инистерство образования российской федерации
Московский государственный текстильный университет имени А.Н. Косыгина
Кафедра «МиОП»
Курсовая работа по предмету:
«Организация производства и планирование»
Вариант № 35.
Выполнила: Каменская А.Ю.
группа 32зд – 05.
Проверила: Фадеева Е.В.
Москва 2010 г.
Содержание:
1.
Введение.
2.
Теплоснабжение текстильных предприятий
2.1.
Расчет капитальных затрат и годовых эксплуатационных расходов по промышленной котельной.
2.2.
Расчет капитальных затрат и годовых эксплуатационных расходов по тепловой сети.
3.
Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха на текстильных предприятиях.
3.1.
Расчет капитальных затрат на системы кондиционирования воздуха.
3.2.
Расчет годовых эксплуатационных расходов на системы кондиционирования воздуха.
3.3.
Расчет приведенных затрат и удельных технико-экономических показателей.
4.
Пути снижения себестоимости тепловой энергии на текстильных предприятиях.
Введение
В промышленности и на тепловых электростанциях широко распространены котлы для выработки водяного пара различных параметров с естественной или принудительной циркуляцией. Иногда для получения пара применяют особой конструкции и специализированного назначения:
· котлы с промежуточными теплоносителями;
· котлы с давлением в газовом тракте;
· реакторы и парогенераторы атомных электростанций;
· котлы, использующие теплоту газов технологических и энерготехнологических агрегатов, и пр.
Преимущественно применяемые в промышленности котлы с естественной или принудительной циркуляцией принципиально различаются только организацией гидродинамики в испарительных поверхностях нагрева.
В проектируемой промышленной котельной в районе Петербургэнерго устанавливаются котлы типа Е-3514, имеющие следующие характеристики:
| · Режим нагрузки максимально-зимний | ||
| · Расход пара на технологические нужды производства | 129 | т/час |
| · Отопительная нагрузка жилпоселка | 96 | Гкал/час |
| · Теплосодержание пара | 701 | ккал/кг |
| · Потери внутри котельной | 3 | % |
| · Расход пара на собственные нужды котельной | 31 | т/час |
| · Температура подпиточной воды | 104 | о
С |
| · Температура конденсата греющего пара подогревателя | 90 | о
С |
| · Потери тепла подогревателем в окружающую среду | 2 | % |
| · Число часов использования тепловой нагрузки на технологические нужды | 6000 | часов |
| · Число часов использования максимальной отопительной нагрузки жилпоселка | 2450 |
часов |
Паровой котел Е-3514 однобарабанный, вертикально-водотрубный, с естественной циркуляцией, газоплотный, с мембранными экранами предназначен для получения перегретого пара при сжигании природного газа.
Компоновка котла выполнена по П-образной сомкнутой схеме. Топка является первым (подъемным) газоходом. Во втором (опускном) газоходе расположены последовательно по ходу движения газов испарительные ширмы, конвективный пароперегреватель, экономайзер и вторая (по ходу воздуха) ступень воздухоподогревателя. Топка и опускной газоход в верхней части имеют общую газоплотную стенку, которая является задним испарительным экраном топки и одновременно фронтовой стеной верхней части опускного газохода. Первая ступень трубчатого воздухоподогревателя расположена в примыкающем к опускному газоходе.
Котел оснащается системой трубопроводов в пределах котла и арматурой, обеспечивающих его эффективную и надежную работу по поддержанию в котле необходимого солевого режима, допустимые температурные характеристики поверхностей нагрева при пусковых и эксплуатационных режимах, возможность организации контроля качества пара и воды и т.д.
Трубопроводы в пределах котла полностью дренируемы и имеют необходимую для этого трубопроводную обвязку с арматурой. Конструкция котла предусматривает возможность проведения предпусковых и эксплуатационных химических промывок и консервации на время простоя в резерве и ремонтах.
Схема тепловой сети имеет следующие технологические характеристики:
| · Теплоноситель | вода | |
| · Вид прокладки по участкам: | ||
| бесканальная на участках | l5
|
|
| в непроходных каналах на участках | l4; l6
|
|
| воздушная на участках | l1; l2; l3
|
|
| · Вид грунта на участках: | ||
| сухой на участках | l1; l2; l3; l5
|
|
| мокрый на участках | l4; l6
|
|
| · Расход теплоносителя по абонентам: | ||
| А | 61,57 | кг/с |
| В | 73,33 | кг/с |
| С | 11,84 | кг/с |
| Д | 20,23 | кг/с |
| · Средняя температура теплоносителя | 120 | С |
| · Температура окружающей среды на участках: | ||
| l5; l4: l6
|
0 | С |
| l1; l2: l3
|
-24 | С |
| · Удельные потери тепла с 1 метра изолированного трубопровода с учетом дополнительных потерь арматурой и опорами на участках: | ||
| l1; l2; l3
|
1,51 ккал/м.ч.С | |
| l4
|
1,29 ккал/м.ч.С | |
| l5
|
1,03 ккал/м.ч.С | |
| l6
|
1,28 ккал/м.ч.С | |
| · Число часов работы тепловой сети | 8400 | часов |
| · Напор воды в сети | 60 | м |
| · Коэффициент полезного действия насосной установки | 0,65 | |
Система кондиционирования воздуха состоит из следующих основных элементов:
· центрального кондиционера;
· источника хладоснабжения (пароводяной эжекторной холодильной машины);
· источника теплоснабжения;
· кондиционеров-доводчиков;
· сети воздуховодов.
В центральном кондиционере происходит тепловлажностная обработка воздуха путем непосредственного или косвенного его контакта с тепло- или хладоносителем. Обработанный воздух вентилятором кондиционера подается в сеть воздуховодов.
Свежий воздух очищается от пыли в фильтре, затем проходит через воздухонагреватель первого подогрева, где частично подогревается или охлаждается в зависимости от времени года. Затем происходит смещение свежего и рециркуляционного воздуха и полученная смесь подается в оросительную камеру, где осуществляется увлажнение смеси (в зимний период), адиабатическое охлаждение или охлаждение с осушением (в летний период). Далее увлажненный или осушенный воздух проходит через воздухонагреватель второго подогрева, где доводится до расчетных параметров и вентилятором кондиционера по системе воздуховодов, подается в обслуживаемое помещение. В обслуживаемом помещении воздух ассимилирует тепло- и влагоизбытки (в летний период) или компенсирует тепло- и влагопотери (в зимний период), частично забирается вентилятором рециркуляции и возвращается в кондиционер. Избытки воздуха в обслуживаемом помещении создают необходимый подпор, препятствующий проникновению загазованного и запыленного воздуха извне, и удаляются из обслуживаемого помещения через неплотности проемов.
