Организация, планирование и управление энергохозяйством предприятия

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ

Учреждение образования

Гомельский государственный технический университет имени П.О. Сухого

Кафедра «Экономика и управление в отраслях»

Расчетно-пояснительная записка

к курсовой работе

по дисциплине: «Организация и планирование производства. Управление предприятием»

на тему: «Организация, планирование и управление энергохозяйством предприятия»

Исполнитель: студент гр. ЗТЭ-61 Помозов Д.И.

Руководитель: Полозова О.А.

Гомель 2014



Введение

При проектировании и эксплуатации систем промышленного энергоснабжения возникает ряд проблем, для решения которых необходимо проведение технико-экономических и плановых расчетов. К таким вопросам относятся: определение плановой потребности предприятия в энергетических ресурсах, объема и плана ремонтных работ, численность персонала, себестоимость энергетической продукции, а также её топливной составляющей, уровня энергозатрат, целесообразности проведения организационно-технических мероприятий и ряд других.

Актуальность данных расчетов в том, что они проводятся на всех без исключения предприятиях энергетики и являются неотъемлемой частью политики государства.

В данной курсовой работе будут рассмотрены вопросы определения потребности предприятия в различных видах топлива, энергии и энергоносителей; даются рекомендации по расчету основных технико-экономических показателей производственной котельной; проводится оценка возможных резервов экономии топлива и экономической целесообразности их использования; предложены различные формы энергобалансов; даётся методика расчета себестоимости теплоты, отпускаемой из котельной, и энергозатрат предприятия.



1. Определение потребности предприятия в тепловой энергии

1.1 Расход тепла на отопление и вентиляцию

Расчет показателей ведется по нормативному методу с использованием данных по тепловым характеристикам зданий и климатологическим данным заданного региона по выражениям 1- 4.

Годовой расход тепла на отопление и вентиляцию, Гкал/год:

(1.1)

(1.2)

где - удельные отопительная и вентиляционная характеристики здания, ккал/м3ч°С;

- объем по наружному обмеру, тыс. м3;

- внутренняя температура отапливаемых помещений, °С;

- наружная средняя температура за отопительный период,°С;

- продолжительность отопительного периода, сут./год;

- продолжительность работы системы вентиляции за отопительный период, сут./год (зависит от режима работы цехов);

- продолжительность работы системы вентиляции в сутки, час/сут. Для основных цехов принимается в соответствии с режимом работы, для вспомогательных - до 8 час/сут.

Часовой расход тепла на отопление и вентиляцию, Гкал/час:



(1.3)

(1.4)

где - расчетное значение наружной температуры воздуха для проектирования систем отопления и вентиляции, °С [2].

Годовой расход тепла на отопление и вентиляцию, Гкал/год:

Qо1=0,3*45*(14-0,6)*181*24*10-3=785,8296 тыс Гкал/год

Qо2=0,3*36*(14-0,6)*181*24*10-3=628,6637 тыс Гкал/год

Qо3=0,4*54*(16-0,6)*181*24*10-3=1444,9882 тыс Гкал/год

Qо4=0,3*21*(14-0,6)*181*24*10-3=366,7205 тыс Гкал/год

Qо5=0,4*30*(16-0,6)*181*24*10-3=802,7712 тыс Гкал/год

Qо6=0,45*24*(16-0,6)*181*24*10-3=722,4941 тыс Гкал/год

Qо7=0,45*21*(16-0,6)*181*24*10-3=632,1823 тыс Гкал/год

Qо8=0,4*8*(16-0,6)*181*24*10-3= 214,0723тыс Гкал/год

Qо9=0,3*12*(18-0,6)*181*24*10-3=272,1082 тыс Гкал/год

Qо10=0,3*7*(18-0,6)*181*24*10-3=158,7298 тыс Гкал/год

Qв1=0,55*45*(14-0,6)*181*24*10-3=1440,6876 тыс Гкал/год

Qв2=0,9*36*(14-0,6)*181*24*10-3=1885,991 тыс Гкал/год

Qв3=0,15*54*(16-0,6)*181*24*10-3=541,8706 тыс Гкал/год

Qв4=0,55*21*(14-0,6)*181*24*10-3=672,3209 тыс Гкал/год

Qв5=0,2*30*(16-0,6)*181*24*10-3=401,3856 тыс Гкал/год

Qв6=0,2*24*(16-0,6)*181*8*10-3=107,0362 тыс Гкал/год

Qв7=0,2*21*(16-0,6)*181*8*10-3=93,6566 тыс Гкал/год

Qв9=0,11*12*(18-0,6)*181*8*10-3=33,2577 тыс Гкал/год

Qв10=0,11*7*(18-0,6)*181*8*10-3=19,4003 тыс Гкал/год

Часовой расход тепла на отопление и вентиляцию, Гкал/час:

Qчо1=0,3*45*(14+21)*10-3=0,4725 тыс Гкал/час

Qчо2=0,3*36*(14+21)10-3=0,378тыс Гкал/час

Qчо3=0,4*54*(16+21)*10-3=0,7992тыс Гкал/час

Qчо4=0,3*21*(14+21)*10-3=0,2205тыс Гкал/час

Qчо5=0,4*30*(16+21)*10-3=0,444тыс Гкал/час

Qчо6=0,45*24*(16+21)*10-3= 0,3996тыс Гкал/час

Qчо7=0,45*21*(16+21)*10-3=0,3497тыс Гкал/час

Qчо8=0,4*8*(16+21)*10-3= 0,1184тыс Гкал/час

Qчо9=0,3*12*(18+21)*10-3=0,1404тыс Гкал/час

Qчо10=0,3*7*(18+21)*10-3=0,0819тыс Гкал/час

Qчв1=0,55*45*(14+6,5)*10-3=0,5074тыс Гкал/час

Qчв2=0,9*36*(14+6,5)*10-3=0,6642тыс Гкал/час

Qчв3=0,15*54*(16+6,5)*10-3=0,1823тыс Гкал/час

Qчв4=0,55*21*(14+6,5)*10-3=0,2368тыс Гкал/час

Qчв5=0,2*30*(16+6,5)*10-3=0,135тыс Гкал/час

Qчв6=0,2*24*(16+6,5)*10-3=0,108тыс Гкал/час

Qчв7=0,2*21*(16+6,5)*10-3=0,0945тыс Гкал/час

Qчв9=0,11*12*(18+6,5)*10-3=0,0323тыс Гкал/час

Qчв10=0,11*7*(18+6,5)*10-3=0,0189тыс Гкал/час

Результаты расчета представим в виде таблицы 1.1.

Таблица 1.1 Расход тепла на отопление и вентиляцию

Наименование цехов	Объем помещений, тыс.м3	Тепловые хар-ки зданий, ккал м3•ч•?С	Темпер. внутри помещений, ?С	Режим работы вентиляции	Годовой расход тепла, Гкал год	Часовой расход тепла, Гкал ч
				час сут.	сcут. ггод
	V	qo	qв	tвн	tв	nв	Qo	Qв	Qчo	Qчв
1.Кузнечно-прессовый	45	0,3	0,55	14	24	181	785,8296	1440,6876	0,4725	0,5074
2.Литейный	36	0,3	0,9	14	24	181	628,6637	1885,991	0,378	0,6642
3.Механический	54	0,4	0,15	16	24	181	1444,9882	541,8706	0,7992	0,1823
4.Термический	21	0,3	0,55	14	24	181	366,7205	672,3209	0,2205	0,2368
5.Сборочный	30	0,4	0,2	16	24	181	802,7712	401,3856	0,444	0,135
6.Инструментальный	24	0,45	0,2	16	8	181	722,4941	107,0362	0,3996	0,108
7.Рем. механический	21	0,45	0,2	16	8	181	632,1823	93,6566	0,3497	0,0945
8.Компрессорная	8	0,4	___	16	8	181	214,0723	____	0,1184	____
9.Заводо-управление	12	0,3	0,11	18	8	181	272,1082	33,2577	0,1404	0,0323
10.Столовая	7	0,3	0,11	18	8	181	158,7298	19,4003	0,0819	0,0189
Итого	258	3,6	2,97	158	160	1810	6028,5599	5195,6065	3,4042	1,9794

1.2 Расход тепла на горячее водоснабжение

Расход тепловой энергии на нужды горячего водоснабжения определяется по формуле Гкал /период:

(1.5)

где - расход воды на горячее водоснабжение, т;

- теплоемкость воды, с = 1, ккал / кг·єС;

- температура горячей воды, єС (55·єС);

- температура холодной воды, єС (летом - 15єС, зимой - 5єС).

