2.2 Анализ использования современной техники оао «Оренбургская тгк»

В предыдущем параграфе было отмечено, что в своем составе ОАО «Оренбургская ТГК» имеет четыре подразделения: Сакмарская ТЭЦ, Каргалинская ТЭЦ, Орская ТЭЦ-1 (в подчинении находится Медногорская ТЭЦ), Оренбургские тепловые сети.

Анализ оборудования, находящегося в ведении «Оренбургской ТГК», целесообразно рассмотреть по каждому из представленных структурных подразделений. Начать следует с Сакмарской ТЭЦ.

Оборудование Сакмарской ТЭЦ представлено в виде котлов и турбин, общей численностью 16 единиц. Котельное оборудование состоит из 10 котлов (см. Табл 2.1).

Таблица 2.1 – Котельное оборудование Сакмарской ТЭЦ

Наименование	Количество
Котлы водогрейные
ПТВМ-100	2
КВГМ-180	3
Котлы энергетические
ТП-80	3
ТГМЕ-436	2

Водогрейный отопительный котел ПТВМ-100 (пиковый теплофикационный водогрейный газомазутный) предназначен для получения горячей воды, температурой 110 - 150°С (см. Приложение А). Состав котла образуют следующие элементы: конвективная поверхность нагрева, газоплотные экраны топки и конвективного газохода, шесть горелок, две дутьевые машины, система рециркуляции продуктов сгорания на всас дутьевых машин. Для наглядности, основные технические параметры представлены в таблице (см. Табл. 2.2).

Таблица 2.2 – Технические характеристики котла ПТВМ-100

Показатель	Значение
Топливо	Газ/мазут
Теплопроизводительность, МВт	116,3
Давление воды на входе в котел, МПа	1,6
Давление воды на выходе из котла, МПа	1,0
Температура воды на входе, °С	70
Температура воды на выходе, °С	150
Расход воды через котел, т/час	1235
КПД котла, %	90,1
Средний срок службы, лет	20

Котел водогрейный газомазутный (КВГМ-180) изготовлен по Т-образной схеме, имеет две конвективные шахты с тремя конвективными пакетами (см. Приложение Б). Состоит котел из: конвективной поверхности нагрева, каменной топки, разделительного экрана, поворотного газохода, установки дробеочистки, нижних коллекторов и газомазутных горелок. Технические характеристики котла представлены в таблице (см. Табл. 2.3).

Таблица 2.3 – Технические характеристики котла КВГМ-180

Показатель	Значение
Топливо	Газ/мазут
Теплопроизводительность, МВт	209
Температура воды на входе в котел, °С	104
Температура воды на выходе из котла, °С	150
Расход сетевой воды через котел, т/час	3860
КПД котла при работе на, %
Газе	88,8
Мазуте	87,3
Средний срок службы, лет	17

Далее необходимо остановиться на энергетических котлах.

Энергетический котел ТП-80 предназначен для получения пара высокого давления при сжигании природного газа или мазута. В состав котла входит топочная камера, являющаяся восходящим газоходом, и опускная конвективная шахта, разделенная на два газохода. Технические характеристики представлены в таблице (см. Табл. 2.4).

Таблица 2.4 – Технические характеристики энергетического котла модели ТП-80

Показатель	Значение
Топливо	Газ
Производительность, т/час	420
Температура перегретого пара, °С	540
Давление перегретого пара, МПа	14
КПД котла, %	92,9

Энергетический паровой котел ТГМЕ-436 применяется для получения перегретого пара высокого давления, путем сжигания газа (мазута). Котел является однобарабанным, с естественной циркуляцией, поверхности нагрева имеют П-образную схему. Технические характеристики котла представлены в таблице (см. Табл. 2.5).

