Система управления энергозатратами на предприятиях теплоэнергетики

Размещено на http://www.allbest.ru//

Министерство образования и науки Российской Федерации

Волгоградский государственный технический университет

Система управления энергозатратами на предприятиях теплоэнергетики

Методические указания к курсовой работе

Составители А.С. Соловьева, Т.А. Першина

Система управления энергозатратами на предприятих теплоэнергетики : методические указания к курсовой работе/ М-во образования и науки Рос. Федерации, Волгогр. гос. техн. ун-т; сост. А.С. Соловьева, Т.А. Першина. -- Волгоград: ВолгГТУ, 2018. -- 38 с.

Содержится описание процесса энергоэкономического обследования предприятий, включающего расчет показателей эффективности использования основных производственных фондов, расчет и анализ энергоэкономических показателей предприятия, анализ состояния и определения основных источников нерациональных энергозатрат в центрах их возникновения, разработку энергосберегающих мероприятий и оценку их экономической эффективности, анализ системы управления энергозатратами на предприятии и определение пути ее усовершенствования. Приведены рекомендации по оформлению курсовой работы.

Для бакалавров направления 13.03.01 «Теплоэнергетика и теплотехника» и 38.03.02 «Менеджмент» всех форм обучения.

УДК 005:621.311.22 (076.5)

ББК 65.305.14-538.1я73

С 409

© Волгоградский государственный технический университет, 2018

© Составители, 2018

Содержание и объем курсовой работы

Выполнение курсовой работы предполагает решение следующих задач:

1) углубление и закрепление теоретических знаний, полученных при изучении предмета;

2) овладение методикой расчета показателей эффективности использования основных производственных фондов (ОПФ);

3) овладение методикой расчета и анализа энергоэкономических показателей предприятия;

4) анализ состояния и определение основных источников нерациональных энергозатрат в центрах их возникновения;

5) ознакомление с некоторыми энергосберегающими мероприятиями и овладение методиками оценки их экономической эффективности;

6) анализ системы управления энергозатратами на предприятии и определение путей ее усовершенствования.

Курсовая работа состоит из расчетно-пояснительной записки объемом 15--20 страниц, включая графики и диаграммы. Расчетно-пояснительная записка, в свою очередь, состоит из введения, заключения и следующих четырех разделов:

1) ОПФ предприятия;

2) энергоэкономические показатели предприятия;

3) экономическая эффективность энергосберегающих мероприятий;

4) система управления энергозатратами на предприятии.

Во введении должно быть рассмотрено современное состояние промышленного предприятия: характер производства, объемы и номенклатура выпускаемых изделий, численный и качественный состав персонала, вид собственности, денежные потоки, система управления, технические и экономические задачи, которые ставит перед собой менеджмент предприятия.

Заключение расчетно-пояснительной записки должно содержать основные выводы по разделам и всему курсовому проекту.

Курсовая работа выполняется в соответствии с указанным преподавателем вариантом.

Оформление расчетно-пояснительной записки

Расчетно-пояснительная записка представляет собой текстовый документ с формулами, графиками и диаграммами, выполненный в среде Word и Excel на листах формата А4.

Расчетно-пояснительная записка комплектуется в следующем порядке:

титульный лист;

оглавление;

текст с формулами, диаграммами, графиками и таблицами;

библиографический список;

задание на проектирование.

Защита курсовой работы

Курсовая работа должна быть представлена к проверке и защите строго по графику.

Студент, получив курсовую работу после проверки, обязан исправить все отмеченные ошибки и доработать курсовую согласно замечаниям преподавателя. В этом случае курсовая работа допускается к защите.

На защите студент должен обосновать применяемые методики расчета и привести основные результаты. Окончательная оценка за курсовую работу выставляется по результатам защиты.

1. Основные производственные фонды (ОПФ) предприятия

1.1 Исследование изменений величины и структуры ОПФ за расчетный период

В данном разделе необходимо в соответствии с вариантом, используя табл. 7 и 8, рассчитать величину и структуру основных производственных фондов предприятия на начало и конец года. Результаты внести в табл. 1.

Структура ОПФ рассчитывается как (Фi/Ф) · 100 % по группам и видам ОПФ, где Фi и Ф -- ОПФ соответственно по i-й группе к общей стоимости ОПФ. Структура рассчитывается на начало и конец года.

Построить круговые диаграммы структуры ОПФ на начало и конец года.

Таблица 1

Состав и структура основных фондов предприятия

Группы и виды ОПФ	Стоимость ОПФ на начало года, тыс. р.	Структура ОПФ на начало года, %	Изменение ОПФ в течение года, тыс. р.	Стоимость ОПФ на конец года, тыс. р.	Структура ОПФ на конец года, %
			Ввод*	Вывод*
Здания
Сооружения
Передаточные устройства
Машины и оборудование:
силовые машины и оборудование;
рабочие машины и оборудование;
регулирующее оборудование и устройства;
вычислительная техника
Транспортные средства
Инструменты и приспособления
Итого

* Без учета месяца ввода.

1.2 Расчет износа и амортизации ОПФ

Основным источником простого воспроизводства являются амортизационные отчисления ОПФ. Согласно главе 25 НК РФ, введенного Федеральным законом от 27.07.2010 №229-ФЗ, все амортизируемое имущество распределяется по амортизационным группам в соответствии со сроками его полезного использования. Амортизационные отчисления определяются двумя методами: линейным и нелинейным. Линейный метод начисления амортизации применяется к основным фондам (ОФ), входящим в 8--10 амортизационные группы, независимо от сроков ввода в эксплуатацию этих объектов. К остальным ОПФ можно применять любой из двух методов начисления амортизации.

Учитывая постоянное движение основных фондов на предприятии в течение года (ввод, выбытие), амортизационные отчисления определяются по среднегодовой стоимости основных фондов в пределах амортизационной группы.

Среднегодовую стоимость по каждой группе основных фондов (здания, сооружения и др.) для упрощения расчетов следует отнести к одной из амортизационных групп основных фондов.

Среднегодовая стоимость основных фондов Фосн определяется по формуле

, (1)

где , Фввод, Фвыб -- стоимость ОПФ соответственно на начало года, вводимых и выбывающих в течение года, р.; n1, n2 -- количество полных месяцев с момента, соответственно, ввода и выбытия ОПФ.

При равномерном вводе и выбытии ОПФ среднегодовая стоимость ОПФ

, (2)

где и -- стоимость основных фондов на начало и конец исследуемого периода.

Данные по расчету среднегодовой стоимости ОПФ и годовой суммы амортизационных отчислений необходимо занести в табл. 2. Средняя норма амортизации приведена в табл. 8.

Таблица 2

Среднегодовая стоимость ОПФ и годовая сумма амортизационных отчислений

Группы и виды ОПФ	Стоимость ОПФ на начало года, тыс. р.	Среднегодовая стоимость ОПФ, тыс. р.	Средняя норма амортизации, %	Амортизаци-онные отчисления, тыс. р.
Здания
Сооружения
Передаточные устройства
Машины и оборудование: силовые машины и оборудование; рабочие машины и оборудование; регулирующее оборудование и устройства; вычислительная техника
Транспортные средства
Инструменты и приспособления
Итого

1.3 Исследование динамики показателей эффективности и структуры ОПФ за расчетный период

Одним из направлений повышения эффективности производства является улучшение использования основных производственных фондов. Рациональное использование основных производственных фондов дает возможность выполнять возрастающие объемы работ и услуг без дополнительных инвестиций в предприятие.