Расход горячей воды для хозяйственно-бытовых нужд предприятия в общем случае складывается из расходов на умывальники, душевые сетки, приготовление пищи и уборку помещений.

(1.6)

Расход горячей воды на умывальники:



, т/пер (1.7)

где - численность соответствующей группы персонала, чел;

- нормативный расход горячей воды на одного человека соответствующей группы персонала;

- количество рабочих дней по балансу рабочего времени расчетного периода (квартала) с учетом режима работы предприятия и категорий работающих.

Нормативный расход горячей воды на одного рабочего и служащего в день составляет - 11 и 5 литров соответственно.

Расход горячей воды на душевые сетки:

, т/пер (1.8)

где - нормативный расход горячей воды на одну душевую сетку в час наибольшего потребления. = 230 л / час;

- количество душевых сеток, шт. Принимать из расчета 1 шт. на 10 чел.;

- продолжительность рабочего периода;

- продолжительность работы душевых сеток, = 0,75 часа.

Расход воды на приготовление пищи в столовой:

, т/пер (1.9)

где - норма расхода воды на условное блюдо, л /у.б;

- количество условных блюд, = 4 л /у.б.

, шт (1.10)

где - численность персонала предприятия, чел.;

- доля персонала, пользующаяся услугами столовой, принимается по согласованию с консультантом.

Расход горячей воды на умывальники:

I квартал:

Gураб=11*2750*60*10-3 =1815т/пер

Gуслуж=5*850*60*10-3 =255 т/пер

?Gу= Gураб + Gуслуж=1815+255=2070 т/пер

II квартал:

Gураб=11*2750*66*10-3 = 1996,5т/пер

Gуслуж=5*850*66*10-3 =280,5 т/пер

?Gу= Gураб + Gуслуж=1996,5+280,5=2277т/пер

III квартал:

Gураб=11*2750*68*10-3 =2057 т/пер

Gуслуж=5*850*68*10-3 =289 т/пер

?Gу= Gураб + Gуслуж=2057+289=2346 т/пер



IV квартал:

Gураб=11*2750*64*10-3 =1936 т/пер

Gуслуж=5*850*64*10-3 =272 т/пер

?Gу= Gураб + Gуслуж=1936+272=2208т/пер

Расход горячей воды на душевые сетки:

I квартал:

Gд=230*3600/10*60 *0,75*10-3=3726 т/пер

II квартал:

Gд=230*3600/10*66 *0,75*10-3=4098,6 т/пер

III квартал:

Gд=230*3600/10*68 *0,75*10-3=4222,8 т/пер

IV квартал:

Gд=230*3600/10*64 *0,75*10-3=3974,4 т/пер

Расход воды на приготовление пищи в столовой:

- доля персонала, пользующаяся услугами столовой, принимается по согласованию с консультантом, в=0,8

nуб=3*3600*0,8=8640шт

I квартал:

Gст=4*8640*60*10-3=2073,6 т/пер

II квартал:

Gст=4*8640*66*10-3=2281 т/пер

III квартал:

Gст=4*8640*68*10-3=2350,1 т/пер

IV квартал:

Gст=4*8640*64*10-3=2211,8 т/пер

Расход горячей воды для хозяйственно-бытовых нужд предприятия в общем случае складывается из расходов на умывальники, душевые сетки, приготовление пищи и уборку помещений.

I квартал:

Gгвс=2070+3726+2073,6=7869,6 т/пер

II квартал:

Gгвс=2277+4098,6+2281=8656,6 т/пер

III квартал:

Gгвс=2346+4222,8+2350,1=8918,9 т/пер

IV квартал:

Gгвс=2208+3974,4+2211,8=8394,2 т/пер

Расход тепловой энергии на нужды горячего водоснабжения:

I квартал:

Qгвс=7869,6 *1*(55-5)*10-3=393,48 Гкал /период

II квартал:

Qгвс=8656,6 *1*(55-5)*10-3=432,83 Гкал /период

III квартал:

Qгвс=8918,9 *1*(55-15)*10-3=356,756 Гкал /период

IV квартал:

Qгвс=8394,2 *1*(55-5)*10-3=419,71 Гкал /период

Таблица 1.2 Расход воды и тепловой энергии на ГВС

Период времени	Расход воды на ГВС, т/пер.	Расход тепл. энер. Гкал/пер.
	Умывальники	Душевые	Столовая	Итого
Кварталы	I	2070	3726	2073,6	7869,6	393,48
	II	2277	4098,6	2281	8656,6	432,83
	III	2346	4222,8	2350,1	8918,9	356,756
	IV	2208	3974,4	2211,8	8394,2	419,71
Итого за год	8901	16021,8	8916,5	33839,3	1602,78



1.3 Расход тепла на технологические нужды

Расход тепла на технологические нужды, ГДж/год (Гкал/год)

(1.11)

где - расход пара на технологические нужды из отборов 13 и 8 ата, т/ч; - энтальпия (теплосодержание) пара, отпускаемого потребителям на технологические нужды из отборов 13 и 8 ата соответственно, = 2900 кДж/кг, = 2800 кДж/кг;

- энтальпия питательной воды, h = 437 кДж/кг;

- возврат конденсата потребителями, =60%,;

- энтальпия конденсата, возвращаемого потребителями, = 336 кДж/кг; - годовое число часов использования потребителями технологической нагрузки с учетом режима работы предприятия, час/год. В условиях курсовой работы принять: при двухсменном режиме - 4000, трехсменном - 6000, непрерывном - 7400 часов.

- коэффициент неравномерности суточного графика по пару, = 0,8.

Qт=((9(2900-437) - )+(3(2800-437) - ))*6000*0,8*10-3= =123010,56 кДж/год=29379,1641 Гкал/год



1.4 Расчет годового объема потребления и выработки тепла

Годовой расход тепла по всем видам потребителей составит, ГДж/год (Гкал/год):

(1.12)

Qпотр=6028,5599+5195,6065+1602,78+29379,1641=42206,11 Гкал/год

Количество тепла, отпущенного из котельной:

(1.13)

Qотп=42206,11/(1- 0,02)=43067,46 Гкал/год

Потери тепла в тепловых сетях:

(1.14)

Qпот тс=43067,46 - 42206,11=861,35 Гкал/год

Количество тепла, выработанного котельной:

(1.15)

Qвыр=43067,46/(1-0,02)=43946,39 Гкал/год

Расход тепла на собственные нужды котельной:

(1.16)



Qсн= 43946,39 - 43067,46=878,93 Гкал/год

В расчетах значения показателей принять: - 2 %; в пределах - 1,5...3 % в зависимости от состава оборудования.

Результаты расчетов представим в форме табл. 1.3

Таблица 1.3 Потребление и выработка тепла на предприятии

Теплопотребление и выработка, Гкал/год
Qо	Qв	Qгвс	?Qгв	Qт= Qпар	Qпотр	Qпот тс	Qотп	Qсн	Q выр
6028,5599	5195,6065	1602,776	12826,942	29379,1641	42206,11	861,35	43067,46	878,93	43946,39

1.5 Расчетные тепловые нагрузки

Расчетные тепловые нагрузки котельной определяются по видам потребителей и теплоносителей, ГДж/час, Гкал/ч:

- на отопление и вентиляцию согласно данных расчета табл. 1.1;

- на ГВС расход теплоты учитывается по среднему значению за отопительный период:

- на технологию - принимаются согласно исходным данным.

Расчетная тепловая нагрузка предприятия с учетом потерь в сетях и собственных нужд котельной:

- по горячей воде

(1.17);

Qр.гв=(6028,5599+5195,6065+1602,776)/(1-0,02)*(1-0,02)=13355,8334 Гкал/год=3,074 Гкал/ч

- по пару

(1.18);

Qр.п.= 29379,1641/(1-0,02)*(1-0,02)=30590,55 Гкал/год =7,042 Гкал/час

Результаты расчета представим по форме табл. 1.4.