Таблица 2.5 – Технические характеристики энергетического котла модели ТГМЕ-436

Показатель	Значение
Топливо	Газ/мазут
Производительность, т/час	500
Температура перегретого пара, °С	560
Давление перегретого пара, МПа	13,8
КПД котла, %	94

Далее следует рассмотреть турбинное оборудование Сакмарской ТЭЦ. Турбинное оборудование ТЭЦ включает в себя 6 турбин различных марок (см. Табл. 2.6).

Таблица 2.6 – Турбинное оборудование Сакмарской ТЭЦ

Наименование	Количество
Т-50-130	1
Т-60-130	1
ПТ-65-130/13	1
ПТ-65/75-130/13	1
Т-110/120-130	2

Паровая теплофикационная турбина Т-110/120-130 с регенеративной и конденсационной установками предназначена для привода турбогенератора и выработки теплоты для подогрева сетевой воды. Турбина представляет собой 27-и ступенчатый одновальный агрегат с цилиндрами различного давления. Технические характеристики турбины представлены в таблице (см. Табл. 2.7).

Таблица 2.7 – Технические характеристики турбины Т-110/120-130

Показатель	Значение
Номинальная мощность, МВт	110
Максимальная мощность, МВт	120
Частота вращения ротора, об/мин	3000
Температура свежего пара перед стопорным клапаном, °С	555
Расход свежего пара на турбину, т/час	480
Максимальный расход пара на турбине, т/час	485

С 2006 по 2009 года на ТЭЦ осуществлялся инвестиционный проект модернизации турбины ПТ-60-130/13 на ПТ-65/75-10/13 (технические параметры турбины представлены таблично (см. Табл. 2.8)). Согласно отчетности, на его реализацию было затрачено порядка 357 млн. руб, при этом решились следующие задачи:

• снизился показатель выбросов в атмосферу вредных веществ;

• продлился срок эксплуатации турбины (28 лет), затраты, связанные с ремонтными работами сократились;

• повысилась безопасность работы ТЭЦ;

• повысилась мощность электростанции (на 5 МВт);

• возросла экономичность работы ТЭЦ и др.

Таблица 2.8 – Технические характеристики турбины ПТ-65/75-130/13

Показатель	Значение
Номинальная мощность, МВт	105
Температура пара перед турбиной, °С	555
Максимальный расход пара, т/час	400
Максимальный отбор пара на производство, т/час	250
Давление перед турбиной, МПа	13

Конденсационная паровая турбина Т-60-130 применяется для привода электрического генератора переменного тока и выработки пара для теплофикации, является результатом реконструкции турбины Р-50-130/13. Основные технические характеристики представлены таблично (см. Табл. 2. 9).

Таблица 2.9 – Технические характеристики турбины Т-60-130

Показатель	Значение
Номинальная мощность, МВт	60
Частота вращения ротора, об/мин	3000
Давление перед турбиной, МПа	13
Температура свежего пара, °С	555

Паровая конденсационная турбина Т-50-130, предназначенная для отпуска пара на нужды теплофикации, в своем составе имеет: генератор с водородным охлаждением, подогреватели высокого и низкого давления, конденсатор, конденсаторные насосы. Технические характеристики турбины изложены в таблице (см. Табл. 2.10).

Таблица 2.10 – Технические характеристики турбины Т-50-130

Показатель	Значение
Давление перед турбиной, МПа	13
Температура пара перед турбиной, °С	555
Максимальный расход пара, т/час	265
КПД генератора, %	98,6

Далее следует перейти к рассмотрению оборудования Каргалинской ТЭЦ.

Оборудование Каргалинской ТЭЦ представлено в виде котлов и турбин, суммарным количеством 13 единиц (см. Табл. 2.11).

Таблица 2.11 – Оборудование Каргалинской ТЭЦ

Наименование	Количество
Турбины
Р-50-130/13	4
ПТ-60-130/13	2
Котлы энергетические
ТП-80	7

Паровая турбина Р-50-130/13 – одноцилиндровая, с противодавлением, с одновенечной регулирующей ступенью и 16-ю ступенями давления. Основные технические характеристики представлены в таблице (см. Табл. 2.12).