К основным показателям эффективности ОПФ можно отнести фондоемкость, фондоотдачу и фондовооруженность.

Фондоотдача -- показатель, характеризующий производительность основных фондов, выпуск продукции с единицы основных фондов. За единицу взят один рубль вложенных в основные фонды средств. Фондоотдача Фотд определяется по формуле

Фотд = Оп / Фср.г, (3)

где Оп -- объем производства, тыс. р.; Фср.г -- среднегодовая стоимость основных фондов, тыс. р.

Отметим, что на величину и динамику фондоотдачи влияют многие факторы, зависящие и независящие от предприятия. Вместе с тем резервы повышения фондоотдачи, лучшего использования техники имеются на каждом предприятии, участке, рабочем месте. Интенсивный путь ведения хозяйства предполагает систематический рост фондоотдачи за счет увеличения производительности машин, механизмов и оборудования.

При проектировании предприятий используется показатель фондоемкости продукции Фемк -- величина, обратная фондоотдаче. Он показывает стоимость ОПФ, приходящуюся на рубль выпускаемой продукции:

Фемк = Фср.г / Оп. (4)

Фондовооруженность труда Фвоор определяется по формуле

Фвоор = Фср.г / Чср, (5)

где Чср -- среднесписочная численность работников, чел.

Пассивная часть ОПФ (здания, сооружения, транспорт) обеспечивает нормальное функционирование активной части ОПФ (машины, оборудование), создает благоприятные условия для труда работающих. Прогрессивность структуры ОПФ характеризуется величиной удельного веса активной части ОПФ, которая определяется по формуле

У = Факт / Ф, (6)

где Факт -- активная часть основных производственных фондов Ф.

Для того чтобы оценить динамику изменения эффективности использования ОПФ, необходимо рассчитать показатели эффективности для базового и расчетного года и среднегодовые. Результаты свести в табл. 3.

Построить гистограммы для каждого показателя эффективности ().

Таблица 3

Показатели эффективности использования ОПФ

Показатели эффективности	Год	Изменение	Среднегодовой
	Базовый	Расчетный
Фотд, р./р.
Фемк, р./р.
Фвоор, р./чел.
У, %

Динамику изменения структуры ОПФ можно оценить, рассчитав следующее:

темп роста Трост, %, удельного веса активной части в общем объеме (ОПФакт+ОПФпас) основных производственных фондов:

Трост = (Ур - Убаз) / Убаз, (7)

где Убаз и Ур -- удельный вес активной части ОПФ, соответственно, в базовом и расчетном году;

коэффициент обновления, %,

Кобн = Фввод /Ф; (8)

коэффициент выбытия, %,

Квыб = Фвывод /Ф; (9)

коэффициент прироста, %,

Кприрост = Кобн - Квыб. (10)

Полученные данные свести в табл. 4.

Таблица 4

Показатели динамики структуры ОПФ

Трост, %	Кобн, %	Квыб, %	Кприрост, %

1.4 Анализ эффективности использования ОПФ

Расчетно-пояснительная записка должна содержать раздел, в котором необходимо выполнить анализ эффективности использования ОПФ и динамики ее изменения, вскрыть возможные причины неэффективности, наметить пути улучшения.

2. Энергоэкономические показатели предприятия

2.1 Расчет системы энергоэкономических показателей предприятия

В данном разделе необходимо в соответствии с вариантом задания, используя табл. 9, рассчитать систему энерго-экономических показателей предприятия. Результаты внести в табл. 5. Расчет и анализ энергоэкономических показателей должен производиться за период, охватывающий весь цикл производственных и сезонных изменений в режиме работы предприятия (как правило, календарный год). При этом, по возможности, расчет вести по центрам возникновения энергозатрат.

Расчет показателей энерговооруженности труда, энергоемкости основных производственных фондов и продукции, коэффициента электрификации проводится по количеству подведенной энергии. Количество подведенной энергии А, эквивалентное массе топлива (условного), т, рассчитывается по формуле

А = В + 0,123Э + 0,143Q, (11)

где В -- масса топлива (условного), т, поступающего на предприятие извне; Э -- электроэнергия, поступающая от внешних источников электроснабжения, МВт·ч; Q -- тепловая энергия (газ), поступающая от внешних источников теплоснабжения, Гкал; 0,123 -- теоретический коэффициент перевода электроэнергии в условное топливо; 0,143 -- теоретический коэффициент перевода тепловой энергии в условное топливо.

Постройте круговую диаграмму энергопотребления предприятия по видам энергии (тепловой, электрической, топлива).

Эффективность использования энергии на предприятии описывается системой нижеперечисленных энергоэкономических показателей.

Энергоемкость основных производственных фондов характеризует степень их энергонасыщенности. Эта характеристика производства появилась недавно, и пока еще не накоплены сведения об основных тенденциях ее изменения. Можно лишь предполагать, что уровень энергоемкости основных производственных фондов должен расти во времени.

Энергоемкость продукции, как правило, неуклонно снижается. Если происходит обратное, необходима корректировка. Во всех случаях необходим тщательный анализ для выявления возможных фактов нерационального использования энергии.

Энерговооруженность труда зависит в основном от взаимного влияния двух групп противоположно действующих факторов:

тенденции к увеличению в связи с совершенствованием технологии и организации производства и ростом производительности труда;

тенденции к снижению в связи с совершенствованием энергетического хозяйства, сокращением потерь и непроизводительного расхода энергии.

Первая тенденция является преобладающей. Однако в отдельные периоды возможно и некоторое понижение энерговооруженности труда, причем это не будет служить признаком ухудшения работы предприятия. Такое снижение может быть связано с рационализацией схем энергоснабжения при неизменной технологии производства и постоянном объеме выпуска продукции и другими стабилизирующими производство факторами.

Анализ темпов роста энерговооруженности и производительности труда целесообразно проводить одновременно. При этом энерговооруженность труда из года в год возрастает медленнее, чем производительность труда. Если энерговооруженность растет быстрее, чем производительность, то производство и энергопотребление должны быть тщательно проанализированы.Таблица 5