Таблица 1.4 Расчетные тепловые нагрузки предприятия

Вид нагрузки	Обознач	Единицы измерения
		ГДж/час	Гкал/час	МВт	т/ч
Отопление		14,253	3,4042	3,949	5,446
Вентиляция		8,288	1,9794	2,296	3,167
ГВС		2,237	0,534	0,619	0,854
Итого в гор воде с учетом потерь и сн		12,88	3,074	3,566	4,918
Итого в паре с учетом потерь и сн		29,485	7,042	8,169	11,267
Всего		67,143	16,034	18,599	25,652

Вывод: произвели расчет необходимого количества тепла на нужды отопления, вентиляции и ГВС, а также определили их тепловые нагрузки.



2. Определение норм расхода тепловой энергии на обогрев зданий и ГВС

Норма расхода тепловой энергии на отопление:

, (2.1)

где - суммарный объем цехов, тыс. м3;

- температура средняя внутри отапливаемых помещений:

, °С (2.2)

tвн.ср.== 15,4°С

Нот=*103=16,24

Норма расхода тепловой энергии на ГВС (рассчитывается поквартально):

, (2.3)

I квартал:

Нгвс=*103=109,3

II квартал:

Нгвс=*103=120,23

III квартал:

Нгвс=*103=99,099

IV квартал:

Нгвс=*103=116,586

Таблица 2.1 Нормы расхода тепловой энергии

Вид нормы	Единица измерения	Нормы расхода тепловой энергии
		годовая	по кварталам
			I	II	III	IV
Обогрев зданий		16,24	16,24	16,24	--	16,24
ГВС		445,215	109,3	120,23	99,099	116,586

Вывод: произвели расчет норм расхода тепловой энергии на отопление, вентиляцию и ГВС.

тепловой вентиляция котельня



3. Выбор типа и количества устанавливаемых котельных агрегатов и расчет технологических показателей котельной

3.1 Выбор типа и количества устанавливаемых котельных агрегатов

Состав основного оборудования (водогрейные и паровые котлы) и его установленная мощность выбираются исходя из расчетных тепловых нагрузок в паре и горячей воде.

При выборе тепло- и паропроизводительности котлоагрегатов рекомендуется соблюдать следующие условия [6]:

1. Не должно быть меньше двух и больше четырех-шести агрегатов (последнее количество относится к чугунным котлам).

2. Как правило, должны устанавливаться однотипные котельные агрегаты с одинаковой производительностью.

3.Изменение загрузки котлоагрегатов для отдельных режимов не должно, по возможности, выходить за пределы номинальной на +- 25 %.

4. В отопительно-производственной котельной резервные котельные агрегаты устанавливаются лишь в тех случаях, когда по условиям технологии производства перерывы в снабжении теплом допускать нельзя.

С целью реализации энергосберегающей политики, с учетом сезонного и неравномерного характера отопительной нагрузки рекомендуется выбирать водогрейные котлы с небольшой единичной мощностью. Кроме того, при выборе данного типа котлов необходимо учитывать структуру нагрузки (отопительная и ГВС). В случае незначительной доли ГВС можно предусмотреть для ее покрытия установку котла малой мощности или передачу данной нагрузки в межотопительный период паровым котлам.

В соответствии с рекомендациями по выбору оборудования и исходя из расчетов, принимаем 4 единицы оборудования:

-водогрейный котел стальной типа КВ-ГМ-4 в количестве 1шт;

-паровой котел двухбарабанный типа ДКВР-6,5-13 в количестве 2шт;

-для ГВС в летний период-котел водогрейный стальной КВ-0,12 в количестве 1шт [4].

3.2 Установленная мощность котельной, Гкал/ч (МВт):

, Гкал/ч (3.1)

где - установленная мощность водогрейных и паровых котлов, соответственно.

(3.2)

, (3.3)

где - номинальная мощность водогрейных котлов;

-номинальная паропроизводительность котлов;

n- число установленных котлов;

- непрерывная продувка котла.

=0,01·,(3.4)

где - процент продувки котла, в расчетах принять 3 %.

Qувк=4*1=4 Гкал/ч=4,65МВт

Qувк=0,12*1=0,12 Гкал/ч=0,14МВт

? Qувк=4+0,12=4,12 Гкал/ч=4,79МВт

Dпр=0,01*3*6,5=0,195 Гкал/ч

Qуп.к=(6,5(690-104)+0,195(196,5-104))*2*10-3= 7,654Гкал/ч=8,88МВт

Qу=4,12+7,654=11,774 Гкал/ч=13,66 МВт

Коэффициенты загрузки котельного оборудования:

, % (3.5)

, % (3.6)

Кзв.к.==74%

Кзп.к.==87%

Данные по выбранному оборудованию котельной представим в виде таблицы 3.1.

Таблица 3.1 Технические показатели агрегатов котельной

Тип котельных агрегатов	Кол-тво	Номинальная мощность	Установленная мощность	КПД	kзагр.
		т/ч	Гкал/ч	МВт	Гкал/ч	МВт	%	о.е.
ДКВР-6,5-13	2	13	8,12	9,4	7,65	8,88	91,8	87
КВ -ГМ- 4	1	6,4	4,0	4,65	4,0	4,64	93,9	74
КВ - 0,12	1	0,19	0,12	0,14	0,12	0,14	84	74
Всего по котельной	4	19,6	12,24	14,19	11,77	13,66	-	-

ДКВР-6,5-13 - Котел паровой двухбарабанный предназначен для производства насыщенного и перегретого пара для технологических нужд промышленных предприятий, в системы отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. Условное обозначение котла: ДКВР - тип котла; 6,5 - паропроизводительность (в т/ч); 13 - абсолютное давление пара (топливо-газ).

КВ - ГМ - 4 - Котел водогрейный, ГМ (Р) - вид сжигаемого топлива и способ сжигания (вид топлива-газ); 4 (4,65) - теплопроизводительность (в Гкал/ч (МВт)); 150 - температура воды на выходе (в °С).

КВ - 0,12 - Водогрейный, стальной, водотрубный, твердотопливный котёл с ручным забросом топлива, мощностью 0,12 Гкал/час, КПД на каменном угле 84%, расход каменного угля 47кг/час, расход воды 10т/час, отапливаемая площадь 1200 м. кв., масса котла 900 кг, температура воды вход/выход 70/95 С работает на самотяге.

3.3 Годовое число часов использования установленной мощности

, ч/год (3.7)

Hу==3217,2 ч/год

3.4 Годовой расход топлива котельной

Годовой расход котельной топлива котельной определяется по выражениям:

- условного, т у. т./год по выражениям 3.8 или 3.9:

(3.8)

(3.9)

-натурального, тыс. м3/год :



(3.10)

где , - средневзвешенный удельный расход условного топлива на выработку и отпуск единицы тепла соответственно, кг у.т./Гкал;

- низшая теплотворная способность условного и натурального топлива, соответственно; Qу.т. =7000 ккал/кг (ккал/м3); Qрн = 8030 ккал/м3 - природный газ (Брянск-Москва):

Удельные расходы топлива на выработку и отпуск тепла при однотипных котлах определяются по выражениям:

(3.11)

, (3.12)

где , - кпд котла брутто и коэффициент собственных нужд котла, соответственно,%.

(3.13)

(3.14)

где - кпд i -того типа котла;

- удельный расход условного топлива на выработку единицы тепла отдельными котлоагрегатами, кг у.т./Гкал;

- выработка тепла отдельными котлоагрегатами, Гкал/год.

Удельный расход условного топлива на 1 Гкал тепла, отпущенную котельной, определяется по выражению 3.12.

bпквыр= *100=155,62 кг у.т./Гкал; bвквыр= *100=152,14 кг у.т./Гкал

Qпквыр==30578,3 Гкал/год; Qвквыр=43946,39-30578.3=13368,09 Гкал/год

bсрвыр==154,56 кг у.т./Гкал; bсротп==157,71 кг у.т./Гкал

Ву.т.= 43946,39*154,56*10-3=6792,354 т у. т./год; Вн.т.= 6792,354*(7000/8030)=5922,933 тыс. м3/год

3.5 Установленная мощность токоприемников котельной

Установленная мощность токоприемников котельной определяется как сумма мощностей установленного силового электрооборудования по паровой и водогрейной части с учетом электроосвещения, кВт:

(3.15)

где - установленная мощность токоприемников паровой и водогрейной части котельной, соответственно.