Таблица 2.12 – Технические характеристики турбины Р-50-130/13

Показатель	Значение
Мощность, МВт	5
Скорость вращения ротора, об/мин	3000
Температура свежего пара, °С	550
Давление свежего пара, МПа	13
Максимальный расход пара, т/час	480

Паровая турбина ПТ-60-130/13 представляет собой одновальный агрегат, с регулируемым отопительными и производственными отборами пара. Технические характеристики турбины представлены таблично (см. Табл. 2.13).

Таблица 2.13 – Технические характеристики турбины ПТ-60-130/13

Показатель	Значение
Мощность, МВт	60
Давление перегретого пара, МПа	13
Температура перегретого пара, °С	565

Описание и технические характеристики энергетического котла, модели ТП-80 были рассмотрены при анализе котельного оборудования Сакмарской ТЭЦ.

Далее следует остановиться на оборудовании, представленном на Орской ТЭЦ-1.

Оборудование Орской ТЭЦ-1 представлено в виде котлов (5 единиц), установленной паропроизводительностью 1890 т/час, и турбин (4 единицы). Установленная мощность ТЭЦ – 245 МВт, вид сжигаемого топлива: газ 98,8%, мазут 1,2%.

Для покрытия пиковых тепловых нагрузок по горячему водоснабжению в зимний период установлены: 3 водогрейных котла ПТВМ - 180 и один котел КВГМ - 180.

Описание котла КВГМ – 180 уже приведено при анализе оборудования Сакмарской ТЭЦ, следовательно, необходимо перейти к рассмотрению котла ПТВМ – 180.

Котел ПТВМ – 180 (пиковый теплофикационный водогрейный газомазутный), теплопроизводительностью 209 МВт, предназначен для покрытия пиков теплофикационной нагрузки (см. Приложение В). Котел оборудован 20 газомазутными горелками с индивидуальным дутьевым вентилятором типа ВЦ-14-46 на каждой горелке. Подогрев воздуха в котле отсутствует. Регулирование производительности котла производится включением или отключением одной или нескольких горелок. Пределы регулирования производительности 30-100%. Изменение нагрузки котла производится за счёт изменения температуры воды, расход которой поддерживается постоянным. Котел рассчитан для работы в пиковом режиме по двухходовой схеме.

Основные технические характеристике представлены таблично (см. Табл. 2.14).

Таблица 2.14 - Технические характеристики котла ПТВМ – 180

Показатель	Значение
Топливо	Газ/мазут
Теплопроизводительность, МВт	209
Температура воды на входе, °С	110
Температура воды на выходе, °С	150
Давление воды на входе в котел, МПа	1,6
Давление воды на выходе из котла, МПа	1,0
Расход воды через котел, т/час	4390
КПД котла, %	91
Средний срок службы, лет	22

В состав Орской ТЭЦ-1 входит, с 2010 года, Медногорская ТЭЦ, но так как Орская ТЭЦ-1 обеспечивает теплом жилищно-коммунальный сектор как г. Орска, так и г. Медногорска, то анализировать оборудование Медногорской ТЭЦ будет нецелесообразно. Стоит лишь отметить тот факт, что на Медногорской ТЭЦ работают 3 паровых котла общей паропроизводительностью 120 т/час, газотурбинная установка мощностью 10 МВт с двумя котлами-утилизаторами, суммарной паропроизводительностью 28,0 т/час и турбоагрегат мощностью 4 МВт. Медногорская ТЭЦ имеет на своём балансе 5,66 км тепловых сетей в двухтрубном исполнении. Общая протяженность тепловых сетей обособленного подразделения - 765,83 км, в том числе арендованные сети – 627,2 в двухтрубном исполнении. В г. Медногорске на обслуживании находится 79,8 км тепловых сетей в двухтрубном исполнении, 8 центральных тепловых пунктов и 4 малых котельных.

Таким образом, суммарное количество котлов и турбин, находящихся в ведении Орской ТЭЦ-1 - 13 единиц.