Расчет и оценка энергоэкономических показателей деятельности предприятия

Показатели	Абсолютные величины по периодам	Изменение абсолютное, период от (n+1) до n, тыс. р.	Изменение относительное, период (n+1) до n, %
	n	n+1
1. Объем производства Оп, тыс. руб
2. Энергоемкость продукции (А/Оп) , масса топ. (усл.), т/тыс. р.
3. Среднесписочная численность работников Чср, чел., всего, в т.ч:
по центру возникновения энергозатрат № 1 Чср1
по центру возникновения энергозатрат № 2 Чср2
по центру возникновения энергозатрат № 3 Чср3
4. Производительность труда одного работника, тыс. р./чел.
5. Энерговооруженность труда (А/Чср), масса топ. (усл.), т/чел., всего, в т.ч.:
по центру возникновения энергозатрат № 1 (А1/Чср1)
по центру возникновения энергозатрат № 2 (А2/Чср2)
по центру возникновения энергозатрат № 3 (А3/Чср3)
6. Электровооруженность труда по энергии (Э/Чср), кВт·ч/чел., всего, в т.ч.:
по центру возникновения энергозатрат № 1 (Э1/Чср1)
по центру возникновения энергозатрат № 2 (Э2/Чср2)
по центру возникновения энергозатрат № 3 (Э3/Чср3)
7. Электровооруженность труда по мощности (Рн/Чср), кВт/чел., всего, в т.ч.:
по центру возникновения энергозатрат № 1 (Рн1/Чср1)
по центру возникновения энергозатрат № 2 (Рн2/Чср2)
по центру возникновения энергозатрат № 3 (Рн3/Чср3)
8. Энергоемкость основных производственных фондов (А/Ф), масса топ. (усл.), т/тыс. р.
9. Электроемкость основных производственных фондов (Э/Ф), кВт·ч/тыс. р.
10. Электроемкость продукции (Э/Оп), кВт·ч/тыс. р.
11. Теплоемкость продукции (Q/Оп), Гкал/тыс. р.
12. Коэффициент электрификации (Э/А), %, всего, в т.ч.:
по центру возникновения энергозатрат № 1 (Э1/А1)
по центру возникновения энергозатрат № 2 (Э2/А 2)
по центру возникновения энергозатрат № 3 (Э3/А 3)
13.Теплоэлектрический коэффициент (Q/Э), Гкал/кВт·ч
14. Электротопливный коэффициент (Э/В), кВт·ч/масса топ. (усл.), т

Электровооруженностъ труда (А/Чср) может расти в зависимости от изменения числителя и знаменателя в следующих случаях:

1) при увеличении числителя и уменьшении знаменателя (при комплексной механизации или улучшении условий труда);

2) увеличении числителя и неизменном знаменателе (при улучшении режима работы предприятия и улучшении использования основных фондов);

3) увеличении числителя и незначительном изменении знаменателя (при вытеснении электроэнергией других энергоносителей);

4) неизменном числителе и уменьшении знаменателя (при улучшении организации производства);

5) некотором уменьшении числителя и при большом уменьшении знаменателя (при комплексной автоматизации).

Случаи стабилизации или снижения электровооруженности труда, а также отставания темпов ее роста от энерговооруженности или производительности труда могут указывать на отклонение основных характеристик рассматриваемого предприятия от общих закономерностей. В этом случае должен быть проведен детальный технико-экономический анализ.

Электроемкость продукции. В тех случаях, когда на предприятии проведены значительные технические усовершенствования, не сразу освоенные, возможен вначале резкий рост электроемкости с последующим ее снижением. Однако эти колебания должны происходить около некоторой возрастающей кривой.

Среднесписочная численность работников , которая определяется по формуле

(12)

где , -- численность работников на начало и конец анализируемого года.

Производительность труда, или выработка В, одного работника определяется по формуле

, (13)

где Оп -- объем производства или стоимость произведенных услуг, тыс. р.; Чср -- среднесписочная численность работников, чел.;

Производительность труда -- это интенсивность, плодотворность конкретного труда, производящего в единицу времени определенное количество продукции.

Коэффициент электрификации рассчитывается по формуле Э/А, где Э -- полное электропотребление (табл. 9 на с. 19); А -- полное энергопот-ребление.

Теплоемкость продукции. Для данного показателя характерна тенденция роста во времени. Снижение свидетельствует о необходимости проведения тщательного энергетического и экономического анализа.

Теплоэлектрический коэффициент должен снижаться во времени за счет роста КПД теплоиспользования (например, при замене пара горячей водой, улучшения режима моечных, сушильных и других установок, режима отопления и т.д.) и за счет рационального использования вторичных низкопотенциальных ресурсов (отходящего тепла печей, компрессоров, тепла технологических продуктов и т.п.). Однако, как правило, он не снижается до нуля.

Возможно единовременное увеличение теплоэлектрического коэффициента при устройстве приточной вентиляции там, где ее нет. При систематическом росте теплоэлектрического коэффициента необходим анализ теплопотребления и выявление причин роста, так как в большинстве случаев он будет связан с нерациональным использованием тепла.

Электротопливный коэффициент должен непрерывно возрастать во времени за счет увеличения КПД высокотемпературных процессов и их электрификации. Возможна его стабилизация. В случае узкой специализации предприятия допускается снижение коэффициента за счет какого-либо топливоемкого производства (например, литья). В остальных случаях снижение свидетельствует или об изменениях в технологическом процессе, или о нарушениях в энергохозяйстве предприятия.

По основным энергоэкономическим показателям необходимо построить гистограммы, а также сделать выводы об изменении этих данных во времени.

2.2 Анализ системы энергоэкономических показателей предприятия

Расчетно-пояснительная записка должна содержать раздел, в котором необходимо выполнить анализ системы энергоэкономических показателей предприятия и динамики ее изменения, вскрыть возможные причины неэффективного энергопотребления, наметить пути улучшения.

3. Экономическая эффективность энергосберегающих мероприятий

3.1 Расчет показателей эффективности энергосберегающих мероприятий

Определение экономической эффективности осуществляется с целью принятия решения о целесообразности реализации энергосберегающего мероприятия (ЭСМ) и (или) технико-экономического сравнения и выбора наилучшего из нескольких возможных вариантов ЭСМ.

Экономическая эффективность отражает результаты внедрения энергосберегающих мероприятий и определяется разностью между денежными доходами и расходами от реализации мероприятий, а также отражает изменение величины спроса на топливно-энергетические ресурсы в результате замещения более дорогих видов топлива менее дорогими.

Оценка эффективности использования средств, направляемых на реализацию энергосберегающих мероприятий, производится на основании следующей системы показателей:

1) инвестиции (капитальные затраты), тыс. р.;

2) годовое сбережение от внедрения того или иного мероприятия, тыс. р./год;

3) срок окупаемости мероприятия, лет;

4) прибыльность мероприятия, т.е. сколько рублей прибыли мы получили на каждый вложенный рубль.

Инвестиции Iо включают все затраты, связанные с общими вложениями на внедрение энергосберегающего мероприятия или проекта. Они включают следующие статьи затрат:

1) проект;

2) стоимость оборудования;

3) стоимость материалов;

4) монтаж и наладка;

5) другие затраты;

6) налоги.

Оценка и сравнение различных энергосберегающих мероприятий и решение о финансировании энергосберегающего мероприятия принимается на основании расчета чистого дисконтированного дохода NPV, динамического срока окупаемости DPP, внутренней нормы доходности IRR и индекса прибыльности PI.

Чистый дисконтированный доход NPV (превышение дохода над затратами нарастающим итогом за расчетный период Т с учетом дисконтирования) рассчитывается по формуле

NPV = - Зt - It )(1 + E)-t, (14)

где Дt -- денежные поступления (выручка, дивиденды и др.) от реализации мероприятия в t-м году, тыс. р.; Зt -- эксплуатационные расходы по реализации мероприятия и др. платежи в t-м году, тыс. р.; It -- инвестиции в t-м году, тыс. р.; Е -- ставка дисконтирования.

Положительное значение чистого дисконтированного дохода NPV свидетельствует об экономической целесообразности реализации ЭСМ.

Ставка дисконтирования Е учитывает ставку рефинансирования Центробанка РФ или фактическую ставку процента по долгосрочным кредитам и процент инфляции (в необходимых случаях надбавку за риск) и может быть рассчитана по формуле

Е = (nr - b) / (1 + b), (15)

где nr -- номинальная процентная ставка (соответствует заемной процентной ставке банка); b -- уровень инфляции.