При отсутствии данных по мощности электроприемников в учебных расчетах можно воспользоваться методом удельных показателей:

(3.16)

(3.17)

где - удельный расход электрической мощности паровой и водогрейной части котельной, соответственно, кВт/МВт, принимаются по табл. 7 приложения.

Руп=34*8,88=301,92кВт/МВт

Рув=34*4,78=162,86 кВт/МВт

Ру=301,92+162,86=464,78 кВт/МВт

3.6 Годовой расход электроэнергии котельной

, кВт•ч/год, (3.18)

где - установленная мощность токоприемников, обеспечивающая работу группы оборудования, работающего на покрытие i - того вида нагрузки (технология, ГВС, отопление и вентиляция); - коэффициент использования установленной электрической мощности i - той группы оборудования; - число часов работы i - той группы оборудования; - коэффициент использования оборудования во времени, в учебных расчетах принять = 0,5.

В случае незначительной величины нагрузки по ГВС можно использовать следующее выражение:

, кВт•ч/год (3.19)

где - число часов работы в году паровых и водогрейных котлов, соответственно, ч/год: - коэффициент использования установленной электрической мощности. Принимается в зависимости от значения :

,МВт

0,5…0,6 0,7…0,8 0,85

Полученное значение показателя не должно превышать предельных значений, приведенных в табл. 8 приложения.

То=nо*24=181*24=4344 ч/год;

Тт=6000 ч/год

Wкот=0,5*301,92*0,7*4344+0,5*162,86 *0,7*6000=801045,168кВт•ч/год

Удельный расход электроэнергии на 1 Гкал тепла, отпущенную котельной, определяется по выражению:

(3.20)

щкот=801045,168/43067,46=18,6кВт/МВт

3.7 Годовой расход воды котельной

, тыс. м3 (3.21)

где - расход воды на технологические нужды котельной, тыс.м3;

- расход воды на горячее водоснабжение при закрытой системе теплоснабжения (с централизованным приготовлением ГВ), тыс.м3;

Расчет годового расхода воды котельной осуществляется по нормативному методу в табличной форме, согласно составу расходов по формулам таблицы 3.2, где nо - продолжительность отопительного сезона, ч;

Zкот, Ткот - число дней и часов работы котельной в году.

Значения средних удельных расходов воды (g) для учебного проекта принять:

- подпитка тепловой сети : в отопительный период = 15 м3/ч; в летний период = 0,5· = 7,5 м3/ч;

- восполнение потерь пара и конденсата g2 - 10 м3/ч;

- собственные нужды водоподготовки gс.н - 27 м3 /сут;

- подпитка оборотной системы водоснабжения g3=19м3/сут;

Вывод: в результате расчетов была определена потребность котельной в электроэнергии и объемах воды на собственные нужды.

Таблица 3.2 Годовой расход воды котельной

Вид потребления воды	Нормы расхода воды	Усл. обозн.	Обоснование (расчетная формула и пример расчета)	Годовой расход воды, тыс. м3/год	Значение
	м3/час	м3/сут
Технологические нужды: - подпитка теплосети - зимой - летом	15 7,5	- -			(15*4344+7,5*(6192- -4344)	79,02
- восполнение потерь пара и конденсата	10	-			10*6192*10-3	61,92
- собств. нужды водоподготовки	-	27			27*258*10-3	6,966
- подпитка системы оборотного водоснабжения	-	19			19*258*10-3	4,902
Итого на основные технологические нужды					79,02+61,92+6,966+ +4,902	152,808
Прочие расходы					0,03*152,808	4,584
Итого технологические нужды					152,808+4,584	157,392
Горячее водоснабжение				Раздел 1.2	1602,78/1*55	29,141
Итого					157,392+29,141	186,533

4. Определение потребности предприятия в электроэнергии, сжатом воздухе и технологическом топливе

4.1 Потребность предприятия в электроэнергии

Потребность предприятия в электроэнергии (Wпр) складывается из расходов ее по отдельным производственным подразделениям (Wпп), которые определяются на основе объема производства продукции (П), удельных расходов (wi) и косвенных норм (i) по направлениям использования по выражениям:

, кВт·ч (4.1)

, кВт·ч (4.2)

где - расходы электроэнергии на наружное освещение предприятия и на освещение подразделений предприятия, соответственно, кВтч, определяются в долях () от суммарного расхода электроэнергии на основные и вспомогательные нужды подразделений и предприятия в целом, соответственно; - доля потерь электроэнергии в общем электропотреблении подразделений и предприятия соответственно, о.е.

В расчетах прининять: = 0,004; = 0,03…0,07; = 0,04; = 0,03

Расчет производить в форме Таблицы 4.1.

Удельный расход электроэнергии на производство энергоносителей принять согласно результатам расчета п.3.6 и исходных данных. При этом необходимо помнить (иметь в виду), что эти показатели кроме технологических расходов учитывают и расходы электроэнергии на вспомогательные нужды и потери.

При определении потерь в заводских сетях учитывается суммарный расход электроэнергии по подразделениям и наружное освещение.

В годовое потребление на технологические нужды входит потребление энергии в электропечах, термических печах и сушильных установках; на энергетические нужды - в компрессорной и котельной; на силовые нужды - в станочно-прессовом оборудовании; на вентиляционные нужды - в вентиляционном оборудовании.

принимаем 0,05

Таблица 4.1 Годовое потребление предприятием электроэнергии

Цехи (подразделения)	Удельный расход электроэнергии по направлениям использования, кВт·ч/ед.прод.	Годовое потребление электроэнергии, тыс. кВт·ч
	станочно-прессов. и силовое об.	электрические печи	термические печи	сушильные устаноки	вентиляционное оборудование	произ-тво энергоносителей	технологические нужды	силовые нужды	вентиляция	энергетические нужды	освещение	потери	Итого
Кузнечно-прессовый	31,2	14,2	181,2	5,2	26,2	-	4212,6	655,2	2465,4	-	366,66	238,14	7938
Литейный	26,2	-	111,2	6,2	23,2	-	2465,4	550,2	487,2	-	175,14	113,75	3791,69
Механический	251,2	-	-	5,2	11,2	-	109,2	5275,2	235,2	-	280,98	182,49	6083,07
Термический	6,2	10,2	51,2	10,2	23,2	-	1503,6	130,2	487,2	-	106,05	68,88	2295,93
Сборочный	21,2	-	-	-	6,2	-	-	445,2	130,2	-	28,77	18,69	622,86
Инструментальный	31,2	26,2	-	-	7,2	-	550,2	655,2	151,2	-	67,83	44,05	1468,48
Ремонтно-механический	37,2	-	-	3,2	3,2	-	67,2	781,2	67,2	-	45,78	29,73	991,11
Компрессорная	-	-	-	-	-	80	-	-	-	384,3	19,22	12,48	416
Котельная	-	-	-	-	-	22	-	-	-	976,04	48,8	31,7	1056,54
Заводоуправление	-	-	-	-	3,7	-	-	-	77,7	-	3,89	2,52	84,11
Столовая	10,2	31,2	-	2,7	10,2	-	711,9	214,2	214,2	-	57,02	37,0	1234,32
Итого:							9620,1	8706,6	4315,5	1360,34	1200,14	779,43	25982,14
Пр.общ.производ.: -наружное освещен.; -потери в зав. сетях											100,81	1087,29	1188,1
Всего по предприятию	414,6	81,8	343,6	32,7	114,3	102	9620,1	8706,6	4315,5	1360,34	1300,95	1866,72	27170,24

Примечание: к = 0,1NВ, где NВ - номер варианта. NВ=12

4.2 Потребность предприятия в топливе технологическом

На предприятии, выпускающем машины весом 3 т, в качестве технологического топлива используется газ для обработки поковок и отливок. Вес поковок в одной машине - 0,65 т, отливок- 0,7 т.

