Реферат: Определить себестоимость 1 Гкал тепловой энергии на проектируемой промышленной котельной и установить влияние на ее себестоимость выбранного вида топлива
Определить себестоимость 1 Гкал тепловойэнергии на проектируемой промышленной котельной и установить влияние на еесебестоимость выбранного вида топлива при следущих исходных данных:1.Тип установленных котлов Е-3514
2.Режим нагрузки максимально-зимний
3.Расход пара на технологические нудлы производства(тчас) 139
4.Отопительная нагрузка жилпоселка (Гкалчас) 95
5.Теплосодержание пара (Ккалкг) 701
6.Потери внутри котельной % 3
7.Расход пара на собственные нужды котельной (тчас) 31
8.Температура подпиточной воды (гр) 102
9.Температура конденсата греющего пара подогревателя (гр) 50
10.Потери тепла подогревателем в окружающую среду % 2
11.Число часов использования тепловой нгагрузки на технические нужды 6000
12. Район расположения котельной ПетербургЭнерго
13.Число часов испольхзования максимальной отопительной нагрузки жилпоселка 2450
14.Вид используемого топлива 1варКемеровский уголь
2варПечерский уголь
3варГаз
15.Коэффициент полезного действия котлов 1вар84
2 вар 84
3 вар 91.4
16.Калорийный эквивалент топлива 1вар 0.863
2 вар 0.749
3 вар 1.19
17.Цена топлива (рубтнт) 1вар99
2вар 97.5
3вар 240
18.Расстояние транспортировки топлива (км) 1вар1650
2вар 230
19.Железнодорожный тариф на превозку топлива (руб63т) 1вар 2790
2вар 3850
20.Расход химически очищенной воды на продувку котлов % 3
21.Коэффициент сепарации пара 0.125
22.Возврат конденсата из производства % 50
23.Подпитка теплосети (тчас) 28.8
24 Потери химически очищенной воды в цикле % 3
25.Себестоимость химически очищенной вожы (рубм3) 20
26.Норма амортизационных отчислений по оборудованию % 10
27.Удельные капитальные затраты на сооружение котельной (тыс рубт парчас)газ, мазут 121
уголь 163
28.Годовой фонд заработанной платы с начислениями на одного работникаэксплуатационного персонала (тыс рубгод) 20.52
Расчет годовых эксплуатационных и капитальных затрат на пром. котельнойДг тех=Дч тех* Ттех
Дг тех=139(т/час)*6000(час)=834000(т/год)
Дч тех — часовой расход пара на технологические нужды производства
Ттех — число часов использования тепловой нагрузки на технологические нужды
Дг сн=Дч сн*Тр
Дг сн=31(т/час)*6000(час)=186000(т/год)
Тр — число часов работы котельной
Дч сн — часовой расход пара на на собственные нужды
Дг сп=(Qч отоп — Gсп*Тп*Ср*10^-3)*10^3/(iп п — iк)*0.98
Дч сп=(98(Гкал/час)-28.8(т/час)*103(гр)*4.19(КДж/кг гр)*10^(-3))*10^3/(701(Ккал/кг)-50(гр)*4.19(КДж/кг гр)*0.98)=177.7(т/час)
Дг сп=Дч сп*Тр
Дг сп=177.7(т/час)*6000(час)=1066290(т/год)
Qч отоп — отопительная нагрузка жилпоселка
Gсп — среднечасовой расход подпиточной воды наподпитку теплосети (т/час)
Тп — температура подпиточной воды
Ср — теплоемкость воды (КДж/кг*гр)
iп п — энтальпия свежей воды
iк — энтальпия конденсата
Дг кот=(Дг тех + Дг сн +Дг сп)/0.98
Дг кот=(834000(т/год)+ 186000(т/год)+1066290(т/год))*0.98=2044564(т/год)
Дг тех — годовая выработка пара на технологические нужды
Дг сп — годовая выработка пара на собственные нужды
Дг сп — годовая выработка пара на сетевые подогреватели
Qг кот=Дгкот*(iп п-tп в)*10^-3
Qг кот=2044564(т/год)*( 701(Ккал/кг)-102(гр)*4.19(КДж/кг гр))*10^-3=559434(ГДж/год)
Дг кот — (т пара/год)
iп п,tп в — энтальпия свежего пара и питательной воды (КДж/кг)