Если инвестиции вкладываются одномоментно в начале мероприятия (t = 0), то (14) принимает вид

NPV = -Io +t - Зt) (1+ E )-t. (16)

При постоянной ежегодной прибыли ((Дt - Зt) = В) (16) упрощается и принимает вид

NPV = В·[(1 - (1 + Е)-Т) / Е)] - Io, (17)

где В -- годовое чистое сбережение.

Годовое чистое сбережение В -- чистые ежегодные сбережения, получаемые после внедрения энергосберегающего мероприятия или проекта. Иногда можно упрощенно рассчитать

В = S ·Ц, (18)

где S -- сбереженная за год энергия (электрическая, тепловая и т.д.), кВтч/год; Ц -- стоимость единицы энергии, р./кВтч.

Простой срок окупаемости PР -- время, которое необходимо, чтобы инвестиции окупились, лет.

РР = Io / В. (19)

Простой срок окупаемости PР обычно применяется для предварительной оценки ЭСМ на стадии технико-экономического обоснования ЭСМ. Исследования показывают, что многие энергосберегающие мероприятия, имеющие одинаковый срок окупаемости, дают разную прибыль при их внедрении. Поэтому для распределения мероприятий по прибыльности необходимо определить коэффициент чистой существующей прибыли.

Коэффициент чистой существующей прибыли PI -- отношение чистой существующей прибыли к общим инвестициям Io:

PI = В·[(1 - (1 + Е)-Т) / Е)] / Io. (20)

Наибольший PI указывает на наиболее прибыльное мероприятие.

Для расчета динамического срока окупаемости DPP и внутренней нормы доходности IRR рекомендуется применять графический метод расчета. Для этого нужно:

1) рассчитать инвестиции Io;

2) рассчитать экономию В и определить время Т;

3) рассчитать норму дисконтирования Е1 по (15);

4) дисконтированная экономия рассчитывается как В(1 + E)-t;

5) рассчитать по годам чистый дисконтированный доход NPV при Е1;

6) рассчитать по годам чистый дисконтированный доход NPV при Е2, близком по величине к Е1.

Исходные данные для расчета приведены в табл. 10. Результаты свести в табл. 6.

Таблица 6

Год t	Инвестиции Io, тыс. р.	Экономия В, тыс. р.	Дисконтированная экономия, тыс. р.	NPV при Е1, тыс. р.	NPV при Е2, тыс. р.
			При Е1	При Е2
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Итого

Результаты расчета NPV

По результатам расчета построить график зависимости NPV при Е1 и NPV при Е2 от времени t. Точка пересечения кривой с осью времени соответствует времени, при котором доход и инвестиции сравнялись, то есть определяет DPP.

Для определения IRR необходимо на графике зависимости NPV при Е1 и NPV при Е2 от времени t найти год, которому соответствует положительное значение NPV для одного Е и отрицательное значение NPV -- для другого Е. Постройте график зависимости NPV от Е. Отложите на нем два значения NPV и соедините их прямой. Точка пересечения с осью Е даст значение IRR.

3.2 Анализ системы показателей экономической эффективности ЭСМ

Расчетно-пояснительная записка должна содержать раздел, в котором необходимо выполнить анализ системы показателей экономической эффективности ЭСМ, дать рекомендации по финансированию ЭСМ.

4. Система управления энергозатратами на предприятии

Данный раздел формируется из данных о структуре предприятия и обзора литературы. Должен содержать анализ системы управления энергозатратами на предприятии и рекомендации по ее оптимизации.

5. Задание на выполнение курсового проекта

Таблица 7

Основные характеристики предприятия

№ варианта	Потребители	Наименования цехов
1	Свинцовый завод	Агломерационный цех
		Плавильный цех № 1
		Рафинировочный цех
2	МУП «ВКХ»	Водозабор
		КНС
		ВОС
3	Машиностроительный завод	Энергосиловой цех № 1
		Механический цех № 1
		Механосборочный цех № 1
4	Металлургический комбинат	Транспортный цех
		Гальвано-термический цех
		Литейный цех
5	Свинцовый завод	Плавильный цех № 2
		Сернокислотный цех
6	Завод молочной промышленности	Маслоцех
		Цех сушки
		Котельная
7	Машиностроительный завод	Цех сварных конструкций
		Инструментальный цех № 1
		Подсобное хозяйство
8	Коксохимический завод	Прокатный стан
		Плавильный цех № 1
		Мартеновский цех
9	Завод технического углерода	Формовочный цех
		Подсобное хозяйство
		Котельная
0	Предприятие черной металлургии	Кислородно-конвертерный цех
		Доменный цех
		Электросталеплавильный цех

Таблица 8

Основные фонды предприятия*

Наименование показателей

Основные средства, тыс. р.

Ср. норма амортизации, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

0

Здания

22032 +3305(4) -1102(6)

18031 +1500(7) -1750(8)

2700 +400(1) -700(3)

16000 +2000(3) -1200(4)

22000 +500(6) -1301(5)

1720 +700(1) -660(9)

2300 +30(6) -120(9)

18900 +900(2) -750(8)

2600 +100(6) -120(3)

26000 +1000(1) -1200(8)

2,8

Сооружения

11261 +200(5) -800(1)

8415 +600(6) -900(8)

1450 +120(7) -150(3)

7500 +750(9) -650(5)

10500 +950(8) -1050(4)

600 +75(9)

110 +100(10)

9450 +91(8)

1300 +140(9)

13000 +14000(3)

5,0

Передаточные устройства

7307 +2500(2) -2500(10)

6236 +950(3) -1300(11)

900 +70(4) -95(12)

5200 +1200(3) -1100(4)

7300 +850(6) -900(7)

430 +160(5) -90(7)

780 +190(1) -66(9)

6300 +13000(2) -500(6)

870 +30(3) -80(4)

8700 +300(2) -800(12)

6,0

Машины и оборудование: силовые машины и оборудование

967 +300(3) -250(6)

1871 +150(2) -180(8)

270 +21(3) -19(10)

1560 +380(12) -490(10)

2190 +1160(4) -150(11)

129 +23(9) -28(8)

234 +62(8) -58(7)

1890 +310(6) -190(5)

261 +50(1) -30(3)

2610 +500(9) -300(12)

8,2

рабочие машины и оборудование

23954 +10500(2) -860 (3)

22501 +5500(3) -4200(6)

2910 +800(3) -700(4)

17340 +7000(4) -5400(3)

24850 +4000(2) -2500(9)

1065 +60(8) -65(7)130

2730 +700(3) -550(3)

21000 +650(8) -120(1)

2930 +70(5) -140(9)

29300 +700(1) -750(2)

12

регулирующее оборудование, устройства

2203 +750(10) -350(5)

1878 +400(9) -350(5)

270 +77(3) -65(2)

1560 +560(2) -480(8)

2200 +200(1) -250(3)

100 +40(4) -30(5)

235 +70(6) -85(7)

1900 +80(1) -900(2)

260 +130(3) -60(8)

2600 +1300(9) -600(2)

10,7

вычислительная техника

1958 +1000(11) -350(8)

1578 +150(12) -300(5)

230 +70(1) -90(9)

1300 +800(5) -150(9)

1800 +650(3) -600(5)

100 +10(9) -25(1)

190 +25(7) -30(2)

1700 +300(6) -40(3)

220 +15(9) -50(4)

2200 +150(3) -500(4)

24**

Транспортные средства

1444 +230(9) -300 (4)

1240 +420(10) -210(3)

180 +80(11) -20(6)

1040 +200(11) -400(8)

1450 +460(9) -300(7)

86 +30(10) -20(10)

156 +40(8) -30(10)

1260 +200(7) -100(11)

174 +15(8) -35(11)

1740 +150(1) -350(1)

14

Инструменты и приспособления

722 +120(1) -110(10)

601 +64(6) -60(1)

90 +11(5) -16(7)

500 +100(5) -80(6)

700 +150(5) -200(7)

40 +10(5) -8(6)

75 +12(7) -13(4)

600 +200(8) -400(3)

85 +30(9) -8(2)

850 +300(4) -80(10)

20

* Вводимые ОФ обозначены знаком «+», выбывающие ОФ -- знаком «-». В скобках указан месяц ввода или вывода ОФ.