Расчет годовой потребности предприятия в топливе технологическом определяется по выражению:

, т у.т./год (4.3)

где - годовой объем производства, тыс. шт;

i - вид заготовок, подлежащих обработке;

j - вид обработки;

bi,j - удельный расход топлива, т у.т./т;

m -вес заготовки, т/шт;

При нагреве в газовых печах:

вес заготовок (поковок) на рабочую программу: m *П=0,65*21000=13650 т/год;

годовой расход топлива: В1=0,32*13650=4368 т у.т./год;

в том числе потери:Втпот=4368*0,22=960,96;

полезное использование:



Таблица 4.2 Потребность предприятия в топливе технологическом

Вид обработки	Удельный расход топлива, т у.т./т	Вес заготовок на годовую программу, т	Годовой расход топлива, т у.т. год	В том числе
				Потери	Полезное использование
	поковки	отливки	поковки	отливки		%	т у.т. год	т у.т. год
Нагрев в газовых печах	0,32	?	13650	?	4368	22	960,96	3407,04
Термообработка	0,22	0,24	13650	14700	6531	25	1632,75	4898,25
Нормализация и отпуск	?	0,066	?	14700	970,2	30	291,06	679,14
Итого:					11869,2	77	2884,77	8984,43

Примечание: к = 0,01NВ, где NВ - номер варианта.

4.3 Потребность предприятия в сжатом воздухе

Потребность предприятия в сжатом воздухе определяется по формуле, тыс. м3/год:

(4.4)

где - норма расхода сжатого воздуха на единицу продукции, значение которой принимать в пределах (500-700) м3/шт. по согласованию с консультантом.

Vсв=600*21000*10-3=12600 тыс. м3/год

Вывод: была определена потребность предприятия в технологическом топливе и сжатом воздухе.



5. Определение возможных резервов экономии топлива

Для предприятия, имеющего в своей структуре котельную и использующего топливо для технологических целей, возможны следующие резервы экономии топлива:

1. Использование вторичных энергоресурсов (ВЭР) при реализации технологических процессов обработки металла.

В условиях проекта принять, что реализация этого направления обеспечит экономию технологического топлива () по видам процессов (aj) согласно табл. 5.1 по выражению:

, т у.т./год (5.1)

где aj - процент возможного использования ВЭР, табл. 5.1;

- потери топлива по процессам, табл. 4.2.

Таблица 5.1 Экономия топлива технологического за счет использования ВЭР

Вид процесса	Потери топлива, т у.т./год	Экономия топлива
		%	т у.т./год
1. Нагрев металла	960,96	30	288,288
2. Термообработка	1632,75	20	326,55
3. Нормализация и отпуск	291,06	10	29,106
Итого:	2884,77	60	643,944

2. Снижение расходов теплоты на собственные нужды и потерь тепла в котельной от реализации организационно-технических мероприятий как по отдельным котлоагрегатам, так и общекотельного оборудования согласно табл. 9 приложения.

Экономия топлива энергетического, т у. т./год:

(5.2)

где - удельный расход топлива на выработку единицы тепла по котельной, т у.т./Гкал;

- снижение расходов теплоты на собственные нужды котельной в результате реализации ОТМ, Гкал/год.

Снижение расхода тепловой энергии на собственные нужды котельной определяется по выражению, Гкал/год:

, (5.3)

где - относительная экономия от реализации ОТМ по отдельным котлоагрегатам или общекотельному оборудованию;

- расход тепловой энергии на собственные нужды отдельных котлоагрегатов или котельной в целом.

По отдельным котлоагрегатам:

Снижение потерь с установкой поверхностного экономайзера:

бсн к= 6%

По общекотельному оборудованию:

Устранение утечек пара:

бсн кот=1,5%

дQсн к=0,06*878,93=52,734 Гкал/год.

дQсн кот=0,015*878,93=13,184 Гкал/год.

дQсн=52,734+13,184=65,918 Гкал/год.

дВэн=154,56*65,918*10-3=10,188 т у. т./год

дВэн к=154,56*52,734*10-3=8,151 т у. т./год

дВэн кот=10,188-8,151=2,037 т у. т./год

Таблица 5.2 Расчет снижения расхода тепловой энергии и топлива на собственные нужды котельной

Мероприятия по экономии ТЭР	Относительная экономия б'эк i , %	Расход тепла на СН Qсн, Гкал/год	Экономия тепла ?Q, Гкал/год	Экономия топлива ?Bкот, т у.т./год
1.Установка поверхностного экономайзера	6	878,93	52,734	8,151
2.Устранение утечек пара:	1,5	878,93	13,184	2,037
Итого	7,5	1757,86	65,918	10,188

Вывод: определили резервы экономии топлива, которые составили 654,132 т у. т./год



6. Энергетические балансы предприятия

Энергобаланс является основным документом планирования, анализа и рационализации работы энергохозяйства предприятия и представляет собой систему взаимоувязанных показателей получения и использования всех видов энергии и топлива. В расходной части балансов отражаются направления и структура потребления различных видов топливно-энергетических ресурсов, в приходной - источники и структура покрытия этих потребностей. Энергетические балансы могут быть представлены в двух формах: рабочей (аналитической), с учетом территориального распределения и целевого назначения расходов энергии и синтезированной, которая предусматривает построение балансов по экономическому и целевому признакам. В синтезированном балансе расход энергии по предприятию разбивают сначала на полезный расход и на потери, а затем их подразделяют на элементы: первую составляющую - по направлению использования энергии, вторую по местам и видам потерь.

Переводные коэффициенты определяются следующим образом:

топливо:

;

тепловая энергия: bвыр=154,56 =0,154

электроэнергия: ;

сжатый воздух: (норма расхода электрической энергии [ИД]);

вода: (норма расхода электрической энергии ).

Таблица 6.1 Баланс тепла

Статьи баланса	Приход	Расход
	Гкал	%	Гкал	%
1. Получено со стороны	-	-	-	-
2. Собственные генерирующие установки:	43646,39	100	-	-
2хДКВР-6,5-13	42343,61	96,35	-	-
КВГМ-4	1563,66	3,56	-	-
КСВ - 0,1	39,09	0,09	-	-
Итого по разделу	43646,39	100	0
3. Производственные технологические нужды	-	-	29379,1641	66,85
4. Вспомогательные и хозяйственные нужды, всего:	-	-	-	-
в т.ч. - отопление	-	-	6028,5599	13,72
- вентиляция	-	-	5195,6065	11,82
- ГВС	-	-	1602,78	3,65
5. Собственные нужды котельной	-	-	878,93	2
6. Отпуск на сторону	-	-	-	-
7. Потери энергии в тепловых сетях	-	-	861,35	1,96
Итого по разделам 3-7	0	0	43646,39	100
Баланс	43646,39	100	43646,39	100

Таблица 6.3 Синтезированный баланс топлива

Элементы баланса	Обороты топлива	Структура
	до ОТМ	после ОТМ	до ОТМ	после ОТМ
	тыс. м3	т у.т.	тыс. м3	т у.т.	%	%.
Приход:	-	-	-	-	-	-
Поступило газа со стороны	16464,28	18933,91	15895,55	18279,78	100	100
Расход:	-	-	-	-	-	-
1. Полезно использовано на:	-	-	-	-	-	-
Технологические нужды, всего, в т.ч.: - нагрев в газовых печах - термообработка - нормализация и отпуск	7812,55 2962,64 4259,35 590,56	8984,43 3407,04 4898,25 679,14	7812,55 2962,64 4259,35 590,56	8984,43 3407,04 4898,25 679,14	47,5 18,0 25,9 3,6	49,1 18,6 26,8 3,7
1.2. Производство энергоносителей, всего, в т.ч. - отопление - вентиляция - ГВС -технология	5672,50 810,23 698,29 215,42 3948,56	6523,37 931,77 803,03 247,73 4540,84	5672,50 810,23 698,29 215,42 3948,56	6523,37 931,77 803,03 247,73 4540,84	34,5 4,9 4,2 1,3 24	35,7 5,1 4,4 1,4 24,8
2. Потери, всего, в т.ч.	2979,23	3426,11	2410,41	2771,982	18,1	15,2
2.1. В технологических процессах всего, в т.ч: - нагрев в газовых печах - термообработка - нормализация и отпуск	2508,5 835,62 1419,78 253,1	2884,77 960,96 1632,75 291,06	1948,54 584,93 1135,83 227,79	2240,83 672,67 1306,2 261,954	15,2 5,1 8,6 1,5	12,3 3,4 7,1 1,4
2.2. Собственные нужды котельной	236,25	271,69	227,39	261,502	1,4	1,4
2.3. Потери в сетях	234,48	269,65	234,48	269,65	1,4	1,5
Итого расход	16464,28	18933,91	15895,55	18279,78	100	100