Пароводяная эжекторная холодильная машина предназначена для хладоснабжения центральных кондиционеров. Охлаждение хладоносителя (воды) в холодильной машине основано на частичном его испарении при низком давлении, остаточное давление в испарителе холодильной машины равно 1,07 кПа (8 мм рт.ст.).
Сеть воздуховодов предназначена для транспортирования и распределения обработанного воздуха по обслуживаемым помещениям.
В целях повышения экономической эффективности СКВ и снижения накладных расходов применяются схемы с рециркуляцией воздуха. Часть воздуха из обслуживаемого помещения подается в кондиционер и смешивается со свежим воздухом, а далее смесь воздуха обрабатывается в кондиционере и вновь подается в обслуживаемые помещения.
Для хладоснабжения центральных кондиционеров применяется открытая или закрытая схема подачи хладоносителя в зависимости от местных условий. Закрытая (герметичная) схема хладоснабжения применяется при обработке воздуха в поверхностных теплообменниках (воздухоохладителях, воздухонагревателях) кондиционера (рис. 4). При такой схеме охлажденный хладоноситель насосом хладоносителя прокачивается через поверхностные теплообменники кондиционера, нагревается в них и подается в разбрызгивающие устройства испарителя холодильной машины. Открытая схема хладоснабжения применяется при обработке воздуха в оросительной камере. При такой схеме применяется хладоноситель (вода) питьевого качества ([1] и ГОСТ 2874-74). В этой схеме охлажденный хладоноситель откачивается насосом хладоносителя из испарителя холодильной машины и подается в бак холодного хладоносителя (бак-аккумулятор), откуда откачивается насосом оросительной камеры и подается в форсунки, где распыляется и охлаждает проходящий в кондиционере воздух. Отепленная вода насосом отепленного хладоносителя подается в бак отепленного хладоносителя, из которого самотеком за счет вакуума в испарителе холодильной машины поступает в разбрызгивающее устройство испарителя. При такой схеме хладоснабжения подпитка осуществляется в бак отепленного хладоносителя, а уровень его в испарителе холодильной машины поддерживается изменением расхода возвращаемого в испаритель хладоносителя.
В зимний период наружный воздух очищается от пыли, проходя через фильтр, далее нагревается в воздухонагревателе первого подогрева и в камере смещения смешивается с рециркуляционным воздухом. Смесь наружного и рециркуляционного воздуха проходит тепловлажностную обработку в оросительной камере, затем нагревается до необходимой температуры в воздухонагревателе второго подогрева и вентилятором по сети воздуховодов распределяется по обслуживаемым помещениям.
Если центральный кондиционер установлен на значительном расстоянии от обслуживаемого помещения или один кондиционер обслуживает несколько помещений с различными нормируемыми параметрами, на входе воздуха в каждое помещение в воздуховоде устанавливаются кондиционеры-доводчики. Они предназначены для доведения параметров воздуха до нормируемых для каждого конкретного помещения.
В состав кондиционера-доводчика входят поверхностный теплообменник и увлажняющее устройство (форсунки для разбрызгивания воды или для подачи пара).
Автоматическая система регулирования (АСР) предназначена для поддержания нормируемых параметров воздуха (температура, влажность) в обслуживаемых помещениях. Она повышает эксплуатационные и экономические показатели работы СКВ, обеспечивая защиту отдельных элементов от аварий. Схемы АСР различаются по виду используемой энергии (электрические, пневматические, гидравлические) и по характеру регулирования (количественное, количественно-качественное, качественное). Их выбор определяется назначением СКВ (комфортная, технологическая), требуемой точностью поддержания параметров и экономической целесообразностью. Для ТЭС наиболее часто проектируются АСР по методу качественного регулирования, при котором производительность СКВ по воздуху остается постоянной и в зависимости от параметров приточного воздуха изменяется количество рециркуляционного воздуха.
Рис. 1. Система кондиционирования воздуха:
1 - центральный кондиционер; 2 - вентилятор кондиционера; 3 - шумоглушитель;
4 - подающий воздуховод; 5 - обслуживаемое помещение; 6 - воздуховод рециркуляции;
7 - вентилятор рециркуляции; 8 - испаритель холодильной машины; 9 - насос хладоносителя; 10 - уравнительная линия
Рис.2. Примерная компоновка центрального кондиционера:
1 - контрфланец; 2 - гибкая вставка; 3 - приемный клапан; 4 - присоединительный лист;
5 - подставка; 6 - камера обслуживания; 7 - воздухонагреватель первого подогрева;
8 - воздушная камера; 9 - оросительная камера; 10 - масляный фильтр;
11 - воздухонагреватель второго подогрева; 12 - присоединительная лекция;
13 - направляющий аппарат; 14 - вентилятор кондиционера; 15 - электродвигатель;
16 - виброизоляторы; 17 - воздуховод приточного воздуха; 18 - проходной клапан;
19 - воздуховод рециркуляции
Система кондиционирования воздуха на проектируемой котельной имеет свои характеристики:
| · Количество и тип установленных кондиционеров | 2-КТЦ-200
|
|
| · Суммарная часовая производительность кондиционеров | 230000 | м3/ч |
| · Количество приточного воздуха | 220000 | кг/ч |
| · Часовой расход воды на доувлажнение воздуха | нет | |
| · Часовой расход холода в теплый период | 0,601 | гкал/ч |
| · Максимальный часовой расход тепла на первый подогрев | нет | |
| · Максимальный часовой расход тепла на второй подогрев | нет | |
| · Число и тип установленных холодильных машин | ФУУ-350
|
|
| · Количество влаги, усваиваемой приточным воздухом: | 2*22 | кВт |
| для холодного периода | 1,3 | г/кг |
| для переходного периода | 2,3 | г/кг |
| для теплого периода | 3,9 | г/кг |
| · Количество влаги усваиваемой в помещении: | ||
| для теплого периода | 0,002 | г/кг |
| для холодного периода | 0,003 | г/кг |
| · Число часов работы кондиционеров за год | 6350 | ч |
| · Длительность отопительного периода | 4320 | ч |
| · Энтальпия воздуха за камерой орошения в теплый период года | ||
| · Энтальпия наружного воздуха и число часов, в которые наблюдается данное теплосодержание | ||
| · Число смен работы кондиционеров | 3 | |
Экономические характеристики:
A.