** Ускоренная амортизация с коэффициентом 2.

Таблица 9

Общее энергопотребление по предприятию

Наименова-ние показателя	Энергопотребление
	Варианты
	1??	2	3	4	5??	6	7	8	9	0
Годовое потребление электро-энергии, млн. кВт·ч	180,4 (203,5)*	49,32 (55,467)	2,46 (3)	58,6 (49,6)	180,4 (203,5)	3,247 (3,729)	2,46 (3)	67,46 (69,54)	4,65 (5,34)	53,876 (53,859)
Годовое потребление топлива, тыс. т	132,8 (149,2)	478,6 (523,16)	21,2 (24,3)	211,5 (234,5)	132,8 (149,2)	16,35 (17,01)	21,2 (24,3)	578,46 (624,6)	11,5 (10,5)	234,86 (216,8)
Годовое потребление тепловой энергии, тыс. Гкал	738,7 (830)	2786 (3632)	2645 (2840)	2876 (2546)	738,7 (830)	2965 (3005)	2645 (2840)	4567 (5105)	1931 (2378)	3476 (3215)
Объем производства, тыс. р.	148000 (173000)	105677 (134205)	13000 (15000)	112456 (110234)	148000 (173000)	15678 (17547)	13000 (15000)	164785 (189756)	19768 (21980)	134675 (145673)
Среднесписочная численность работников, чел.	3070 (3139)	883 (868)	436 (446)	754 (698)	3070 (3139)	543 (564)	436 (446)	967 (987)	648 (687)	1068 (1234)

* Без скобок приведены данные базового года, в скобках приведены данные года обследования.

?? Единицей измерения годового потребления тепловой энергии является ГДж, а годового потребления топлива -- масса топлива (условного), т.

Таблица 10

Характеристики энергосберегающих мероприятий

№ варианта	Энерго-сберегающие мероприятия	Io, у.е.	B, у.е./год	Т, лет	nr, %	b, %	Е, %	NPV	DPP	IRR	PP
1	ЭСМ № 1	6870	Расчет	1 110	31	10
2	ЭСМ № 2	8275	Расчет		33	12
3	ЭСМ № 3	9000	Расчет		33	11
4	ЭСМ № 4	386520	136170		--	--	20
5	ЭСМ № 5	23170	Расчет		24	10
6	ЭСМ № 6	69	22,0		25	11
	ЭСМ № 6	300	100		25	11
7	ЭСМ № 7	11979	Расчет		33	13
8	ЭСМ № 8	56000	9875		33	8
9	ЭСМ № 9	40000	35832		28	13
0	ЭСМ № 10	7500	Расчет		27	12

* 1 у.е.=58,6 руб.

энергозатрата основной фонд энергопотребление

ЭСМ № 1. Установка конденсатоотводных узлов в системах использования пара

Описание мероприятия. На предприятии пар давлением 2,5 кг/см2 используется для нужд отопления, горячего водоснабжения и на технологию. Проектная потребность на указанные нужды составляет соответственно 13300; 1050; 20650 Гкал. Однако, в связи с неполной загрузкой предприятия, реальное потребление в базовом году составило лишь 2820 Гкал тепла. Кроме того, лишь от бойлерной цеха № 2 осуществляется возврат конденсата. От всех других систем конденсат сбрасывается в канализацию.

Пароиспользующее оборудование и системы парового отопления не оборудованы конденсатоотводчиками, в результате чего пролетный пар вместе с конденсатом с температурой 105--110 С сбрасывается в канализацию.

Для повышения эффективности системы использования пара необходимо перевести систему отопления цехов с пара на воду, оснастить все пароиспользующее оборудование конденсатоотводчиками, организовать возврат конденсата в котельную. Наиболее загруженным пароиспользующим оборудованием являются гальваника цеха № 1, установка сушки (14 камер) и 3 моечные машины цеха № 3, бойлерные в цехах № 1, 2, 3.

Предлагается установить на указанном оборудовании конденсатоотводные узлы, которые повысят эффективность работы пароиспользующего оборудования на 10--15 %.

Исходные данные. В табл. 11 приведены технические характеристики пароиспользующего оборудования, на котором предполагается установка конденсатоотводных узлов.

Таблица 11

Характеристики пароиспользующего оборудования

Наименование места установки конденсатоотводных узлов	Годовое потребление пара, Гкал	Расход пара, кг/ч	Тепловая мощность, Гкал/ч
Гальваника цеха № 1	260	950	0,61
Сетевые теплообменники системы отопления и ГВС цехов № 1, 2, 3	1000	3323	2,136
Установка сушки и моечные машины цеха № 3	180	560	0,36

Предлагается к установке 8 конденсатоотводных узлов, укомплектованных оборудованием фирмы Spirax Sarco (табл. 12).

Задание. Рассчитать экономическую эффективность энергосберегающего мероприятия.

Расчет рекомендуется выполнять в следующей последовательности.

1. Рассчитать годовую экономию тепловой энергии, принимая, что в результате установки конденсатоотводных узлов КПД пароиспользующего оборудования повысится на 10 %.

2. Рассчитать годовую экономию затрат от снижения потребления теплоэнергии. Стоимость 1 Гкал теплоэнергии составляет около 400 р.

3. Рассчитать общие затраты (инвестиции) на ввод в эксплуатацию конденсатоотводных узлов, учитывая, что транспортные и прочие расходы составляют 30 % от стоимости оборудования.

4. Определить PP, NPV, DPP, IRR мероприятия (табл. 10).

5. Выполнить анализ результатов и дать рекомендации.

Таблица 12

Наименование оборудования, рекомендуемого к установке

Наименование места установки конденсатоотводных узлов	Кол. узлов, шт.	Комплектация конденсатоотводного узла
		Конденсатоотводчик поплавковый	Фильтр-ловушка	Обратный клапан
Гальваника цеха № 1	1	DN 20 FT 20-32, стоимость 455 у.е.	DN 20 Fiq 33, стоимость 110 у.е.	--
Сетевые теплообменники системы отопления и ГВС цехов № 1, 2, 3	5	DN 20 FT 20-32, стоимость 455 у.е.	DN 25 Fiq 33, стоимость 110 у.е.	DN 20 DCV, стоимость 110 у.е.
Установка сушки и моечные машины цеха № 3	2	DN 20 FT 20-32, стоимость 455 у.е.	DN 20 Fiq 33, стоимость 110 у.е.	DN 20 DCV, стоимость 110 у.е.