Таблица 6.4 Сводный топливно-энергетический баланс

Вид энергоресурса	Ед. измер.	Приход	Переводной коэффициент	Расход
		со стороны	собств.пр-во	значение	Ед. измер.	вид ЭР и направление использования	т у.т.	%
1.Топливо	тыс. м3	15895,55	-	1,15	т у.т.	Топливо, всего	18279,78	43,65
						в т.ч. технологическое	8984,43	21,46
2. Тепловая энергия	Гкал	-	43646,39	0,154	т у.т./ Гкал	топливо энергетическое	6721,544	16,05
3.Электроэнергия	тыс. кВт·ч	27170,24	-	0,28	т у.т./ Мвтч	Электрическая энергия, всего	7607,667	18,17
4. Сжатый воздух	тыс. м3	12600	-	0,0224	-	в т.ч. на производство сжатого воздуха	282,24	0,67
Итого	-	-	-	-	-		41875,661	100

7. Расчет себестоимости отпущенной теплоты

Определение себестоимости тепловой энергии включает в себя расчет годовых эксплуатационных расходов котельной по выражению, тыс. руб./год:

(7.1)

где - стоимость топлива;

- стоимость воды;

- стоимость электроэнергии;

- годовой фонд заработной платы персонала котельной;

- отчисления на социальные нужды;

- амортизационные отчисления;

- затраты на ремонтно-эксплуатационное обслуживание;

- общекотельные и прочие расходы.

7.1 Стоимость топлива:

, тыс. руб./год (7.2)

где - годовой расход топлива котельной с учетом мероприятий по экономии топлива в натуральном выражении, тыс.м3/год;

- цена топлива, руб./ тыс.м3 [15,16].



= Цтопрасч* * , руб/тыс м3, где

Цтопрасч цена за тыс м3 топлива при расчетной теплоте сгорания, руб./ тыс.м3 [5]: Цтопрасч =2358690 руб./ тыс.м3

- текущий курс доллара на 24.12.2013, =9470 руб.

- базовый курс доллара, =8550 руб.

= 2358690* *= 2612490,5 руб/тыс м3

И топ=6721,544*2612490,5*10-3=17559970 тыс. руб./год

7.2 Стоимость воды:

, тыс. руб./год (7.3)

где - годовой расход воды котельной, тыс. м3/год;(табл. 3.2)

- цена воды, руб./м3,

Стоимость 1м3 воды зависит от источника (схемы) водоснабжения[18].

= 13704 руб/м3.

И вод=186,533*13704=2556248 тыс. руб/год

7.3 Стоимость электроэнергии

Стоимость электроэнергии для потребителей с общей присоединенной мощностью 750 кВА и выше определяется по двухставочному тарифу. В условиях отсутствия информации о договорной мощности предприятия рекомендуется производить расчеты по средней стоимости 1 кВт•ч () по выражению:

, руб./кВт·ч (7.4)

где - число часов использования максимальной нагрузки предприятия в году; при 3-х сменном режиме работы принимаем: =6000ч

а - основная плата за мощность, руб. /кВт·мес.;

b - дополнительная плата за энергию, руб./кВтч.

Тариф на электроэнергию должен быть проиндексирован в соответствии с действующей Декларацией [17].

, (7.5)

где б и в - доли неиндексируемой и индексируемой частей тарифа;

kтек - текущий курс доллара (по данным Национального Банка);

kб - базовый курс доллара (на момент утверждения декларации).

Тогда стоимость электрической энергии будет определяться по выражению:

, тыс. руб./год (7.6)

где W_кот - годовое потребление электрической энергии котельной, кВт•ч/год. [раздел 3.8];

- текущий курс доллара на 24.12.2013, =9470 руб.

- базовый курс доллара, =9400 руб.



а =113501*(0,27+0,73*9470/9400)=114118,01 руб. /кВт·мес

b=1009,7(0,27+0,73*9470/9400)=1015,19 руб. /кВт·ч

Иэл=801,045*( +1015,19)=996040 тыс. руб./год

7.4 Годовой фонд заработной платы персонала котельной

, тыс. руб./год (7.7)

где Т1ст - месячная тарифная ставка первого разряда, тыс. руб./мес;

Т1ст=1300 тыс. руб./мес

- средний тарифный коэффициент, значение которого рассчитывается исходя из среднего тарифного разряда работающих, определяемого по штатному расписанию котельной или по согласованию с консультантом и ЕТС [12];

=2,1

kтвр - коэффициент повышения тарифных ставок по технологическим видам работ [12];

kтвр= 1,2

kпр,доп - коэффициент, учитывающий премиальные начисления и доплаты (за стаж, многосменный режим работы, ночные, контрактные, профессиональное мастерство и т. д.). Значение коэффициента должно быть обосновано, но не превышать 1,6…1,8; kпр,доп= 1,7

- численность персонала котельной, может быть определена на основе штатного расписания или приближенно по формуле:

, чел (7.8)

где nшт - штатный коэффициент, чел/МВт принимается по табл.10 приложения; nшт=2,8

Чкот=2,8*13,66=38,2чел ; Принимаем Чкот=39чел

Изп=39*1300*2,1 *1,2 *12*1,7=2606385,6 тыс. руб./год

Тогда, средняя заработная плата работников котельной:

ЗПср== =5569,2 тыс.руб./чел . мес.

7.5 Отчисления на социальные нужды

Отчисления на социальные нужды определяются в соответствии с нормативами отчислений и платежей по действующему законодательству пропорционально фонду оплаты труда(34% - отчисления на социальное страхование, 1% - отчисления в пенсионный фонд):

Отчисления на социальное страхование:

Исн=0,34*2606385,6+0,01*2606385,6=912235 тыс. руб./год

7.6 Капитальные затраты на сооружение котельной

Для определения капитальных затрат на сооружение котельной в учебных расчетах возможно использование укрупненных методов таких как поагрегатный метод с использованием удельных капитальных вложений:

тыс. руб. (7.11)

где К1, Кп - удельные капиталовложения для ввода первого и последующих котлоагрегатов соответственно, тыс.руб./МВт, принимаются по табл.11 приложения;

Qном_1, Qном_n - номинальная мощность первого и последующих котлоагрегатов, МВт;

n - количество однотипных котлоагрегатов;

kпер - коэффициент пересчета стоимости котельной в цены текущего момента. Принимается по нормативным законодательным актам и отраслевым инструктивным указаниям. kпер=9000;

В случае выбора котлоагрегатов, отсутствующих в табл. 11 приложения, их стоимость принимать по реальным ценам с учетом стоимости вспомогательного оборудования, транспортных расходов, строительно-монтажных работ (СМР), зданий и сооружений по выражению:

тыс. руб. (7.12)

где - стоимость основного оборудования, тыс. руб.;

- коэффициент учитывающий стоимость вспомогательного оборудования, транспортных расходов и СМР;

- стоимость зданий и сооружений, (рассчитывается исходя из структуры капитальных вложений табл. 12 приложения) тыс. руб.

ДКВР-6,5-13: К1=58 тыс.руб./МВт, Кп=26 тыс.руб./МВт, Qном_1= 4,71МВТ, Qном_n = 4,71МВт;

КВГМ-4: К1=55 тыс.руб./МВт, Кп=27 тыс.руб./МВт, Qном_1= 4,65МВТ, Qном_n = 4,65МВт;

Ккот=(58*4,71+26*4,71(2-1))9000+(55*4,65+27*4,65(1-1))*9000=

=5862510 тыс. руб.