Последнее, оборудование Оренбургских тепловых сетей.

На балансе Оренбургских тепловых сетей находится:

1. 1552 км тепловых сетей в однотрубном исчислении (в том числе 1372 км по Оренбургу и 180 км по Медногорску).

2. 148 центральных тепловых пункта (ЦТП).

3. 79 малых котельных.

4. Оренбургская котельная.

Общая паропроизводительность котельной - 245 т/час. Оренбургская котельная имеет на своем балансе 0,875 км тепловых сетей. В г. Оренбурге на обслуживании находится 686,03 км тепловых сетей в двухтрубном исполнении, 136 центральных тепловых пунктов и 74 малых котельных расположенных в различных районах города Оренбурга.

Рассмотрев технические характеристики оборудования указанных выше ТЭЦ, следует перейти к их экономическим характеристикам.

Так как оборудование ОАО «Оренбургская ТГК», а точнее, ее структурных подразделений преимущественно представлено в виде котлов и турбин, то анализ экономических характеристик целесообразно провести по котельному оборудованию.

Следует сравнить водогрейные котлы, марок ПТВМ-100, ПТВМ-180 и КВГМ-180 по показателям КПД, стоимости и сроку службы.

Коэффициент полезного действия котлов (КПД) представлен на рисунке 2.2.

Рисунок 2.2 – КПД водогрейных котлов

Из рисунка видно, что КПД анализируемых котлов колеблется в пределах от 87, 3 до 91%. Наивысший коэффициент у котла, марки ПТВМ-180 (91%), наименьший у котла КВГМ-180 (87,3%).

Далее, средний срок службы котлов (см. Рис. 2.3).

Рисунок 2.3 – Средний срок службы водогрейных котлов

В соответствии с рисунком, срок службы водогрейных котлов колеблется в пределах 17 – 22 лет. Из рассматриваемых котлов, наивысший срок службы имеет котел ПТВМ-180 (22 года), наименьший – КВГМ-180 (17 лет). Средний срок службы котла, марки ПТВМ-100 – 20 лет.

Последний из экономических показателей – стоимость (см. Рис. 2.4).

На основании рисунка, следует вывод о том, что котел КВГМ-180 самый дорогой из рассматриваемых (1323000 тыс. руб.), обусловлено это тем, что он наиболее современный из серийных водогрейных котлов и выступает модернизированным продолжением котлов, марки ПТВМ. Стоимость котла ПТВМ-180 – 13194033 тыс. руб., что на 35667 тыс. руб. меньше стоимости котла, марки КВГМ-180. Из анализируемых водогрейных котлов, наименьшую стоимость имеет устаревший котел ПТВМ-100 – 7342110 тыс. руб.

Рисунок 2.4 – Стоимость водогрейных котлов

Таким образом, представив экономическую характеристику водогрейных котлов, можно сделать следующие выводы:

1. Из анализируемых водогрейных котлов, наибольший КПД (91%) и срок службы (22 года) у котла, марки ПТВМ-180.

2. Модернизированный котел КВГМ-180 самый дорогой (13230000 тыс. руб.), но при этом с самыми минимальными показателями срока службы (17 лет) и КПД (87,3%).

3. Котел ПТВМ-100 значительно отличается по стоимости от котла КВГМ-180 (на 5887890 тыс. руб.) и котла ПТВМ-180 (на 5852223 тыс. руб.), КПД немного меньше КПД котла ПТВМ-180 (на 0,9%) и средний срок службы на 3 года больше, по сравнению с КВГМ-180.

Далее, исходя из отчета о прибылях и убытках ОАО «Оренбургская ТГК», необходимо посмотреть динамику изменения таких показателей, как выручка от продаж, прибыль от продаж и чистая прибыль (за 3 года).

Начать необходимо с выручки от продаж, которая представлена на рисунке 2.5.

Рисунок 2.5 – Выручка от продажи товаров, продукции, работ, услуг

Из рисунка видно, что выручка от продажи товаров, продукции, работ, услуг в 2011 году увеличилась, с 13174316 тыс. руб. до 13857955 тыс. руб., темп роста составил 105%, а темп прироста – 5%, что свидетельствует об увеличении выручки. В 2012 году, по сравнению с 2010 годом, также наблюдалось увеличение выручки от продаж с 13174316 тыс. руб. до 13847262 тыс. руб., темп роста составил 105%, темп прироста – 5%.

Следующий показатель – прибыль от продаж представлен на рисунке 2.6.

По данным рисунка видно, что прибыль от продаж в 2011 году сократилась с 2079327 тыс. руб. до 1695513 тыс. руб., темп роста составил 81,5%, а темп прироста минус 18,4%, т. е наблюдается снижение прибыли от продаж. В 2012 году, по сравнению с 2010 годом, также наблюдается уменьшение прибыли от продаж с 2079327 тыс. руб. до 1786276 тыс. руб., темп роста составил 86%, темп прироста – минус 14%, что также свидетельствует о снижении данного показателя.

Рисунок 2.6 – Прибыль от продаж

Наконец, чистая прибыль предприятия представлена на рисунке 2.7.

Рисунок 2.7 – Чистая прибыль предприятия

Из анализа рисунка следует, что чистая прибыль предприятия в 2011 году сократилась с 1644662 тыс. руб. до 518065 тыс. руб., темп роста составил 31,55, а темп прироста минус 68,5%, что свидетельствует о снижении чистой прибыли ОАО «Оренбургская ТГК». В 2012 году также наблюдается снижение чистой прибыли с 1644662 тыс. руб. (в 2010 году) до 1240538 тыс. руб., темп роста составил 75,4%, темп прироста минус 24,65%.

Последняя из экономических характеристик предприятия, на которой необходимо остановиться – это рентабельность продаж (см. Рис. 2.8).

Рисунок 2.8 – Рентабельность продаж ОАО «Оренбургская ТГК»

Из рисунка видно, что значения показателей рентабельности ОАО «Оренбургская ТГК» в 2012 году возросли, по сравнению с 2011 годом, на 0,67%, что связанно со снижением выручки от продаж и уменьшением себестоимости. В 2011 году, относительно 2010 года, рентабельность продаж снизилась на 3,55% за счет увеличения выручки от продаж и возрастанием себестоимости проданных товаров, продукции, работ, услуг.

Таким образом, анализ использования современной техники на предприятии проведен по котельному и турбинному оборудованию. Турбинное оборудование ТЭЦ проанализировано по техническим характеристикам. При анализе котельного оборудования использованы, как технические, так и экономические показатели. Из рассматриваемых водогрейных котлов, марок ПТВМ-100, ПТВМ-180 и КВГМ-180 наибольшую теплопроизводительность (209 МВт) имеют котлы ПТВМ-180 и КВГМ-209, наивысший КПД у котла ПТВМ-180 (91%), наименьший – у КВГМ-180 (87,3%). Средний срок службы рассматриваемых котлов колеблется в пределах 17-22 лет, а стоимость в пределах от 7342110 тыс. руб. до 13230000 тыс. руб. Исходя из отчета о прибылях и убытках предприятия было установлено, что выручка от продажи товаров, продукции, работ, услуг значительно увеличивается в 2011 (на 683639 тыс. руб.) и немного снизилась в 2012 году (на 10693 тыс. руб.). В свою очередь, прибыль от продаж в 2011 году снизилась (на 383814 тыс. руб.), а в 2012 году увеличилась на 90763 тыс. руб. Чистая прибыль ОАО «Оренбургская ТГК» в 2011 году резко сократилась, по сравнению с 2010 годом, на 1126597 тыс. руб. затем, в 2012 году резко увеличилась на 722473 тыс. руб. Наконец, рентабельность продаж предприятия в 2012 году увеличилась на 0,7%, по сравнению с предыдущим годом.