ЭСМ № 2. Внедрение эффективных источников света

Описание мероприятия. Система наружного освещения предприятия состоит из 50 светильников СЗПР с ртутными лампами высокого давления ДРЛ-400 -- 35 шт., ДРЛ-250 -- 15 шт. Часть территории предприятия, примыкающая к производственным зданиям, освещается обычными лампами накаливания мощностью 500 и 1000 Вт. Система внутреннего освещения производственной зоны предприятия состоит из 110 светильников с лампами ДРЛ-1000, 140 светильников с лампами ДРЛ-700, 380 светильников с лампами ДРЛ-400, 65 светильников с лампами ДРЛ-250, 109 светильников с лампами накаливания мощностью 300--500 кВт и 110 светильников с люминесцентными лампами. Суммарная установленная мощность осветительных приборов для внутреннего освещения производственных помещений -- 480 кВт.

Среднегодовой коэффициент загрузки составляет 0,2--0,3, число одновременно включенных светильников не превышает 30 %. Поэтому при расчете количества потребляемой электроэнергии светильниками внутреннего освещения при односменном режиме работы предприятия принят среднесуточный период включения 1/3 ламп -- 3 часа.

Световой поток лампы ДРЛ-400 равен 23000 лм, а номинальная продолжительность эксплуатации 6000 ч, ДРЛ-250 соответственно 10000 лм и 2400 ч.

Учитывая, что более половины мощности приходится на эти лампы, предлагается проект замены ртутных ламп ДРЛ-400 наружного освещения территории предприятия и внутреннего освещения цехов на натриевые лампы высокого давления ДНаТ-250-3 и ламп ДРЛ-250 на ДНаТ-100-3 с использованием существующих светильников и заменой пуско-регулирующей аппаратуры (ПРА). Натриевые лампы высокого давления ДНаТ-250-3, г. Полтава, имеют более длительный срок эксплуатации -- 12000 ч при световом потоке, равном 25000 лм, а ДНаТ-100-3 -- соответственно 6000 ч и 9000 лм.

Исходные данные.

Таблица 13

Наружное освещение (светильники СЗПР)

Тип ламп	Мощность, В·А	cos ц	Кол-во, шт.	Время работы, ч/сут.	Потребляемая электроэнергия, кВт·ч/год
	Лампы	ПРА
Базовый вариант
ДРЛ-400	400	85	0,98	35	10	По варианту (табл. 9)
ДРЛ-250	250	54,1	0,98	15	10
Энергосберегающий вариант
ДНаТ-250-3	250	34,7	0,98	35	10	По варианту (табл. 9)
ДНаТ-100-3	100	7	0,98	15	10

Таблица 14

Внутреннее освещение

Тип ламп	Мощность, В·А	cos ц	Кол-во, шт.	Время работы, ч/сут.	Потребляемая электроэнергия, кВт·ч/год
	Лампы	ПРА
Базовый вариант
ДРЛ-400	400	85	0,98	120	3	По варианту (табл. 9)
ДРЛ-250	250	54,1	0,98	80	3
Энергосберегающий вариант
ДНаТ-250-3	250	34,7	0,98	120	3	По варианту (табл. 9)
ДНаТ-100-3	100	7	0,98	80	3

Таблица 15

Затраты на ввод в эксплуатацию

	Лампы ДНаТ-250-3 с ПРА	Лампы ДНаТ-100-3 с ПРА
Количество ламп, шт.	55	95
Стоимость одной лампы, у.е.	35	30
Затраты

Задание.

1. Рассчитать годовую экономию электрической энергии. Для этого рассчитать годовую потребность в электроэнергии для внутреннего и внешнего освещения территории завода по базовому варианту (Э1) и энергосберегающему (Э2):

Э = У(Siл + Siлр)·cosц·ni ·ti,

где Siл и Siлр -- мощность соответственно i-й лампы и ПРА; ni -- число ламп; ti -- годовой фонд рабочего времени.

Тогда годовая экономия электрической энергии

ДЭ = Э1 - Э2.

2. Рассчитать годовую экономию затрат от снижения потребления электроэнергии. Стоимость 1 кВтч электроэнергии составляет 2,29 р.

3. Рассчитать общие затраты (инвестиции).

4. Определить PP, NPV, DPP, IRR мероприятия (табл. 10).

5. Выполнить анализ результатов и дать рекомендации.

ЭСМ № 3. Реконструкция системы приготовления горячей воды

Описание мероприятия. Существующая система приготовления горячей воды включает паровой котел ДЕ-6,5-13, который вырабатывает пар с параметрами Р = 5,0 кгс/см2 и температурой t = 151 С.

Этот пар поступает в скоростной пароводяной подогреватель и далее в расходные баки систем горячего водоснабжения корпусов. При существующей системе приготовления горячей воды имеют место потери теплоэнергии, обусловленные частыми пусками/остановками парового котла, низкой загрузкой котла, низким КПД.

Предлагается изменить схему и состав оборудования системы приготовления горячей воды, для чего в качестве источника тепловой энергии установить котел мощностью 100 кВт, работающий в температурном режиме 95--70 С и имеющий КПД не менее 92 %.

Теплоноситель из котла поступает в водо-водяной пластинчатый подогреватель с соответствующей теплопроизводительностью. На циркулярном насосе и вентиляторе горелки электродвигатели потребляют не более 3 кВт. Холодная вода нагревается в пластинчатом водоподогревателе до tг.в = 60 С и поступает в баки-аккумуляторы горячей воды, установленные в корпусах.

Исходные данные.

Таблица 16

Тип котла	КПД котла, %	сos ц	Кол-во, шт.	Время работы, ч/сут	Уд. расход, м3/Гкал
Базовый вариант
ДЕ-6,5-13	70	0,98	15	10	177,46
Энергосберегающий вариант
КВ-0,1	92	0,98	35	10	134,88

Расчет годовой экономии энергии.

1. Расход теплоэнергии на горячее водоснабжение, Гкал, определяется из выражения

Qг.вс = n Cвод (tг - tх) (mд gгд + mк gгк) 10-6,

где n -- количество рабочих дней в году (n = 254 дня); Cвод -- теплоемкость воды, ккал/(лС) (Cвод = 1,0 ккал/(лС)); mд, mк -- расчетное количество потребителей, пользующихся душем и кранами; gгд, gгк -- норма потребления горячей воды для душевых и кранов, л/чел. (gгд = 270 л/чел., gгк = 60 л/чел.); tг, tх -- расчетные температуры горячей и холодной воды в неотапливаемый период, С (tг = 60 С, tх = 15 С); -- время промывки, ч ( = 1 ч).

2. Расход горячей воды 8820 л/сут., расход тепла нагретой воды Q = = 0,31 Гкал/день.

Котел ДЕ-6,5-13 работает 3 часа в день, из них 2 часа -- растопка и 1 час -- непосредственно нагревая воду с КПД котла 1 = 70 % и удельным расходом b1 = 177,46 м3/Гкал.

Предлагается установить котел водогрейный типа КВ-0,1 тепловой мощностью 100 кВт, с 2 = 92 % и удельным расходом b2 = 134,88 м3/Гкал.