7.7 Амортизационные отчисления

Амортизационные отчисления рассчитываются исходя из стоимости котельной и норм амортизации, значение которых определяется на основе [19] по формуле:

тыс. руб./год (7.9)

где Ккот - стоимость котельной, тыс. руб.

Hам.ср, - средняя норма амортизации, %.

(7.10)

где стр, об - доля стоимости общестроительных работ и зданий и оборудования с монтажом в общей стоимости котельной согласно табл. 12 приложения; стр= 30%,об=52%+18%=70%

Hам1, Нам2 - нормы амортизации: 1 - по зданиям и сооружениям (2,5…3,5) %;

2 - по оборудованию - (6…8) %; Hам1=2,5%, Нам2 =6%

Намср=0,3*0,03+(0,52+0,18)*0,07=0,058=5,8%

Иам=5862510*(0,025*0,3+0,06*0,7)=290194,2тыс. руб/год



7.8 Затраты на ремонтно-эксплуатационное обслуживание:

тыс. руб./год (7.13)

где Hрэо - средняя норма отчислений на ремонтно-эксплуатационное обслуживание оборудования котельной, значение которой можно принять в диапазоне (3…5) %, Hрэо=3%

Ирэо=0,03*5862510=175875,3 тыс. руб./год.

7.9 Прочие расходы:

тыс. руб./год (7.14)

где Нпр - норма прочих (накладных) расходов, %. Принимать в диапазоне (20…30) %;

Иуп - условно постоянные расходы, тыс. руб./год, Нпр=25%.

Ипр=0,25*2606385,6=651596,4 тыс. руб./год

Себестоимость единицы отпущенной теплоты определяется по выражению, тыс. руб./ГДж (тыс. руб./Гкал):

(7.15)

где Икот - годовые эксплуатационные расходы котельной, тыс.руб./год.

Sотп=25748544,5/43067,46=597,9 тыс. руб./Гкал

Sотп=17559970/43067,46=407,73 тыс. руб./Гкал

7.10 Структура себестоимости отпущенной теплоты

Таблица 7.1 Структура себестоимости отпущенной теплоты

Наименование элементов и статей затрат	Условное обозначение	Значение, тыс.руб.	Структура, %
1.Материальные затраты, всего в т. ч. - стоимость топлива - стоимость электроэнергии - стоимость воды		21112258 17559970 996040 2556248	82 68,2 3,9 9,9
2.Содержание и эксплуатация энерго-оборудования и сетей, всего в т. ч. - амортизация - РЭО		466069,5 290194,2 175875,3	1,8 1,1 0,7
3.Оплата труда		2606385,6	10,1
4.Отчисления на соц. нужды		912235	3,5
5.Прочие		651596,4	2,5
Итого:		25748544,5	100



8. Определение энергетических затрат предприятия

Энергетическими затратами предприятия (Зэ) называются затраты, связанные с получением (покупкой или производством) энергоресурсов и их использованием в процессе производства.

,тыс. руб./год (8.1)

где Иэр - стоимость энергоресурсов; Иам - амортизация энергооборудования и сетей; Ирэо - затраты на ремонтно-эксплуатационное обслуживание;

ИЗП - затраты на оплату труда работников энергохозяйства с начислениями; Ипр - прочие (накладные) расходы.

Стоимость энергоресурсов определяется исходя из их годового расхода (раздел 6) и действующих цен и тарифов на них.

Итоп=8984,43*2612490,5*10-3=23471738 тыс. руб./год.

Иэл=7607,667*( +1015,19)=9459571 тыс. руб./год.

Ивод=186,533*13704=2556248 тыс. руб./год.

Иэр=23471738+9459571+2556248=35487557 тыс. руб./год.

Стоимость основных производственных фондов энергохозяйства определяется упрощенно по выражению, тыс. руб./год:

(8.2)

где куд - величина удельных капитальных вложений, тыс. руб./т у.т., принимается по согласованию с консультантом; куд =800 тыс. руб./т.у.т.

B - годовой расход всех видов энергетических ресурсов , принимается по данным сводного ТЭБ, т у.т./год. [Табл.6.4]

Кэх=800*27170,24=21736192 тыс. руб./год.

Годовые амортизационные отчисления определяются исходя из стоимости основных производственных фондов энергохозяйства (Кэх) и средней нормы амортизации, которая может быть принята в условиях данной курсовой работы в диапазоне 6 %.

Иам=0,06*21736192=1304171,5 тыс. руб./год.

Величина годовых затрат на ремонтно-эксплуатационное обслуживание энергооборудования и сетей определяется упрощенно в размере 5 % от стоимости основных производственных фондов энергохозяйства. [1, с.30]

Ирэо=0,05*21736192=1086809,6 тыс. руб./год.

Годовая зарплата работников энергохозяйства:

(80)

где ФЗП - годовой фонд оплаты труда с отчислениями на социальные нужды одного работника, руб/челгод:

Фзп=



Фзп= =90221,04 тыс. руб./чел. год.

Чэх - численность работников энергохозяйства предприятия, чел, принимается в размере 3...6% от общей численности работников предприятия [1, с.30]:

Чэх=0,06*3600=360 чел; Изп=90221,04*360=32479574,4 тыс. руб./год.

Прочие (накладные) расходы:

Ипр=0,25*32479574,4=8119893,6 тыс. руб./год.

Зэ=35487557+1304171,5+1086809,6+32479574,4+9119893,6=78478006,1 тыс. руб./год.

Структуру энергетических затрат предприятия представим в форме таблицы 8.1.

Таблица 8.1 Структура энергетических затрат предприятия

Наименование статей затрат	Условное обозначение	Значение, тыс. руб.	Структура, %
1. Стоимость энергоресурсов		35487557	45,2
2. Амортизация энергооборудования и сетей		1304171,5	1,7
3. Ремонтно-эксплуатационное обслуживание		1086809,6	1,4
4. Оплата труда работников энергохозяйства с начислениями		32479574,4	41,4
5. Прочие		8119893,6	10,3
Итого:		78478006,1	100

9. Оценка экономической эффективности мероприятий по экономии топлива

В данном разделе производиться оценка эффективности мероприятий по экономии топлива, предложенных в разделе 5 по системе показателей:

- срок окупаемости статический (Ток.стат) и динамический (Ток.дин);

- чистый дисконтированный доход (ЧДД);

- внутренняя норма доходности (pвн;)

- индекс доходности (ИД).

- среднегодовой экономический эффект (ЧДД год).

Оценка эффективности проводится для каждого мероприятия.

9.1 Капитальные вложения в мероприятия по экономии топлива

Капитальные вложения в ОТМ по снижению расхода топлива в технологических установках,:

тыс.руб. (9.1)

где k1 - удельные капитальные вложения в ОТМ по использованию ВЭР от технологических установок, тыс. руб./ту.т., принимаются по согласованию с консультантом; принимаем k1=5492,6 тыс. руб./ту.т.

Втех - экономия топлива технологического, т.у.т./год [Табл.5.1]:

Ктех=5492,6*643,944=3536926,8 тыс.руб.

Капитальные вложения в ОТМ по снижению расхода топлива на СН котельной:

тыс.руб. (9.2)

снижение потерь с установкой поверхностного экономайзера:

за счет устранения утечек пара:

где k2 - удельные капитальные вложения в ОТМ по снижению расхода тепла на СН котельной, тыс. руб./т.у.т., принимаются по согласованию с консультантом, принимаем k2=899,65 тыс. руб./Гкал; QОТМ_к, QОТМ_кот - экономия тепла за счет снижения потерь с установкой поверхностного экономайзера и устранения утечек пара, соответственно, Гкал/год. Кэ1=899,65*52,734=47442,1 тыс. руб.

Кэ2=899,65*13,184=11861 тыс. руб.

9.2 Финансовые результаты внедрения мероприятий по экономии топлива

Годовой финансовый результат от внедрения ОТМ, направленных на снижение расхода топлива, определяется по выражению:

, тыс. руб./год (9.3)

где Ит - экономия текущих затратах на топливо;

Иам, Ирэо - амортизационные отчисления и текущие затраты на ремонтно-эксплуатационное обслуживание, связанные с внедрением оборудования.