для определения тепловой энергии на проектируемой котельной:
| · Вид используемого топлива: | ||
| 1 вариант | Кемеровский уголь | |
| 2 вариант | Печорский уголь | |
| 3 вариант | Газ | |
| · Коэффициент полезного действия котлов: | ||
| 1 вариант | 84 | % |
| 2 вариант | 84 | % |
| 3 вариант | 91 | % |
| · Калорийный эквивалент топлива: | ||
| 1 вариант | 0,863 | |
| 2 вариант | 0,749 | |
| 3 вариант | 1,19 | |
| · Цена топлива: | ||
| 1 вариант | 990 | руб./т.н.т. |
| 2 вариант | 975 | руб./т.н.т. |
| 3 вариант | 2400 | руб./т.н.т. |
| · Расстояние транспортировки топлива: | ||
| 1 вариант | 1650 | Км |
| 2 вариант | 2300 | Км |
| 3 вариант | - | |
| · Железнодорожный тариф на перевозку топлива: | ||
| 1 вариант | 2790 | руб./63т |
| 2 вариант | 3850 | руб./63т |
| 3 вариант | - | |
| · Расход химически очищенной воды на продувку котлов | 3 | % |
| · Коэффициент сепарации пара | 0,125 | |
| · Возврат конденсата из производства | 50 | % |
| · Подпитка теплосети | 28,8 | т/час |
| · Потери химически очищенной воды в цикле | 3 | % |
| · Себестоимость химически очищенной по оборудованию | 50 | руб/м.куб |
| · Норма амортизационных отчислений по оборудованию | 10 | % |
| · Удельные капитальные затраты на сооружение котельной: | ||
| газ, мазут | 1210 | тыс.руб/т.пара/час |
| уголь | 1630 | тыс.руб/т.пара/час |
| · Годовой фонд заработной платы, с начислениями на одного работника эксплуатационного персонала | 205,2 |
руб./чел. в год |
B.
для определения капитальных затрат и годовых эксплуатационных расходов по системе кондиционирования воздуха при следующих исходных данных:
| · Длина воздухов и удельные капитальные затраты по участкам | ||
| 450м | 16300 | руб/100м |
| 85м | 43300 | руб/100м |
| 5м | 50100 | руб/100м |
| · Общие капитальные затраты на пуск и наладку системы | 22,2 | тыс.рублей |
| · Капитальные затраты на 1 кондиционер | 35,5 | тыс.рублей |
| · Удельные капитальные затраты на систему доувлажнения воздуха | 205 | руб/литр/час |
| · Удельные капитальные затраты на 1 тыс. ккал/час холодопроизводительности | 582 |
руб |
| · Нормы амортизационных отчислений: | ||
| по кондиционерам и воздуховодам | 12 | % |
| по системе до увлажнения | нет | |
| по холодильным машинам | 10,5 | % |
| · Стоимость: | ||
| 1 Гкал тепла | нет | |
| 1 Гкал холода | 320 | рублей |
| 1 кВт-час электроэнергии | 62 | коп |
| 1 м3
воды |
45 | коп |
| · Годовой фонд заработной платы одного рабочего | 205,2 | тыс.руб/год |
| · Штатные коэффициенты: | ||
| по кондиционерам | 0,15 | чел.на кондиционер в смену |
| по приточным и вытяжным системам | 0,04 | |
| · Количество приточных и вытяжных систем | 6 | |
Теплоснабжение текстильных предприятий
1.
Расчет капитальных затрат и годовых эксплуатационных расходов по промышленной котельной
Расчет капитальных затрат и годовых эксплуатационных расходов выполняется по методике укрупненных расчетов.
a.
Расчет капитальных затрат на сооружение промышленной котельной:
Расчет капитальных затрат на сооружение промышленной котельной выполняется исходя из удельных капитальных затрат и суммарной часовой производительности котельной по следующей формуле:
,
где – удельные капитальные затраты на сооружение котельной; -
суммарная часовая паропроизводительность котельной:
,
где –
среднечасовой расход пара на технологические нужды предприятия; – часовой расход пара на собственные нужды;– часовой расход пара на сетевые подогреватели:
где –среднечасовой расход тепловой энергии на отопление и горячее водоснабжение жилпоселка;
–часовой расход подпиточной воды на подпитку тепловой сети;
–температура подпиточной воды;-
энтальпия свежего пара; ik
–энтальпия конденсата из сетевого подогревателя; 0,98 – коэффициент, учитывающий потери теплоты в сетевом подогревателе; Ср
–теплоемкость воды (4,19 кДж/кг°С
). (Перевод физических величин: 1 ккал
≈ 4,19 кДж
(1 ккал/час
≈ 4,19 кДж/час
)).
Откуда расчет капитальных затрат на сооружение промышленной котельной:
1 вариант (Кемеровский уголь):
2 вариант (Печорский уголь):
3 вариант (Газ):
b.
Расчет годовых эксплуатационных расходов на промышленной котельной:
Годовые расходы на промышленной котельной складываются из следующих составляющих:
,
где – затраты на топливо, идущее на выработку тепловой энергии; – затраты на химически очищенную воду; – затраты на заработную плату эксплуатационного персонала; – амортизационные отчисления по оборудованию котельной; –
затраты на текущий ремонт оборудования котельной; – общекотельные расходы.
A.
Затраты на топливо:
Затраты на топливо определяются по следующей формуле:
,
где –
годовой расход натурального топлива на котельной; – нормы потерь топлива при транспортировке от станции отправления до станции назначения и в топливном хозяйстве котельной; -
цена натурального топлива на месте потребления.
Нормы потерь твердого топлива в % при транспортировке его по железнодорожным путям МПС приведены в таблице 1.
Таблица 1. Нормы потерь твердого топлива, %
Вид вагона
|
Расстояние, км
|
||
До 750
|
От 751 до 1500
|
От 1501 и более
|
|
Полувагоны
|
0,6 |
0,7 |
0,8 |
Крытые вагоны
|
0,5 |
0,6 |
0,7 |
На платформах
|
0,8 |
0,9 |
1,0 |
Потери кускового угля в топливном хозяйстве котельной учитываются в следующих количествах (в % годового расхода угля):
Выгрузка из вагонов 0,1
На складе при перегрузках 0,2
На складе при хранение 0,2
Итого: 0,5
Для мазута потери при транспортировке составляют 0,25%, для газа потери при транспортировке равны 0.
Затраты на топливо определяются в последовательности:
1)
Определяется годовая выработка пара на промышленной котельной:
,
где 0,98 –
коэффициент, учитывающий потери тепловой энергии в цикле котельной; –
годовой расход пара на технологические нужды предприятия:
,
где –
среднечасовой расход пара на технологические нужды предприятия; –
число часов использования тепловой нагрузки на технологические цели.
–
годовой расход пара на собственные нужды котельной:
,
где – часовой расход пара на собственные нужды;
– число часов работы котельной (Режимный фонд времени работы оборудования ленинградского графика составляет 6152 часа).
–
годовой расход пара на сетевые подогреватели:
,
где – часовой расход пара на сетевые подогреватели; –
число часов использования максимальной отопительной нагрузки жилпоселка.
Откуда годовая выработка пара на промышленной котельной:
2)
Определяется годовая выработка тепловой энергии на промышленной котельной:
где –
годовая выработка пара на промышленной котельной; –
энтальпия свежего пара и питательной воды.
3)
Определяется годовой расход условного топлива:
,
где –
годовая выработка тепловой энергии на котельной; 29,3 — теплотворная способность условного топлива;
–
коэффициент полезного действия котлоагрегатов; – коэффициент, учитывающий потери топлива в нестационарных режимах (принимается равным 0,97).
1 вариант:
2 вариант:
3 вариант:
Определяется годовой расход натурального топлива:
,
где –
годовой расход условного топлива на котельной; –
калорийный эквивалент топлива (для твердого топлива и мазута – т.у.т./т.н.т
., для газа - т.у.т
./1000 м3
(Плотность природного газа в газообразном состоянии: 0,7 – 1 кг/м3
)). Значение калорийных эквивалентов для различных видов топлива приведены в задании на выполнение курсового проекта.
1 вариант:
2 вариант:
3 вариант:
4)
Определяется средняя цена топлива на месте потребления:
Цена топлива на месте потребления включает цену топлива на месте добычи и затраты на транспортировку топлива (для твердого топлива и мазута). Цены на топливо определяются согласно прайс-листам фирм-поставщиков топлива. Затраты на транспортировку топлива (твердое топливо, мазут) принимаются по действующим железнодорожным тарифам на перевозку топлива. Вид топлива выбирается в зависимости от заданного района сооружения котельной.
1 вариант:
2 вариант:
3 вариант:
5)
Определяются затраты на топливо:
1 вариант:
2 вариант:
3 вариант:
B.
Затраты на химически очищенную воду:
Затраты на химически очищенную воду определяются по формуле:
,
где – себестоимость 1 тонны химически очищенной воды (плотность воды: 1 г/см3
); – годовой расход химически очищенной воды:
где
–часовой расход подпиточной воды на подпитку тепловой сети;
– число часов работы котельной; Пвк
– потери внутри котельной; G
пк
– расход химически очищенной воды на продувку котлов.
Тогда
Откуда затраты на химическую очищенную воду:
C.
Заработная плата эксплуатационного персонала:
,
где – штатный коэффициент по эксплуатационному персоналу (принимаем равным = 0,15 чел/ГДж/час – для котельной, работающей на угле, и = 0,11 чел/ГДж/час – для котельной, работающей на газе); Ф –
годовой фонд заработной платы с премиями и начислениями одного рабочего эксплуатационного персонала; – часовая выработка тепловой энергии на промышленной котельной:
Откуда
Тогда
1 вариант (Кемеровский уголь):
2 вариант (Печорский уголь):
3 вариант (Газ):
D.
Амортизационные отчисления по оборудованию котельной:
,
где –
средняя норма амортизационных отчислений по оборудованию котельной; аоб
– доля затрат на оборудование, в общих капитальных затрат на сооружение котельной (принимается равной 0,6); Ккот
– капитальные затраты на сооружение промышленной котельной:
,
где –
удельные капитальные затраты на сооружение котельной; –
суммарная часовая паропроизводительность котельной, тонн:
.
Откуда расчет капитальных затрат на сооружение промышленной котельной:
1 вариант (Кемеровский уголь):
2 вариант (Печорский уголь):
3 вариант (Газ):
Тогда амортизационные отчисления по оборудованию котельной:
1 вариант:
2 вариант:
3 вариант:
E.
Затраты на текущий ремонт:
Затраты на текущий ремонт оборудования котельной учитывается в размере 20% амортизационных отчислений для закрытых и 30% для открытых котельных:
1 вариант:
2 вариант:
3 вариант:
F.
Общекотельные расходы:
Общекотельные расходы определяются в % от суммарных годовых эксплуатационных расходов в зависимости от вида сжигаемого топлива. Доля общекотельных расходов в суммарных годовых эксплуатационных расходах в зависимости от вида сжигаемого топлива приведена в таблице 2.
Таблица 2. Доля общекотельных расходов в суммарных годовых эксплуатационных расходах в зависимости от вида сжигаемого топлива.
Вид топлива
топлива
|
Отчисления в, %
|
Газ |
6 |
Мазут |
12 |
| Малозольные угли (Ар
< 5%) |
8,5 |
| Высокозольные угли (Ар
> 5%) |
10,5 |
Кемеровский уголь: зольность составляет 18 – 20 %. Печорский уголь: зольность равна 4 – 6%.
1 вариант:
2 вариант:
3 вариант:
Откуда годовые расходы на промышленной котельной равны:
1 вариант:
2 вариант:
3 вариант:
После определения годовых эксплуатационных расходов рассчитывается себестоимость отпущенной тепловой энергии по следующей формуле:
,
где –
годовая выработка тепловой энергии на котельной; –
годовой расход тепловой энергии на собственные нужды котельной:
,
–
годовой расход пара на собственные нужды котельной:
Откуда годовой расход тепловой энергии на собственные нужды котельной будет равен:
А себестоимость отпущенной тепловой энергии:
1 вариант:
2 вариант:
3 вариант:
Сведем полученные данные в таблицу.
Топливо
Показатель
|
Кемеровский уголь
|
Печорский уголь
|
Газ
|
| Капитальные затраты:
|
521600 | 521600 | 387200 |
| , тыс. руб
|
|||
| Затраты на топливо:
|
175444 | 202539 | 269105 |
| , тыс. руб/год
|
|||
| Затраты на воду:
|
4579 | 4579 | 4579 |
| , тыс. руб/год
|
|||
| Затраты на заработную плату:
|
24638 | 24638 | 18068 |
| , тыс. руб/год
|
|||
| Затраты на амортизацию:
|
31296 | 31296 | 23232 |
| , тыс. руб/год
|
|||
| Затраты на текущий ремонт:
|
6259 | 6259 | 4646 |
| , тыс. руб/год
|
|||
| Общекотельные расходы:
|
25433 | 22891 | 19178 |
| ,
тыс. руб/год |
|||
| Годовые расходы:
|
267649
|
292202
|
338808
|
| , тыс. руб/год
|
|||
| Себестоимость:
|
90
|
98
|
113,5
|
|
, руб/ГДж |
Таблица 3. Капитальные затраты и годовые эксплуатационные расходы по промышленной котельной.
Проанализируем полученные данные.
В процессе расчета получили три величины S
кот
и соответствующих каждому из данных видов топлива. Проанализировав эти величины можно сделать следующий вывод: себестоимость тепла наименьшая у Кемеровского угля.
Далее необходимо рассмотреть влияние каждого вида топлива на все составляющие себестоимости и выбрать наиболее выгодный вид топлива: наибольшие годовые расходы мы получили при использовании газа, а наименьшие при использовании Кемеровского угля.
1. При анализе влияния количества натурального топлива и его цены, возникает некоторое противоречие: чем качественнее топливо, тем выше у него калорийный эквивалент, тем меньше его количество потребляется для выработки заданного объема тепла, в то же время качественное топливо имеет большую цену. Необходимо сравнить рост калорийного эквивалента на более качественном виде топлива и сравнительно с базовым ростом цены, там, где влияние калорийности выше – Sт
увеличивается. Кроме того следует отметить, что на более низкосортном виде топлива КПД ниже, чем на газе.
2. Затраты на химическую очистку воды рассчитаны по сильно упрощенной методике, поэтому влияние вида топлива на этот показатель не возможно проследить.
3. Норма амортизационных отчислений зависит от вида используемого топлива. Дело в том, что при эксплуатации котельной на низкосортных видах топлива (угле, торфе) происходит более быстрый износ оборудования котельной, следовательно для низкосортных видов топлива величина амортизации выше. При использовании торфа, угля удельные капитальные затраты выше, чем при использовании газа, так как необходимо затратить деньги на такие сооружения котельной, как система складирования топлива, подготовления, гидрозоло удаления, чего при использовании газа нет. Следовательно капитальные затраты будут выше при использовании низкосортного топлива.
4. В общем виде затраты на текущий ремонт при использовании низкосортного топлива выше, чем при использовании газа, так как более интенсивная эксплуатация оборудования приведет к большим затратам на ремонт. Однако упрощенная методика не позволяет это в полной мере проследить, динамика изменений текущего ремонта, будет как и изменения показателя амортизации.
5. Величина штатного коэффициента при использовании низкосортного топлива выше.
6. Общекотельные расходы рассчитаны в % от суммы эксплуатационных расходов, а там доля топлива наибольшая. Поскольку доля общекотельных расходов в суммарных годовых эксплуатационных расходах определяется в зависимости от вида сжигаемого топлива, то для газа расходы будут наименьшими, в следствии того, что их доля значительно мала.
В ходе анализа показателей влияющих на тот или иной вид топлива можно сделать вывод, что по всем показателям предпочтительнее газ. Поскольку капитальные затраты и годовые эксплуатационные затраты, связанные с обслуживанием котельной гораздо меньше, чем при использовании угля. Однако затраты на топливо говорят об обратном: как видно из расчета годовых затрат на топливо самым экономичным является Кемеровский уголь.
Рассчитаем выгоду от использования газа в котельной:
При использовании газа, мы экономим
1. связанных с капитальными затратами котельной.
2. связанных с обслуживанием котельной
Однако очевидны и потери связанные с затратами на топливо:
Это характеризуется тем, что цена на газ за 1 т.н.т гораздо высшее чем цена за 1 т.н.т угля. Поэтому и себестоимость отпущенной тепловой энергии при использовании газа будет высшей. Но если учесть, что при использовании угля будут расходы связанные с утилизацией отходов и с загрязнением окружающей среды.
2.
Расчет капитальных затрат и годовых эксплуатационных расходов по тепловой сети
a.
Расчет капитальных затрат по тепловой сети:
Капитальные затраты на сооружение тепловой сети до абонента i
могут быть определены, исходя из капитальных затрат на сооружение участков j
тепловой сети и их доли в капитальных затратах на сооружение тепловой сети ведущей к каждому абоненту:
,
где – доля капитальных затрат, относящихся к j-му участку тепловой сети:
– капитальные затраты на j-ый участок тепловой сети:
,
где lj
– длина j
-го участка тепловой сети, имеющей dj
– диаметр трубопровода; а1
и а2
– постоянные коэффициенты, зависящие от конструкции сети и местных условий.
Для различных конструкций и местных условий разработаны ориентировочные значения коэффициентов a
1
и а2
.
При диаметре трубопровода от 150 до 1000 мм, т.е. при d
= 0,15 + 1,0м могут быть использованы значения а1
и а2
, приведенные в таблице 3.
Таблица 4. Ориентировочные значения коэффициентов а1
и а2
| Условия прокладки и вид грунта
|
а1
, руб/м |
а2
, руб/м2 |
1.
· в сухих грунтах · в мокрых грунтах |
75 200 |
1550 1700 |
2.
· в сухих грунтах · в мокрых грунтах |
100 175 |
1050 1100 |
3.
· в сухих грунтах · в мокрых грунтах |
150 175 |
1300 1400 |
Таким образом определяются капитальные затраты на прокладку одной трубы.
Для определения капитальных затрат на прокладку двух труб вводится коэффициент 1,43 – 1,61, т.е.
Суммарные капитальные затраты по участкам тепловой сети:
Определим доли капитальных затрат, относящиеся к каждому участку тепловой сети:
Рассчитаем капитальные затраты на сооружение тепловой сети до каждого абонента:
b.
Расчет годовых эксплуатационных расходов по тепловым сетям:
Годовые эксплуатационные расходы по тепловым сетям складываются из следующих составляющих:
,
где – амортизационные отчисления; –
затраты на текущий ремонт; – затраты на перекачку теплоносителя (для горячей воды); – затраты на заработную плату обслуживающего персонала (кроме персонала занятого ремонтом); – прочие затраты тепловой сети.
A.
Амортизационные отчисления:
Амортизационные отчисления, относящиеся к i
-му абоненту, подсчитываются по норме амортизации аам
(норма амортизации 5%)и капитальным затратам на тепловые сети, ведущие к i
-му абоненту:
,
где – капитальные затраты на сооружение тепловой сети до абонента i
.
B.
Затраты на текущий ремонт:
Затраты на текущий ремонт определяются в зависимости от капитальных затрат для каждого абонента:
Значение можно ориентировочно принимать равным 0,01, т.е. затраты на текущий ремонт за год в среднем составляют 1% от капитальных затрат на сооружение тепловой сети.
C.
Затраты на перекачку теплоносителя (для горячей воды):
Затраты на перекачку теплоносителя в основном определяются расходом электроэнергии на привод сетевых насосов. Эти затраты определяются при теплоносителе в виде горячей воды по следующей формуле:
где Эсет
н
–
годовой расход электроэнергии i
-м абонентом на привод сетевых насосов; Ц –
себестоимость электроэнергии (около 0,5 руб/кВтчас)
Годовой расход электроэнергии на привод сетевых насосов по i
-му абоненту может быть определен по формуле:
,
где Gi
–
расход воды в сети по i
-му абоненту; Н –
напор воды в сети; h
– число часов работы тепловой сети в год; g
– ускорение свободного падения (9,82 м/с2
); –
КПД насосной установки (0,6 - 0,7).
Откуда затраты на перекачку теплоносителя:
D.
Затраты на покрытие потерь тепла в тепловой сети:
Затраты на покрытие потерь тепла в тепловой сети, относящиеся к i
-му абоненту, определяются по формуле:
,
где –
себестоимость тепловой энергии, поступающей в тепловую сеть (210 руб./ГДж); –
потери тепла в тепловой сети, относящиеся к i
-му абоненту:
,
где ω
j
– доля потерь тепла в тепловой сети на j
-ом участке; – потери тепла в тепловой сети на j
-ом участке:
,
где t
т
–
среднегодовая температура теплоносителя; t
о.с
– среднегодовая температура для грунта илиокружающей среды;lj
– длина j-го участка тепловой сети;
h
–
годовое число часов работы тепловой сети; ∆
qj
– удельные потери тепла с 1 метра трубопровода.
Для определения потерь тепла при двухтрубной прокладке вводится коэффициент 1,43 – 1,61, т.е.:
Суммарные потери тепла по участкам тепловой сети:
Определим доли потерь тепла, относящиеся к каждому участку тепловой сети:
Откуда потери тепла в тепловой сети к каждому абоненту:
Теперь рассчитаем затраты на покрытие потерь тепла в тепловой сети, относящиеся к каждому абоненту:
E.
Затраты на заработную плату обслуживающего персонала:
Затраты на заработную плату обслуживающего персонала, обслуживающего i
-ый абонент тепловой сети, кроме персонала, занятого ремонтом, ориентировочно могут определяться следующим образом:
,
где – штатный коэффициент для обслуживающего персонала (0,3 чел/Гкал/час); Ф –
годовой фонд заработной платы с премиями и начислениями одного рабочего эксплуатационного персонала; –
расчетная тепловая нагрузка i
-го абонента тепловой сети:
,
где – потери тепла в тепловой сети, относящиеся к i
-му абоненту; – количество тепла отпускается для i
-го абонента:
,
где h
’
– теплосодержание (энтальпия) теплоносителя (h
’
=
503,8 кДж/кг
); Gi
–
расход воды в сети по i
-му абоненту; 3600 – время (1 час = 3600 с).
Определим потери тепла в тепловой сети, относящиеся к каждому абоненту в час:
Откуда расчетная тепловая нагрузка каждого абонента тепловой сети:
Тогда затраты на заработную плату обслуживающего персонала по тепловой сети:
После определяем годовые эксплуатационные расходы по тепловым сетям:
После определения годовых эксплуатационных расходов рассчитывается себестоимость передачи 1 ГДж тепла по тепловым сетям к каждому абоненту по следующей формуле:
Сведем полученные данные в таблицу.
Таблица 5. Капитальные затраты и годовые эксплуатационные расходы по тепловой сети.
Абонент
Показатель
|
А
|
В
|
С
|
D
|
Капитальные затраты:
, тыс. руб
|
645 | 444 | 206 | 106 |
Амортизационные отчисления:
|
32,3 | 22,2 | 10,3 | 5,3 |
Затраты на текущий ремонт:
, тыс. руб/год
|
6,45 | 4,44 | 2,06 | 1,06 |
Затраты перекачку теплоносителя:
, тыс. руб/год
|
234,5 | 279 | 45 | 77 |
Затраты на покрытие потерь тепла:
, тыс. руб/год
|
1197 | 1001 | 484 | 254 |
| Затраты на заработную плату:
, тыс. руб/год |
28631 | 34151 | 5468 | 9430 |
,тыс. руб/год
|
30101,1
|
35457,6
|
5964,4
|
9767,4
|
, руб/ГДж
|
32,3
|
31,9
|
33,5
|
31,8
|
В процессе расчета получили пять величин S
тс
и соответствующих каждому абоненту тепловой сети. Проанализировав эти величины можно сделать следующий вывод: главным определяющим фактором, от которого зависит себестоимость тепла, является удаленность абонента от насосной станции. В данном случае ближе всех от насосной станции находится абонент D
и затраты на транспортировку к нему тепла наименьшие.
Абонент D
находится ближе к насосной станции, чем абонент C
, но годовые эксплуатационные затраты больше чем затраты на абонент С
. Здесь главную роль сыграла величина расхода, которая непосредственно учитывается при расчете количества тепла, отпускаемого для i-го абонента (Qотп)
, которая в свою очередь влияет на затраты на заработную плату. Во всех остальных случаях затраты на абонент С
значительно превышают затраты на абонент D
. Но при расчете годовых эксплуатационных затрат по абонентам самые большое значение получилось у абонента B
, чем у абонента A
, поскольку значительно при расчетах влияет расхода теплоносителя.
Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха на текстильных предприятиях
1.
Расчет капитальных затрат на системы кондиционирования воздуха
Капитальные затраты на системы кондиционирования воздуха исчисляются на основе смет.
Сметная стоимость системы кондиционирования воздуха определяется по формуле:
,
где К1
– стоимость систем кондиционирования воздуха:
К1
= К1
' + К1
",
где К1
"
– капитальные затраты на воздухораспределительные устройства:
К1
'
– капитальные затраты на центральные кондиционеры с учетом затрат на монтаж и помещение под оборудование:
К1
' = Цконд
∙
1,3,
где 1,3 – коэффициент, учитывающий затрат на помещение под оборудование транспортировку, монтаж и пр.; Цконд
– капитальные затраты на центральные кондиционеры.
Откуда стоимость систем кондиционирования воздуха:
К2
– затраты на пуск и наладку систем:
Затраты на пуск и наладку системывключают:
1. Затраты на испытание вентиляционных сетей.
2. Затраты на испытание и регулирование установок кондиционера.
3. Затраты на испытание и регулирование холодильных машин.
4. Затраты на испытание и регулирование средств автоматики в установках кондиционирования воздуха и вентиляции.
Затраты на пуск и наладку системы определяются по справочникам и приведены в задании на выполнение курсового проекта.
К3
– затраты по устройству холодоприготовительного центра и сетей для транспортировки холода в доле пропорциональной холодильной нагрузке помещения:
Затраты по устройству холодоприготовительного центра и сетей для транспортировки холода равны нулю в том случае, если холод покупается со стороны. В противоположном случае, затраты по устройству холодоприготовительного центра и сетей для транспортировки холода определяются на основании данных об удельных капитальных затратах на 1 тыс.ккал/час холодопроизводительности.
К4
– затраты на системы доувлажнения воздуха в производственных цехах (нет):
Величина затрат на системы доувлажнения воздуха в производственных цехах определяется в зависимости от мощности систем доувлажнения.
Тогда капитальные затраты на системы кондиционирования воздуха:
2.
Расчет годовых эксплуатационных расходов на системы кондиционирования воздуха
В сумму годовых эксплуатационных расходов включаются все расходы по эксплуатации систем кондиционирования воздуха, включая расходы по холодоснабжению.
Годовые эксплуатационные расходы определяются по формуле:
,
где S
ам
– затраты на амортизацию, состоящие из суммы отчислений на капитальный ремонт и восстановление систем; S
т
,
S
х
,
S
э
,
S
в
– стоимость потребляемых в точение года энергоресурсов – тепла, холода, электроэнергии, воды; S
зп
– затраты на заработную плату эксплуатационного персонала; S
тр
– расходы по текущему ремонту и профилактическому осмотру.
A.
Затраты на амортизацию:
Затраты на амортизацию определяются по формуле:
,
где – норма амортизационных отчислений по центральным системам кондиционирования воздуха, в процентах от их сметной стоимости и затрат на пуск и наладку систем; – норма амортизационных отчислений по холодоприготовительному центру в процентах от затрат по устройству центра и сетей для транспортировки холода; – норма амортизационных отчислений по системам доувлажнения воздуха.
B.
Затраты на текущий ремонт:
Затраты на текущий ремонт принимаются в размере 20% от суммы амортизационных отчислений:
C.
Затраты на заработную плату эксплуатационного персонала:
Затраты на заработную плату эксплуатационного персонала определяется по формуле:
,
где Чсн
– число смен работы оборудования в течение суток; Фзп
– годовой фонд заработной платы одного рабочего;
m
– количество систем; – норматив численности эксплуатационного персонала по обслуживанию систем отопления и кондиционирования воздуха, чел/систему в смену (штатный коэффициент)
. Количество эксплуатационного персонала в 1 смену на 1 систему по центральным кондиционерам составляет 0,15 чел/систему в смену, приточные (сухие) рециркуляционные и вытяжные установка 0,04 чел/систему в смену
.
D.
Стоимость тепла, потребляемого в течении года, при снабжении теплом от ТЭЦ или котельной:
Стоимость тепла, потребляемого в течении года, при снабжении теплом от ТЭЦ или котельной определяются по формуле:
,
где Цт
– тариф на отпускаемую ТЭЦ тепловую энергию, в составе которого топливная составляющая принята по замыкающим затратам на топливо;Q
т
– годовой расход тепла, определяемый исходя из часового расхода тепла в холодный период года на первый подогрев и на систему доувлажнения воздуха.
При получении тепла от котельной, затраты на тепло определяются исходя из себестоимости 1 Гкал тепла, отпускаемой с котельной.
где QI
– годовой расход тепла на первый подогрев (нет); Q
доувл
– годовой расход тепла на нагревание воды, распаляемой системой доувлажнения (нет).
E.
Стоимость холода:
Стоимость холода рассчитывается в том случае, если холод поступает со стороны:
,
где Цхол
– цена холода (определяется по ценам организации-производителя холода);W
хол
– годовой расход холода:
Откуда стоимость холода, поступающего со стороны:
F.
Стоимость электроэнергии, потребляемой в течение года:
Стоимость электроэнергии, потребляемой в течение года, рассчитывается по формуле:
,
где Цэ
– удельные замыкающие затраты на электроэнергию; W
э
– годовой расход электроэнергии по системе:
,
где 0,7 – коэффициент, учитывающий степень использования активной мощности за год; N
у
– номинальная мощность электродвигателя; t
– число часов работы электродвигателя в год.
Тогда стоимость электроэнергии:
G.
Стоимость воды, потребляемой в течении года:
Тариф на воду учитывает затраты на подачу воды потребителю и отвод её в канализацию. Стоимость артезианской воды калькулируется по местным данным, исходя из стоимости скважины, нормативов отчислений на амортизацию и текущий ремонт, численности и годового фонда заработной платы обслуживающего персонала, затрат на электроэнергию, потребляемую насосами.
Стоимость воды, потребляемой в течение года, определяется по формуле:
,
где Цв
– тариф на воду; В
– годовой расход воды:
,
гдеq
доувл
– расход воды на доувлажнение воздуха в помещении (нет); q
конд
– годовой расход воды на подпитку кондиционера (складывается из расходов: на пополнение воды, усваиваемой приточным воздухом при его обработке в камере орошения; на периодическую смену воды в системе; на непроизводительные потери
,
где Δ
d
х
– количество влаги, усваиваемой приточным воздухом в расчетном режиме холодного периода года; Δ
d
п
– то же в переходном режиме при параметрах наружного воздуха (t
н
= + 10 С° и φн
= 70 %
); Δ
d
т
– то же в теплый период года; G – количество приточного воздуха; t – число часов работы системы в год; 2 – коэффициент, учитывающий непроизводительные потери в системе и периодическую смену воды в поддонах камер орошения.
Тогда годовой расход воды:
А стоимость воды, потребляемой в течение года:
Определяем годовые эксплуатационные расходы:
3.
Расчет приведенных затрат и удельных технико-экономических показателей
Удельные эксплуатационные расходы:
,
где S
– годовые эксплуатационные расходы; L
к
– суммарная часовая производительность кондиционеров.
Удельные капитальные расходы:
,
где К
– капитальные затраты; L
к
– суммарная часовая производительность кондиционеров.
Приведенные затраты:
,
где S
– сумма годовых эксплуатационных расходов; K
– сумма капительных затрат; E
н
– нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (для текстильных предприятий E
н
= 0,15).
Пути снижения себестоимости тепловой энергии на текстильных предприятиях
Снижение себестоимости энергетической продукции оказывает существенное влияние на повышение рентабельности не только энергетических, но и многих, особенно энергоемких, промышленных предприятий.
Снижение себестоимости может быть достигнуто за счет экономии сырья, материалов, топлива, энергии, лучшего использование основных фондов, трудовых ресурсов.
Относительно энергохозяйства существуют два пути снижения себестоимости продукции:
1. Снижение себестоимости единицы энергии (1 кВт, 1 Гкал, 1 ГДж).
2. Экономия энергии. Сокращение расходов энергии - один из источников снижения себестоимости продукции. Экономное ее расходование имеет большое значение особенно в условиях растущих цен на энергоносители.
Для энергохозяйства себестоимость того или иного вида энергии – это выраженные в денежной форме затраты энергохозяйства на выработку (или получение со стороны) и передачу потребителям энергии.
Некоторые из путей снижения себестоимости энергетической продукции обусловлены внешними, не зависящими от работников условиями, а также другие могут быть предусмотрены при проектировании и строительстве или достигнуты при эксплуатации.
Для снижения себестоимости в условиях действующего предприятия могут быть проведены мероприятия:
· реконструктивного характера (реконструкция хвостовых поверхностей, нагрева котлов, лопаточного аппарата дымонасосов, компрессоров или турбин, конденсаторов турбин и т.п.);
· режимного характера (выбор оптимального состава работающего оборудования, установление оптимального распределения нагрузки между работающими энергогенерирующими агрегатами и др.);
· направленные на снижение потерь:
a) топлива при хранении и транспортировке;
b) энергетической продукции при передаче ее потребителям и расходуемой на собственные нужды;
c) материалов, масел и др.;
направленные на использование тепла уходящих газов, отработанного пара, тепла испарительного охлаждения и др.;
· организационно-технического характера (механизация и автоматизация производственных процессов и ремонтных работ, расширение зон обслуживания, укрупнение и объединение мелких административно-управленческих отделов, централизация работ по планированию и др.).
Важнейшие пути снижения себестоимости энергетической продукции, которые могут быть использованы на стадии проектирования:
1. Повышение единичных мощностей энергогенерирующего оборудования и предприятий в целом.
2. Применение безотходных производств.
3. Использование более дешевых и экономичных видов топлива.
4. Применение комбинированных энергетических и энерготехнологических установок.
5. Разработка рациональных схем топливо- и энергоснабжения, включающих использование побочных (вторичных) энергоресурсов.
6. Рациональная организация строительства, включающая сокращение сроков строительства, использование местных строительных материалов и др.
Целесообразность проведения того или иного мероприятия должна быть установлена на основе технико-экономического расчета. При этом необходимо учитывать не только затраты (стоимость) на проведение мероприятия, но и условия надежности энергоснабжения, технику безопасности, условия труда.
Снижение себестоимости энергетической продукции оказывает существенное влияние на повышение рентабельности не только энергетических, но и многих, особенно энергоемких, промышленных предприятий.
Любой технико-экономический расчет начинается с установления/определения статей расходов, зависящих от искомого варианта или параметра.
В большинстве задач технико-экономического расчета в области теплофикации приходится учитывать следующие зависимые статьи расходов:
Капиталовложения:
- капиталовложения в энергогенерирующие установки (в нашем случае это сумма капитальных вложений в сооружение котельной);
- капитальные вложения в топливодобычу (топливная база и транспорт топлива);
- капитальные вложения в электрические сети и трансформаторные подстанции;
- капитальные вложения в тепловые сети Ктс
.
- капитальные вложения в абонентские установки.
Ежегодные издержки:
- ежегодные отчисления от капитальных вложений соответственно в энергогенерирующие установки, электрические сети, тепловые сети, абонентские установки Сам
;
- ежегодные издержки на перекачку теплоносителя Сп
;
- ежегодные издержки на тепловые потери Стп
;
- ежегодные затраты на обслуживание Со
;
- ежегодные издержки на топливо Стоп
;
- перерасход годовых издержек на топливо в рассматриваемом варианте по сравнению с вариантом, при котором годовые издержки на топливо минимальны, ΔСтоп
.
Литература:
1.
Гаврилова И.М., Фадеева Е.В. «Методические указания к выполнению курсовой работы», Москва 2007.
2.
Соколов Е.К. «Теплофикация и тепловые сети», Москва 2001.
3.
Соловьев Ю.П. «Проектирование теплоснабжающих установок для промпредприятий», Москва 1968.
4.
Углов Б.Д. «Определение экономичности проектов кондиционирования воздуха в основных производственных помещениях на предприятиях текстильной промышленности», Москва 1976 .