3. Экономия природного газа при растопке котлов, выраженная через массу топлива (условного), кг:

Эгр = (Вр1 - Вр2) n,

где Вр1, Вр2 -- расход топлива (условного), кг, на растопку, соответственно, котла ДЕ-6,5-13 после 21 часа простоя и котла КВ-0,1 после 18 часов простоя (Вр1 = 250; Вр2 = 50); n -- количество рабочих дней в году (n = 140 дней).

Коэффициент перевода килограмма топлива (условного) в м3 равен 1,15.

4. Экономия природного газа при нагреве воды, м3,

Энв = Qг.вс 1,1 (b1 - b2).

Экономия природного газа, м3,

Эг = Эгр + Энв.

Котел ДЕ-6,5-13 работает 3 часа в день, при этом работает дымосос ДН-10 с мощностью электропривода Ngb1 = 40 кВт, потребляемая мощность 18 кВт.

Потребление электроэнергии циркуляционным насосом и вентилятором горелки котла КВ-0,1 не более Ngb2 = 3 кВт. Экономия электроэнергии составит, кВтч,

W = (Ngb1 - Ngb2) 3n.

Расчет годовой экономии затрат:

1) определить экономию затрат на природный газ при цене 3,5 р. за м3;

2) определить экономию затрат на электроэнергию при цене 2,29 р. за 1 кВтч;

3) определить суммарную экономиию затрат от внедрения.

Затраты на ввод в эксплуатацию. Стоимость котла и водоподогревателя -- 6000 у.е.; стоимость проектных работ -- 1000 у.е.; стоимость монтажных работ -- 2000 у.е. Итого -- 9000 у.е.

Требуется определить PP, NPV, DPP, IRR мероприятия (табл. 10).

ЭСМ № 4. Внедрение частотно-регулируемого привода (ЧРП)

на компрессорной станции

Описание мероприятия. Сжатый воздух на комбинате для нужд технологии вырабатывается компрессорной станцией № 2. В ней установлено семь агрегатов общей мощностью 3900 кВт и производительностью 36189 м3/ч.

На момент обследования в рабочем состоянии находились 5 агрегатов (№ 5--9). Агрегаты № 11 и 12 вследствие неправильной установки не эксплуатируются. Общая оценка состояния оборудования удовлетворительная.

Используемые компрессорные агрегаты имеют следующие параметры (табл. 17).

Таблица 17

Параметры компрессорных агрегатов

№ агрегата	Тип компрессора	Год выпуска	Производительность, м3/мин	Рабочее давление, МПа	Тип двигателя	Мощность двигателя, кВт	Питающее напряжение, В
5	2ВМ10-50/8	1976	49,8	0,78	Синхронный	320	6000
6	2ВМ10-50/8	1976	49,8	0,78	Синхронный	320	6000
7	2ВМ10-63/9	1984	62,2	0,78	Синхронный	400	6000
8	2ВМ10-100/8	1980	99,6	0,78	Синхронный	630	6000
9	2ВМ10-100/8	1983	99,6	0,78	Синхронный	630	6000
11	2ВМ10-120/9	1990	124,5	0,78	Синхронный	800	6000
12	2ВМ10-120/9	1990	124,5	0,78	Синхронный	800	6000

Учет времени работы установок ведется по журналу. Капитальный ремонт должен проводиться через 12000 отработанных часов.

Все компрессоры работают на централизованную сеть, от которой происходит забор сжатого воздуха всеми потребителями. Рабочее давление в системе составляет 6--7 атм. Протяженность сетей составляет 5800 м. Выработанный воздух перед подачей потребителю проходит предварительную осушку.

Основными потребителями ресурса являются гальвано-термический цех, транспортный цех, литейный цех.

Контроль выработки использования сжатого воздуха основными потребителями и регулировка подачи в зависимости от нагрузки не производятся. Это является основной причиной высокого уровня потерь.

Управление выработкой сжатого воздуха осуществляется путем включения/выключения дополнительных компрессоров или регулировкой производительности многоступенчатых компрессоров. Необходимость включения дополнительной мощности регламентируется на основе заявок о потребности в сжатом воздухе цехов и времени его потребления, а также при падении давления в системе ниже нормативного.

Ступенчатый подход регулирования производства и неравномерное потребление воздуха в течение суток приводят к тому, что происходит выработка излишков сжатого воздуха, а следовательно, нерациональное потребление электроэнергии.

Предлагается установить ЧРП на один из компрессоров типа 2ВМ10-100/8.

Исходные данные.

Таблица 18

Характеристики компрессора

Мощность двигателя компрессора, кВт	Количество рабочих часов в год	Коэффициент экономии электроэнергии при внедрении регулируемого привода	Годовая экономия электроэнергии, кВт·ч/год
630	6200	0,5

Затраты на ввод в эксплуатацию:

1. Привод:

количество, шт. -- 1;

тип устройства -- 1557-ААС-62-Н1, 0-Н1, 1-Н1, 3-Н2, 1-Н5-Н12-Н22-Е4;

описание -- привод 3,3 кВ; 630 кВт, переключатели СТАРТ, СТОП, Loсal-Remote, E-Stop аварийное отключение, индикаторы Power, индикаторы и реле Run, Ready, Fault, Warning, преобразователь 4--20 мA (0--10 B), Multilin ТВ3 и SM-10, сканер защиты двигателей, бесперебойный источник питания;

стоимость -- 280150 у.е.

2. Трансформатор 57TX-HC-800-A-D:

описание -- трансформатор 6,3/3,4; 800 кVА, сухой, алюминиевые обмотки;

стоимость -- 27650 у.е.

3. Контроллер PLC-5:

количество, шт. -- 2;

описание (табл. 19).

Таблица 19

Тип устройства и его характеристики

№ п/п	Кол-во, шт.	Тип устройства	Описание	Цена, у.е.
1	1	1771-A4B	Шасси 16 мест	725
2	1	1771-P7	Источник питания 220 DC	995
3	1	1771-CP1	Кабель источника питания	115
4	1	1785-L20B	PLC-5120B процессор 16к Memory	5250
5	1	1771-IQ16	Модуль ввода дискретных сигналов16ЧDI	600
6	1	1771-OQ16	Модуль вывода дискретных сигналов 16ЧDO	775
7	1	3700-DEM	Prosoff Technology Inc, Honeywell Smart DE	3500
8	1	1771-OW	Модуль вывода дискретных сигналов 120VDC	500
			Итого:	12460

4. Проектные работы -- 11000 у.е.

5. Монтажные и пусконаладочные работы -- 6800 у.е.

6. Обучение персонала -- 3000 у.е.

7. Непредвиденные расходы -- 3300 у.е.

Задание.

1. Рассчитать годовую экономию электрической энергии.

2. Рассчитать годовую экономию затрат от снижения потребления электроэнергии. Стоимость 1 кВтч электроэнергии составляет 2,29 р.

3. Рассчитать общие затраты (инвестиции).

4. Определить PP, NPV, DPP, IRR мероприятия (табл. 10).

5. Выполнить анализ результатов и дать рекомендации.