Вгу кот= Qг кот/29.3*КПДреж*КПДкот
Вгу кот1=559.4(MДж/год)*10^(3)/29.3(МДж/кг)*0.97*0.84=23431.7(тут/год)
Вгу кот2=559.4(MДж/год)*10^(3)/29.3(МДж/кг)*0.97*0.84=23431.7(тут/год)
Вгу кот3=559.4(MДж/год)*10^(3)/29.3(МДж/кг)*0.97*0.914=21534.6(тут/год)
Qг кот — годовая производительность топлива (ГДж/год)
29.3 — теплотворная способность условного топлива (МДж/кг)
КПДкот — КПД котельной
КПДреж — коэффициент, учитывающий потери топлива в нестационарном режиме
Вгн кот=Вгу кот/Кэ
Вгн кот1=23431.7(тут/год)/0.863=27151(тут/год)
Вгн кот2=23431.7(тут/год)/0.749=31284(тут/год)
Вгн кот3=21534.6(тут/год)/1.19=18096(тут/год)
Вгу кот — условное топливо (тут/год)
Кэ — каллорийный эквивалент (тут/тнт)
Цт=Цтд+ЦтрЦт1=Цтд1+Цтр1=99(руб/тнт)+2790(руб/63т)/63(тонны)=143.3(руб/тнт)
Цт2=Цтд2+Цтр2=97.5(руб/тнт)+3850(руб/63т)/63(тонны)=158.6(руб/тнт)
Цт3=Цтд3+Цтр3=240(руб/тнт)
Цтд — цена на месте добычи
Ц тр — стоимость транспортировки
Sт=Bтн кот*(1+Aп/1000)*Цт
Sт=27151(тут/год)*(1+1.1/1000)*143.3(руб/тнт)*10^(-3)=3895(тыс. руб/год)
Sт=31284(тут/год)*(1+0.5/1000)*158.6(руб/тнт)*10^(-3)=4964(тыс. руб/год)
Sт=18096(тут/год)*(1+0/1000)*240(руб/тнт)*10^(-3)=4343(тыс. руб/год)
Bтн кот — годовой расход топлива на котельную (тнт/год)
Цт — цена (тыс. руб/тнт)
Aп — процент, учитывающий потери топлива притранспортировке и в топливном хозяйстве котельной.
Нормы потерь твердого топлива (процентов) взависимости от расстояния и типа вагонов.
0-750 м
750-1500 м
>1500 м
Полувагоны
0.6
0.7
0.9
Крытые
0.5
0.6
0.7
На платформе
0.8
0.9
1.0
При перевозке угля речнымтранспортом Aп= 0.6%, потери мазута Aп=0.25%, потери газа принимаются равными нулю.
Потери кускового угля втопливном хозяйстве котельной.
Выгрузка из вагонов = 0.1
На складе при перегрузке= 0.2
На складе при хранении =0.2
Итого = 0.5
Расчет затрат на химводоочистку воды
Gхов=Пподп*Тр*(1+ (п.20+п.24)/100)/2
Gхов=28.8(т/час)*6000(ч)*(1+(3+3)/100)/2=91584(т)
Sхов=Gподп*Цхов*10^-3
Sхов=91584(т)* 20(р/м^3)*10^-3=1831.7 (тыс руб/год)
Qч кот=Дчкот*(iп п-tп в)*10^-3
Qч кот=(139(т/час)+31(т/час)+ 177.7(т/час))*( 701(Ккал/кг)-102(гр)*4.19(КДж/кг гр) )*10^-3=218.6(ГДж/час)
Sз/п=Пэкспл*Qчкот*Ф*10^-3
Sз/п1=0.15(чел/ГДж/час)* 218.6(ГДж/час)*55000(труб/чел*год)*10^-3=1803 (тыс руб/год)
Sз/п2=0.15(чел/ГДж/час)* 218.6(ГДж/час)*55000(труб/чел*год)*10^-3=1803 (тыс руб/год)
Sз/п3=0.11(чел/ГДж/час)* 218.6(ГДж/час)*55000(труб/чел*год)*10^-3=1322.5 (тыс руб/год)
При расчете З/П используют показательштатного коэффициента по эксплуатационному персоналу.
Пэкспл — определяетколичество рабочих эксплуатационного персонала на единицу мощности котельной.
Qчкот — часовая выработка тепловой энергии (ГДж/час)
Ф — годовой фонд З/П с премиями и компенсациями = 55000 (тыс руб/чел год)
Пэкспл для угля=0.15 (чел/Гдж. час)
для мазута=0.15 (чел/Гдж. час)
для газа=0.15 (чел/Гдж. час)
Рачет затрат на амортизацию и оборудование котельной.
Ккот=Ккот ср*Дч кот
Ккот1,2=347.7(т/час)*163(труб/тпара/час)=56675(труб)
Ккот3=347.7(т/час)*121(труб/тпара/час)=42072(труб)
Sам=Аот*Ккот*Аам
Sам1,2=56675(труб)*0.6*0.1=3400(труб)
Sам3=42072(труб) *0.6*0.1=2524(труб)
Аот — доля затрат на оборудование в общих капитальных затратах на сооружениекотельной. (60% затрат на оборудование)
Аам — норма амортизационных отчислений на котельную
Затраты на текущий ремонт.
Sтр=0.2*Sам
Sтр1,2=3400(труб)*0.2=680(труб)
Sтр3=2524(труб)*0.2=505(труб)
Общефабричные затратыSобщ=%*(Sам+Sтр+Sхов+Sзп)
Sобщ1=0.1*(3400(труб)+680(труб)+ 1803 (тыс.руб)+ 1831.7(тысруб/год))=771(тысруб/год)
Sобщ2=0.1*(3400(труб)+680(труб)+ 1803 (тыс.руб)+ 1831.7(тыс руб/год))=771(тыс.руб/год)
Sобщ3=0.06*(2524(труб)+505(труб)+1322.5(тыс.руб )+1831.7(тыс руб/год))=371(тыс руб/год)
%для газа=0.06
мазута=0.12
угля=0.1
Себестоимость тепла на котельнойSкот=Sтопл+Sам+Sтех рем+Sз/пл+Sводы+Sпр
Sкот1=3400(труб )+680(труб )+3895(труб )+1832(труб)+1803(труб )+771(труб )=12381(тыс руб/год)
Sкот2=3400(труб )+680(труб )+4964(труб )+1832(труб)+1803(труб )+771(труб )=13450(тыс руб/год)
Sкот3=2524(труб )+505(труб)+4343(труб)+1832(труб)+1322.5(труб )+371(труб )=10898(тыс руб/год)
Приведенная себестоимостьQсн=Дгсн*(iпп-tпв)*10^-3/0.98
Qсн=186000(т/год)*( 701(Ккал/кг)-102(гр)*4.19(КДж/кг гр)) *10^-3/0.98=51932(ГДж/год)
Sкотпр=Sкот/(Qг кот-Qсн)
Sкот пр1=12381(тыс руб/год)/( 559434(ГДж/год)- 51932(ГДж/год))=24.4(тыс руб/ГДж)
Sкот пр2=13450(тыс руб/год)/( 559434(ГДж/год)- 51932(ГДж/год))=26.5(тыс руб/ГДж)
Sкот пр3=10898(тыс руб/год)/( 559434(ГДж/год)- 51932(ГДж/год))=21.5(тыс руб/ГДж)
Вид топлива
Sам
Sтр
Sт
Sхов
Sзп
Sобщ
Sкот
Sкот пр
Кемеровский уголь
3400
680
3895
1832
1803
771
12381
24.4
Печерский уголь
3400
680
4964
1832
1803
771
13450
26.5
Газ
2524
505
4343
1832
1322.5
371
10898
21.5
В процессе расчетаполучили три величины Sкот и Sкот пр, соответствующих каждому изданных видов топлива.
Вывод: для даннойкотельной на основании расчетов предпочтительнее ГАЗ, так как себестоимостьтепла здесь наименьшая.
Далее следует анализвлияния данного вида топлива на себестоимость тепловой энергии на котельной.
Необходимлпроанализировать влияние вида топлива на каждую составдяющую себестоимости.
Наибольшие затраты мыполучили при использовании мазута и угля, а наименьшие при использовании газа.
При анализе влиянияколичества натурального топлива и его цены, возникает некоторое противоречие:«чем качественнее топливо тем выше у него калорийный эквивалент, тем меньше егоколичество потребляется для выработки заданного объема тепла, в то же времякачественное топливо имеет большую цену.
Необходимо сравнить росткалорийного эквивалента на более качественном виде топлива и сравнительно сбазовым ростом цены, там где влияние калорийности выше – Sтопл увеличивается.
Кроме того следуетотметить, что на более низкосортном виде топлива КПД ниже, чем на газе.
Затраты на ХОВ расчитаныпо сильно упрощенной методике, поэтому влияние вида топлива на этот показательне возможно проследить.
Норма амортизационныхотчислений зависит от вида используемого топлива. Дело в том, что приэксплуатации котельной на низкосортных видах топлива (угле, торфе) происходитболее быстрый износ оборудования котельной, следовательно для низкосортныхвидов топлива величина амортизации выше.
При использовании торфа,угля удельные капитальгные затраты выше, чем при использовании газа, так какнеобходимо затратить деньги на такие сооружения котельной, как системаскладирования топлива, подготовления, гидро золо удаления, чего прииспользовании газа нет. Следовательно капитальные затраты будут выше прииспользовании низкосортного топлива.
В общем виде затраты натекущий ремонт при использовании низкосортного топлива выше, чем прииспользовании газа, так как более интенсивное эксплуатация оборудования приведеткбольшим затратам на ремонт. Однако упрощенная методика не позволяет это вполной меер проследить, динамика изменений текущего ремонта, будет как иизменения показателя амортизации.
Величина штатногокоэффициента при использования низкосортного топлива выше.
Общекотельные расходырасчитаны в % от суммы эксплуатационных расходов, а там доля топлива наиболеенаибольшая, следовательно почти наверняка изменение общекотельных расходовбудет точно таким же как и изменение затрат на топливо.