тепловой и электрической энергии. Помимо производственных цехов большую долю топлива потребляет цех ПГВС (цех парогазовоздухоснабжения). Значительный удельный вес потребления теплоэнергии приходится на цех ВиК (цех водоснабжения и канализации). Примерно равные доли потребления электроэнергии приходятся на цеха № 1 и 2. Постепенная модернизация производства, реконструкция оборудования, списание устаревших производственных объектов объясняют заметное сокращение потребления ТЭР цехами в исследуемом периоде. Кроме того, на эффективное потребление ТЭР влияет работа установок на полную производственную мощность (в 2014 г. был переработан максимальный за последние десятилетия объём нефтяного сырья.)

Рис. 3.2. Структура потребления ТЭР производственными цехами ОАО «НПП Нефтехимия» в 2012 - 2014 гг., т у.т. Источник: построено автором по данным таблиц А.1, А2, А3 из приложения А

В 2013 г. безвозвратные потери составили 64069 т, что на 15 % ниже значения показателя в 2012 г. (Таблица 3.7). При этом доля улова углеводородов в технологических потерях увеличилась с 8,6 % до 9,4 %.

Таблица 3.7 Безвозвратные потери нефтяного сырья на ОАО «НПП Нефтехимия» в 2012-2013 гг.

Источник: Составлено автором на основе годового отчета компании ОАО «НПП Нефтехимия» за 2013 г.

Помимо технологических потерь, связанных с сырьем, на предприятии существуют технические потери ТЭР. Технические потери электроэнергии обусловлены физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии по электрическим сетям в силовых трансформаторах и электрических приемникам (электроприводах) и выражающимися в преобразовании части электроэнергии в теплоту в элементах сетей и электрооборудования. Технические потери в электрических сетях исследуемого предприятия включают две основные составляющие: нагрузочные потери электроэнергии (в силовых трансформаторах и линиях электропередач) и условно-постоянные потери электроэнергии (т.е. потери холостого хода в силовых трансформаторах).

Рис. 3.3. Динамика тепловых потерь и погрешности средств измерений на ОАО «НПП Нефтехимия» в 2012-2014 гг. (Гкал)

Показателем эффективности работы тепловых сетей является величина потерь тепловой энергии. Анализ структуры потребления тепловой энергии показал, что фактические потери в 2012 г. составляли 7,9 %. В 2013 и 2014 гг. величина запланированных потерь увеличивалась, при этом фактические потери в данном периоде имели также тенденцию увеличения. Доля фактических потерь в структуре потребления теплоэнергии в 2013 оказалась равной 9,8 % и сохранила в 2014 г. данный уровень. Соотношение нормативных величин потерь теплоэнергии и фактических представлено на рис. 3.3.

3.3 Применение и анализ методов нормирования электрических параметров предприятий и их подразделений

Оценка текущего состояния управления энергетическим хозяйством на исследуемом предприятии проводилась на основе разработанной методики внутреннего энергоаудита, механизм которой описан во второй главе. Акт об использовании результатов диссертационного исследования № 6/60 от 24.04.2015 г. представлен в приложении Б.

Экспертами для проведения оценки состояния энергоменеджмента по разработанной методике выступили пятеро сотрудников службы главного энергетика ОАО «НПП Нефтехимия». В ходе проведения внутреннего аудита для оценки применялась разработанная матрица энергоменеджмента. При ранжировании составляющих энергетической матрицы один из экспертов выставил по две пары связанных рангов. Для оценки согласованности экспертов при выставлении рангов был рассчитан коэффициент конкордации Кендэлла, значение которого составило W=0,79 (Таблицы 3.8 и 3.9). Таким образом, мнения экспертов можно считать согласованными. Расчётное значение критерия Пирсона ч² = 31,41, с помощью которого определялась значимость коэффициента конкордации Кендэлла, оказалось больше табличного значения. Следовательно, ранжирование составляющих энергоменеджмента пятью экспертами на уровне значимости б=0,05 согласовано. Составляющие энергоменеджмента были проранжированы в следующем порядке (от менее к более значимому): маркетинг, организационная структура, обучение персонала, планирование, проверка, мотивационное обеспечение, информационные системы, энергетическая политика и инвестиционное обеспечение.

Организационный профиль энергетического хозяйства ОАО «НПП Нефтехимия», построенный по результатам экспертных оценок персонала СГЭ, имеет несбалансированный вид (Рисунок 3.4) [127].

График имеет несбалансированный вид профиля, и четко видны элементы энергоменеджмента, которые требуют особого внимания. Как видно из графика, по таким составляющим энергоменеджмента, как обучение персонала и мотивационное обеспечение предприятие находится на низком уровне. «Сильной» стороной текущего состояния энергоменеджмента Орского НПЗ является инвестиционное обеспечение. Обусловлено это созданием общих условий для развития российской нефтепереработки, и, в первую очередь, в направлении на обязательное повышение глубины переработки нефти.

Таблица 3.8 Результаты экспертной оценки текущего состояния энергоменеджмента ОАО «НПП Нефтехимия»

Таблица 3.9 Расчет показателя согласованности мнений экспертов по ранжированию составляющих энергоменеджмента

Рассчитанный интегральный показатель состояния энергоменеджмента составил EM_t ?118. Согласно сформированным классам состояния энергоменеджмента (Таблица 2.5) главы 2 управление энергетическим хозяйством на исследуемом предприятии находится на хорошем уровне, но потенциал энергосбережения предприятия используется недостаточно. НПЗ необходимо совершенствовать структуру энергоменеджмента; уделить внимание мотивационному и маркетинговому обеспечению энергоменеджмента для улучшения деятельности, направленной на энергосбережение и повышение энергоэффективности на предприятии.

Рис. 3.4. Организационный профиль энергоменеджмента ОАО «НПП Нефтехимия»

Эффективное развитие промышленных предприятий предполагает дальнейшее совершенствование энергосберегающей деятельности даже при наличии достаточной энергоресурсной базы и технологической инфраструктуры. К такой деятельности нами отнесен любой проект (методика, технология), реализация которого способствует снижению издержек на первичные энергоресурсы, наиболее полному использованию вторичных энергетических ресурсов, повышению экологичности производства, рациональному использованию ТЭР, ресурсо- и энергосбережению.

Получение энергетического паспорта предприятия предполагает составление перечня возможных энергосберегающих мероприятий с приведением их кратких характеристик, таких как объем необходимых инвестиций, простой срок окупаемости и ожидаемых эффект от энергосбережения в натуральном и денежном выражении.

Конечным результатом внедрения таких мероприятий станет снижение потребления ТЭР, которое окажет воздействие на изменение следующих параметров:

- повышение уровня модернизации оборудования и производственного процесса;

- увеличение объема выпуска и повышение качества нефтепродуктов;

- снижение издержек;

- сокращение потерь ТЭР;

- повышение экологической безопасности.

Для иллюстрации методики отбора энергосберегающих мероприятий для формирования портфеля программы энергосбережения в работе рассмотрены инженерно-технические мероприятия, которые предложены для реализации на ОАО «НПП Нефтехимия» в результате прохождения внешнего энергетического обследования (по результатам внутреннего обследования, описанного в § 3.3.1 была выявлена необходимость реализации организационно-административных мероприятий по энергосбережению). Данные энергосберегающие мероприятия необходимо реализовать для решения существующих на нефтеперерабатывающем заводе технологических проблем.

Энергосберегающее мероприятие № 1 по внедрению частотно-регулируемого привода. Часть двигателей установок первичной переработки нефти работают с низким коэффициентом загрузки, что приводит к потерям электрической энергии в связи с низким КПД электродвигателя. В настоящее время наиболее энергоэффективным способом регулирования производительности электродвигателей является применение частотного регулируемого привода для изменения скорости вращения электродвигателя. При этом КПД электрической машины остается на номинальном уровне. При внедрении частотного регулируемого привода на слабозагруженных электродвигателях экономия электроэнергии в денежном выражении составит 4422,95 тыс. руб., при необходимых инвестициях на закупку и монтаж частотных преобразователей в размере 9207 тыс. руб.

Энергосберегающее мероприятие № 2 по внедрению компенсирующих устройств в сетях 0,4 кВ и 0,6 кВ. Компенсация реактивной мощности представляет собой целенаправленное воздействие на баланс реактивной мощности в распределительных сетях и с целью снижения потерь электроэнергии.

Для реализации рассмотрены мероприятия по данному направлению со сроком окупаемости по участку менее 10 лет. Стоимость частичного внедрения устройств компенсации реактивной мощности в распределительной сети 0,4 кВ составит 1483,5 тыс. руб. В результате будет получена экономия потребления электрической энергии на сумму 473,3 тыс. руб. Стоимость частичного внедрения устройств компенсации реактивной в распределительной сети 0,6 кВ обойдется предприятию в 4361,4 тыс. руб. Годовая экономия электрической энергии составит в денежном эквиваленте 2175,7 тыс. руб.

Энергосберегающее мероприятие № 3 по созданию информационной системы по учету теплоэнергии. Создание информационной системы по учету тепловой энергии, позволит:

- оперативно осуществлять мониторинг фактического потребления тепловой энергии всех видов;

- в режиме реального времени контролировать текущие удельные расходы тепловой энергии;

- фиксировать перерасходы и оперативно локализовать утечки и нерациональные расходы теплоэнергии.

Суммарный эффект (потенциал энергосбережения) от внедрения системы централизованного мониторинга составит 4168,1 тыс. руб. На реализацию мероприятия потребуется 7650 тыс. руб.

Энергосберегающее мероприятие № 4 по модернизации пароконденсатной системы. Для выявления эффекта от внедряемых мероприятий в пароснабжении необходима система точного учета. Создание такой системы должно преследовать следующие цели:

- контроль потребления пара отдельными установками предприятия с одновременным соотнесением к объемам переработки;

- наблюдение ...