ЭСМ № 5. Создание системы инфракрасного отопления

Описание возможностей. На предприятии в цехах № 2 плавильном, № 2 сернокислотном, инструментальном принято воздушно-регистровое отопление. Максимальный расчетный расход тепла по плавильному цеху № 2 -- 1218 Гкал в год; сернокислотному № 2 -- 1407 Гкал; инструментальному -- 789 Гкал. По отчетным данным предприятия на указанные цели используется 1500 Гкал тепла. В условиях неполной загрузки производственных площадей часть тепла расходуется нерационально, т.к. осуществляется обогрев всего корпуса, а не только рабочих мест.

Предлагается в цехах плавильном № 2, сернокислотном № 2, инструментальном над рабочими местами установить системы инфракрасного отопления взамен существующей системы отопления. Предложенные системы имеют ряд следующих преимуществ по сравнению с традиционными системами:

экономия природного газа -- 30--50 %;

не требуют перемещения воздушных потоков, уменьшают сквозняки и создают комфортные условия при снижении термостатирования на 5--10 С;

позволяют быстро достигать требуемой температуры в помещении за счет нагрева сначала пола, оборудования, одежды и затем воздуха за счет конвекции от них;

создают возможность организации обогрева по отдельным зонам, где имеется производственная необходимость;

наличие автоматического регулирования температуры, в том числе организация дежурного отопления в нерабочее время и выходные дни;

простота и легкость обслуживания.

Расчет годовой экономии энергии. По данным предприятия на нужды отопления и вентиляции в цехах сернокислотном № 2, плавильном № 2, инструментальном в расчетном году, с учетом потерь в сетях и исключая воздушно-тепловые завесы, было израсходовано Qпр = 1300 Гкал тепла, или В1 = 260 тыс. м3 природного газа (табл. 20).

Таблица 20

Общее потребление газа цехами

Наименование цеха	Общее потребление, Гкал	Потребление с учетом загрузки производственных мощностей, Гкал
Сернокислотный № 2 Плавильный № 2 Инструментальный	1218 1407 789	465 535 300
Итого	3414	1300

Предлагается установить, с учетом проектных значений теплопотерь корпуса, по 10 нагревателей высокой интенсивности тепловой мощностью 129 Мкал/час (150 кВт) в пролетах сернокислотного цеха № 2, плавильного цеха № 2, инструментального цеха.

Общая установленная мощность нагревателей Nн = 387 Мкал/ч (450 кВт).

Максимальное потребление газа, м3/ч,

Вг2 = l be = 30 1,42 = 42,6,

где l -- количество нагревателей высокой интенсивности, шт.; be -- часовой расход природного газа нагревателями высокой интенсивности, м3/ч.

С учетом дежурного режима, составляющего 30 % расхода газа в основном режиме, расход газа в отопительный период составит, тыс. м3,

Вг = Вг2 (t1 114 + k3 t2 114 + k3 24 51),

где t1, t2, 24 -- время работы отопительной системы в основном, дежурном режиме в рабочие дни и дежурном режиме в выходные дни соответственно, ч; 114, 51 -- количество рабочих и выходных дней в отопительном периоде; k3 -- коэффициент использования тепловой мощности нагревателей в дежурном режиме.

Экономия газа, тыс. м3, составит

Эг = В1 - Вг,

где В1 -- по условиям расчета (см. с. 27).

Расчет годовой экономии затрат на энергоресурсы. Стоимость природного газа, р., расходуемого на отопление указанных цехов,

ЦТ = В1 Зг,

где Зг -- стоимость 1 м3 газа, равная 3,5 р.

Стоимость природного газа, р., расходуемого на инфракрасное отопление,

Цг = Вг Зг.

Годовая экономия затрат, р.,

Э0 = ЦТ - Цг.

Затраты на ввод в эксплуатацию. Предлагается использовать инфракрасные обогреватели высокой и низкой интенсивности фирмы «Schwank», работающие на природном газе низкого давления.

Стоимость оборудования, у.е.,

З0 = l Cвн = 30 516 = 15480,

где Cвн -- цена нагревателей высокой интенсивности с учетом НДС, у.е.

Затраты на ввод в эксплуатацию (стоимость проекта газоснабжения, монтажа) принимаем в размере Зм = 7690 у.е.

Общие затраты, у.е.,

З = З0 + Зм = 15480 + 7690 = 23170.

Требуется определить PP, NPV, DPP, IRR мероприятия.

ЭСМ № 6. Установка термостатических вентилей и утилизатора тепла

в системе вентиляции

Требуется определить PP, NPV, DPP, IRR мероприятий и выбрать более эффективное.

ЭСМ № 7. Термоизоляция паропроводов и трубопроводов горячей воды

Описание возможностей. В результате проведенного анализа системы распределения пара было установлено, что часть паропроводов, ответвления и трубопроводная сеть горячего водоснабжения теплоизоляции не имеют. Сведения о разрушенной изоляции и неизолированной трубопроводной сети получены в результате измерений на предприятии и приведены в табл. 21.

Таблица 21

Данные по изоляции паропроводов

Назначение трубопровода	Общая длина, м	Диаметр, мм	Число фланцев, шт.	Число вентилей, шт.	t, С
1. Паропровод 2. Паропровод 3. Паропровод 4. Паропровод 5. Горячая вода 6. Горячая вода 7. Горячая вода	200 320 110 80 11 20 140	89 50 40 25 700 50 40	4 4 -- -- 4 4 --	2 2 -- -- 3 3 1	120 120 120 120 70 70 70

Коэффициент полезного действия котла, в соответствии с проведенными измерениями, составляет 85 % (Kк = 0,85), а коэффициент полезного действия системы распределения пара -- 78 % (Kп = 0,78). Паровой котел в настоящее время работает в течение года 30 часов в неделю, 50 недель в году.

Предлагается полностью заизолировать паровую трубопроводную сеть и сеть горячего водоснабжения.

Толщина теплоизоляции должна иметь величину в зависимости от диаметра трубы и ее назначения (табл. 22).

Таблица 22

Данные по толщине теплоизоляции и диаметра паропровода

Назначение	Диаметр, мм	Толщина изоляции, мм
1. Пар 2. Пар 3. Горячая вода 4. Горячая вода	40--89 25 700 40--50	80 20 200 42

Расчет годовой экономии энергии. Необходимо определить тепловые потери для изолированных и неизолированных труб. Потери теплоэнергии неизолированными трубопроводами, ккал/ч, определяем по формуле

где qниз -- удельные потери неизолированными трубопроводами, ккал/(мч); k -- поправочный коэффициент, величина которого зависит от температуры в воздухе и от разности температур стенок трубы и воздуха; L0 -- приведенная длина трубопровода, м.

+ (0,5 мm),

где n -- количество вентилей на участке, шт.; m -- количество фланцев на участке, шт.

Дальнейшие расчеты выполнены аналогично, результаты сведены в табл. 23.

Тепловые потери изолированных трубопроводов, ккал/ч, определяем по формуле

Qиз = qиз (t1 - t2) a b L0,

где qиз -- удельная потеря 1 м трубопровода при разности (t1 - t2) =1 С в зависимости от толщины изоляции, ккал/ч; t1 -- температура стенки трубопровода, принимаемая равной температуре среды, С; t2 -- температура воздуха, С; a -- поправочный коэффициент, зависящий от толщины изоляции, коэффициента теплопроводности изоляционного материала и разности температур теплоносителя и воздуха. При толщине изоляции до 100 мм и разности температур до 300 С a = 1; b -- поправочный коэффициент на влияние ветра (при скорости ветра более 5 м/с).