Иам - дополнительные амортизационные отчисления, за счет внедрения нового оборудования; тыс.руб/год:

где Нам - норма амортизации, %: , Tсл - нормативный срок службы оборудования, лет [7]:

Ир - дополнительные издержки на ремонт установленного оборудования, тыс.руб/год:

где Нр - норма отчислений на ремонт оборудования, %, принимаем 5 %

Финансовые результаты первого года от внедрения ОТМ по экономии технологического топлива:

Ит=643,944*2612490,5=1682297,6 тыс. руб./год.

Нам=1/15*100%=6,7%

Иам=0,067*3536926,8=236974,1 тыс. руб./год.

Ирэо=0,05*3536926,8=176846,3 тыс. руб./год.

Ротм=Иотм=1682297,6+236974,1-176846,3=1742425,4 тыс. руб./год.

Результаты расчета представим в форме табл. 9.1



Таблица 9.1 Финансовые результаты внедрения ОТМ

	Экономия топлива технологического	ОТМ направленные на снижение потерь с установкой поверхностного экономайзера	ОТМ направленные на устранение утечек пара	Итого
KОТМ, тыс.руб	3536926,8	47442,1	11861	3596229,9
B, тыс.м3	643,944	8,151	2,037	654,132
Нам, %	6,7	8,3	4,3
Тсл, лет	15	12	23
Нр, %	5	5	5
Ит, тыс.руб/год	1682297,6	21294,4	5321,6	1708913,6
Иам, тыс.руб/год	236974,1	3937,7	510	241421,8
Ир, тыс.руб/год	179846,3	2372,1	593,05	179811,5
РОТМ, тыс.руб/год	1742425,4	22860	5238,6	1770524

9.3 Показатели экономической эффективности

1. Срок окупаемости (статический):

лет (9.7)

Ток.стат.=3536926,8/1742425,4=2,0 лет

2. Чистый дисконтированный доход ЧДД (экономический эффект от внедрения ОТМ за весь срок расчетного периода Т):

тыс. руб. (9.8)

где Рt - финансовый результат ОТМ в году t; Кt - капиталовложения в году t;

Рt - Кt - поток наличности в году t;

dt - коэффициент дисконтирования текущего года:

, (9.9)

где p - норма дисконтирования о.е. .

Расчет представим в форме табл. 9.2

Таблица 9.2 Расчет ЧДД при r=27%

год, t	dt	ОТМ, направленное на снижение расхода технологического топлива при r=27%
		Кt, млн.руб.	Рt, млн.руб.	Рt - Кt, млн.руб.	ЧДСt, млн.руб.	ЧДД,млн.руб.
0	1	3536926,8	0	-3536926,8	-3536926,8	-3536926,8
1	0,79		1742425,4	1742425,4	1376516,1	-2160410,7
2	0,62		1742425,4	1742425,4	1080303,7	-1080107
3	0,49		1742425,4	1742425,4	853788,4	-226318,6
4	0,38		1742425,4	1742425,4	662121,7	435803,1
5	0,3		1742425,4	1742425,4	522727,6	958530,7
6	0,23		1742425,4	1742425,4	400757,8	1359288,5
7	0,19		1742425,4	1742425,4	331060,8	1690349,3
8	0,15		1742425,4	1742425,4	261363,8	1951713,1
9	0,12		1742425,4	1742425,4	209091,0	2160804,1
10	0,09		1742425,4	1742425,4	156818,3	2317622,4
11	0,07		1742425,4	1742425,4	121969,8	2439592,2
12	0,06		1742425,4	1742425,4	104545,5	2544137,7
13	0,05		1742425,4	1742425,4	87121,3	2631259
14	0,04		1742425,4	1742425,4	69697,0	2700956
15	0,03		1742425,4	1742425,4	52272,8	2753228,8
Итого		3536926,8	26136381	20857028,8	2753228,8

где dt - коэффициент дисконтирования текущего года:

Кt - капиталовложения в данном году t, тыс.руб;

Рt - финансовый результат ОТМ в данном году t, тыс.руб;

Рt - Кt - поток наличности в данном году, тыс.руб;

ЧДСt - дисконтированный поток наличности, тыс.руб:

ЧДС=(Р1-К1)* d, тыс.руб (9.9)

ЧДС - накопленная чистая дисконтированная стоимость, тыс.руб

3. Срок окупаемости (динамический) Ток.дин:

лет (9.10)

где t - последний год, в котором накопленная ЧДДt имеет отрицательное значение, лет; ЧДДt+1 - накопленная ЧДДt+1 в следующем году (t+1).

Ток.дин.=3- =3,3 лет

Расчет ЧДД с нормами дисконтирования p1 и p2 производим в форме табл. 9.3

Таблица 9.2 Расчет ЧДД при r=55%

год, t	dt	ОТМ, направленное на снижение расхода технологического топлива при r=55%
		Кt, млн.руб.	Рt, млн.руб.	Рt - Кt, млн.руб.	ЧДСt, млн.руб.	ЧДД,млн.руб.
0	1	3536926,8	0	-3536926,8	-3536926,8	-3536926,8
1	0,645		1742425,4	1742425,4	1123864,4	-2413062,4
2	0,417		1742425,4	1742425,4	726591,4	-1686471
3	0,269		1742425,4	1742425,4	468712,4	-1217758,6
4	0,173		1742425,4	1742425,4	301439,6	-916319
5	0,112		1742425,4	1742425,4	195151,6	-721167,4
6	0,072		1742425,4	1742425,4	125454,6	-595712,8
7	0,046		1742425,4	1742425,4	80151,6	-515561,2
8	0,030		1742425,4	1742425,4	52272,8	-463288,4
9	0,019		1742425,4	1742425,4	33106,1	-430182,3
10	0,012		1742425,4	1742425,4	20909,1	-409273,2
11	0,008		1742425,4	1742425,4	13939,4	-395333,8
12	0,005		1742425,4	1742425,4	8712,1	-386621,7
13	0,003		1742425,4	1742425,4	5227,3	-381394,4
14	0,002		1742425,4	1742425,4	3484,9	-377909,5
15	0,001		1742425,4	1742425,4	1742,4	-376167,1
Итого		3536926,8	26136381	20857028,8	-376167,1

4. Внутренняя норма доходности pвн, %:

(9.11)

где p1 и p2 - две пограничные нормы дисконтирования, которым соответствуют противоположные по знаку ЧДД1 и ЧДД2. p1 =27%, p2=55%

рвн=27- =51,4%

5. Индекс доходности (рентабельность капитала) ИД:

(9.12)

где P1 - финансовый результат первого года (или среднегодовой) , тыс.руб;

dc - совокупный коэффициент дисконтирования, позволяющий определить сумму дисконтированных потоков (доходов и расходов) за весь срок реализации проекта по величине потока одного года:

dс= =3,6

Rк= =2,05

6. Среднегодовой экономический эффект ЧДД год, руб./год:

(9.13)

где а - коэффициент годового аннуитета (переводной коэффициент), 1/год :

(9.14)

а = =0,28

ЧДДгод=*0,28=770904,1 тыс. руб./год:

Показатели экономической эффективности представим по форме таблицы 9.4

9.4 Критерии оценки экономической эффективности внедрения ОТМ по экономии топлива

Организационно-техническое мероприятие оправдано, если выполняются следующие условия:

Tок.стат ? 5 лет;

Tок.дин ? 8 лет;

ЧДС > 0;

Rк ? 1;

rвн > rбанк.

Т.к. все вышеперечисленные условия выполняются для каждого ОТМ [Табл.9.4], то имеет смысл проведение всех мероприятий в следующей последовательности:

ОТМ, направленные на снижение расхода топлива в технологических установках;

ОТМ, направленные на снижение расхода энергетического топлива за счет установки поверхностного экономайзера.

ОТМ, направленные на устранение утечек пара.



10. Технико-экономические показатели проекта

Данный раздел является заключительной частью курсовой работы, где приводятся все основные технико-экономические показатели, рассчитанные в предыдущих разделах. Дополнительно необходимо рассчитать следующие показатели:

1. Энерговооруженность труда, т у.т./чел.: