Файл: Снижение затрат на энергоресурсы собственных нужд котельных.docx

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Реферат

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 24.10.2023

Просмотров: 212

Скачиваний: 1

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

Глава I. Теоретические основы снижения затрат на энергоресурсы тепловая энергия себестоимость 1.1 Снижение потерь теплоты с уходящими газамиОсновными потерями в котельных установках являются потери с теплотой отходящих газов [17]. Потери теплоты с уходящими газами (q2) в котлах без хвостовых поверхностей, работающих с опт, могут достигать 25 %. Мероприятия, способствующие уменьшению потерь q2, следующие.1. Установка водяного питательного поверхностного экономайзера (экономайзера и воздухоподогревателя) – экономия газа 4-7 %, теплофикационного – 6-9 %, контактного – 10-15 % в зависимости от температуры уходящих газов. Запишем выражение для потерь теплоты с уходящими газами в упрощенном виде (без учета теплоты вносимой холодным воздухом) (172)и рассчитаем изменение потерь при увеличении (уменьшении) температуры уходящих газов на ∆tух . (173)Для природного газа V0 ≈ 9,7 м3/м3; м3/м3; МДж/м3. При средней теплоемкости продуктов сгорания сг = 1,5 кДж/м3 и коэффициенте избытка воздуха  = 1,2 отношение . Таким образом увеличение (уменьшение) температуры уходящих газов на 20 ºС приводит к изменению КПД на 1 %. При больших избытках воздуха влияние изменения температуры уходящих газов более существенно.2. Работа котлоагрегата с оптимальным коэффициентом избытка воздуха  = опт. Увеличение коэффициента избытка воздуха в топке выше оптимального приводит к снижению температуры в топке и уменьшению температурного напора, кроме того, увеличивается расход электроэнергии на привод вентилятора и дымососа. Из выражения (172) следует, что при изменении коэффициента избытка воздуха на ∆ потери теплоты с уходящими газами меняются на . (174)При температуре уходящих газов в диапазоне 120-170 ºС увеличение ∆ на 0,1 приводит к увеличению q2 на 0,5-0,7 %.3. Увеличение плотности газоходов приводит к уменьшению присосов воздуха по тракту котла. Увеличение присосов воздуха по газовому тракту котел – дымосос на 10 % приводит к перерасходу газа на 0,5 %, повышению расхода электроэнергии на привод дымососа на 4-5 %.Рассмотрим эффективность установки воздухоподогревателей. Котлы марки КВГМ, как правило, не укомплектованы воздухоподогревателями, что обусловливает в некоторых случаях повышенное значение температуры уходящих газов. Расчетное значение температуры уходящих газов у котла КВГМ-180 составляет 175 °С. Простой срок окупаемости проекта при установке за котлом воздухоподогревателя рассчитывается следующим образом. При известных значениях расхода топлива В1, температуры уходящих газов tух, коэффициенте избытка воздуха ух и КПД котлоагрегата  рассчитывают значения потерь теплоты с уходящими газами . (175)При установке воздухоподогревателя за котлом температура газов снизится до значения . При этом уменьшатся потери теплоты с уходящими газами до значения (176)и возрастет КПД котельного агрегата . (177)Это приводит к снижению расхода топлива: (178)что позволяет рассчитать годовую экономию топлива как , (179)где h – число часов работы котлоагрегата в течении года; Цт – стоимость природного газа.Количество теплоты, отданное продуктами сгорания, определятся выражением . (180)Площадь поверхности теплообмена определится из выражения , (181)где температурный напор рассчитывается как , (182)а коэффициент теплопередачи  по критериальным формулам при предварительно заданной скорости движения газа и воздуха в диапазоне 7 -15 м/с. После определения площади поверхности теплообмена уточняются конструктивные характеристики воздухоподогревателя, а именно: число труб, длина, шаги между трубами  и уточняется значение коэффициента теплопередачи. Обычно воздухоподогреватель изготавливают из труб 40×1,5, шаги между трубами при шахматном их расположении составляют 40-45 мм и 45-60 мм. Для котлов малой мощности используют трубы меньшего диаметра. После уточнения конструктивных характеристик: общего числа труб n, поперечного и продольных шагов, свободного сечения для прохода газа и воздуха  уточняют значения скоростей газа и воздуха. Затем определяют уточненное значение площади поверхности воздухоподогревателя F и его длину . При известной массе металла и стоимости одного килограмма Цм ориентировочные затраты на изготовление и монтаж воздухоподогревателя составят Звп≈2МЦм. На рис. 73 представлены расчеты годовой экономии топлива и затраты на монтаж (в ценах 2006 г.) воздухоподогревателя для котла КВГМ – 180 при различной температуре уходящих газов. Уменьшение температуры продуктов сгорания вплоть до 110 °С окупается практически за один год Звп ≈ Эт. При охлаждении продуктов сгорания до более низких температур возникают дополнительные затраты, связанные с обеспечением надежной работы дымовой трубы. Рис. 73. Годовая экономия топлива и затраты на монтаж воздухоподогревателя для котла КВГМ – 180 1.2 Потери теплоты с химической неполнотой сгоранияОни должны быть сведены к нулю за счет правильного выбора горелок, качества изготовления и монтажа, проведения наладки работы горелок и топочных туннелей. 1.3 Потери теплоты в окружающую средуДля снижения расхода газа из-за потерь теплоты в окружающую среду следует тщательно выполнять и поддерживать в исправном состоянии ограждения котла, изоляции оборудования, трубопроводов, задвижек, фланцев и т.д.; при этом температура на поверхности обмуровки не должна превышать 55 С при температуре окружающего воздуха 25 С. 1.4 Работа котельной установки в режиме пониженного давленияРабота котельной установки в режиме пониженного давления характеризуется следующим:а) уменьшение давления пара в барабане котла приводит к снижению степени сухости пара, особенно существенно при рк  0,5рн. Кроме того, увеличение влажности пара может приводить к гидравлическим ударам в сетях и паропотребляющем оборудовании, увеличению времени технологических процессов, а в некоторых процессах и к браку продукции;б) снижение давления пара и уменьшение температуры насыщения увеличивает температурный напор и приводит к более глубокому охлаждению продуктов сгорания, что несколько повышает КПД котла. 1.5 Температура питательной воды tвОна оказывает существенное влияние на экономичность работы котлоагрегатов. Для котлов с рн = 14 кгс/см2 увеличение температуры воды на входе в барабан котла tв.б на каждые 10 С дает экономию газа на 1,7-2,2 % при условии сохранения постоянного значения КПД за счет дополнительных мероприятий. Расход природного газа на выработку пара может быть рассчитан из уравнения прямого баланса котлоагрегата , (183)где D – паропроизводительность котельной; i и iпв – энтальпии насыщенного пара и питательной воды.При температуре питательной воды 105-110 ºС, КПД, равном 90 %, и энтальпии насыщенного пара при давлении 14 кгс/см2, равной 2788 кДж/кг, расход природного газа на выработку одной тонны пара составит м3/т. Повышение температуры питательной воды (при условии сохранения постоянных значений давления пара, производительности и КПД) можно оценить из уравнения прямого баланса котла (183) . (184)Увеличение температуры питательной воды на 10 ºС приводит к уменьшению удельного расхода газа на м3/т, или на (1,5/70)100 % ≈ 2 %.Но увеличение температуры питательной воды приводит к увеличению температуры уходящих газов, особенно когда экономайзер является последней по ходу газов поверхностью, что приводит к снижению КПД. Потому положительный эффект от повышения температуры питательной воды может быть достигнут только при одновременном проведении мероприятий по снижению температуры уходящих газов. Так, например увеличение температуры питательной воды и установка теплофикационного экономайзера за паровым котлом дает суммарный положительный эффект. 1.6 Возврат конденсата в котельнуюВ практике эксплуатации паровых систем теплоснабжения недостаточное внимание уделяется сбору и возврату конденсата в котельную, а это приводит к значительному перерасходу топлива. Перерасход газа (В, м3/ч) в котельной только за счет замещения физической теплоты невозвращенного от потребителя конденсата может быть рассчитан по формуле , (185)где D – паропроизводительность котельной, т/ч;   доля возврата конденсата, доли единицы; D(1- ) – количество конденсата, невозвращенное в котельную, в том числе и от расхода пара на собственные нужды, т/ч; iк и iс.в – действительная энтальпия конденсата в котельной и энтальпия сырой (исходной) воды, кДж/кг. При полном невозврате конденсата φ = 0 удельный перерасход топлива составит , (186)что составляет 10/70·100 ≈ 15 % от расхода топлива на выработку пара. 1.7 Использование тепловой энергии непрерывной продувки котловПри избыточном давлении пара =1,6-1,3 МПа, наиболее распространенном в отопительно-производственных котельных, каждый процент продувки, если тепловая энергия ее не используется, увеличивает расход топлива примерно на , (187)что составляет 0,24/70·100 = 0,34 % от расхода топлива на выработку пара.При максимальной допустимой расчетной продувке 10 %, установленной нормами для котлов с давлением до 1,4 МПа, и без использования тепловой энергии продувочной воды потери топлива могут превысить 3,5 % общего расхода топлива. Рис. 74. Схема установки сепаратора и охладителя непрерывной продувки:1 – барабан котла; 2 – сепаратор непрерывной продувки;3 – теплообменник-охладитель сепарированной воды; 4 – деаэраторДля использования тепловой энергии непрерывной продувки устанавливают сепаратор и теплообменник (рис. 73). Экономия топлива на каждую тонну выработанного пара при использовании тепловой энергии продувочной воды с установкой сепаратора и теплообменника составит: , (188)где Р – процент продувки;  удельная энтальпия сепарированного пара, кДж/кг;  удельная энтальпия сепарированной воды, кДж/кг;  доля сепарированного пара, которая рассчитывается по выражению , (189)где i  энтальпия продувочной воды. При давлении в котле 1,4 МПа и давлении в сепараторе, близком к атмосферному, доля сепарированного пара составляет 0,17-0,2.Степень использования тепла продувочной воды может быть охарактеризована коэффициентом использования . При установке сепаратора и теплообменника  определяется по формуле . (190)Если установлен только сепаратор, при расчете по этой формуле принимают т.е. второй член в числителе равен нулю. 1.8 Режимы работы котельного оборудованияБольшие, легкодоступные, практически не требующие затрат резервы экономии газа и электроэнергии заключены в оптимальном распределении нагрузок между котлами, работающими на общего потребителя.С уменьшением нагрузки ниже номинальной (рис. 75) уменьшается температура уходящих газов, а значит, падают потери теплоты с уходящими газами. При малых нагрузках уменьшаются скорости истечения газа и воздуха, ухудшается их смешение и могут возникнуть потери с химической неполнотой сгорания. Абсолютные потери теплоты через обмуровку остаются практически неизменными, а относительные (отнесенные на единицу расхода топлива) естественно возрастают. Это приводит к тому, что при пониженных нагрузках имеется максимальное значение КПД (рис. 76). Значение нагрузки котла, при которой КПД достигает максимума, зависит от множества факторов, основными из которых являются вид топлива, тип котла и его номинальная мощность.На основании режимных карт для каждого котлоагрегата может быть построена расходная характеристика, представляющая собой графическую зависимость расхода топлива от количества выработанного пара или тепловой энергии. Характеристика должна быть определена экспериментально при работе котлоагрегата при исправном состоянии оборудования. Расходные характеристики котлоагрегатов, приведенные на рис. 77, можно выразить в виде функциональных зависимостей: и , где ,  часовой расход топлива соответственно котлами №1 и №2; ,  паро- или теплопроизводительность этих котлов. Рис. 75. Изменение потерь с уменьшением нагрузки котла:1 – потери теплоты с уходящими газами; 2 – потери теплоты с химической неполнотой сгорания; 3 – потери теплоты через огражденияСуммарная выработка пара (тепловой энергии) в единицу времени двумя котлами составляет . Если котел №1 загружен до значения , то загрузка котла №2 составит . Следовательно, и .Суммарный расход топлива на два котла составит: . (191) Рис. 76. Изменение КПД при уменьшении нагрузки котлаДля того чтобы расход топлива был наименьшим (оптимальным), необходимо, чтобы первая производная суммы в правой части уравнения, взятая по нагрузке любого из котлов, равнялась нулю, а вторая производная была положительной. Таким образом, условие минимума суммарного расхода топлива можно получить в результате дифференцирования вышеприведенного выражения, например, по , т.е. . (192) Рис. 77. Расходные характеристики котлоагрегатовПроизводная может быть определена из условия , следовательно, . Разделив последнее выражение на , получим или . Подставляя в правую часть выражения , получаем . (193)Это выражение показывает, что для получения минимального суммарного расхода топлива каждый из котлов должен нести такую нагрузку, при которой наклон касательной к характеристике одного агрегата равен наклону касательной к характеристике другого агрегата, или .Заменив производные в выражении отношениями и , получим условие минимального суммарного расхода топлива в котельной в виде . (194)Величину, характеризующую удельный прирост расхода топлива и , отнесенный к дополнительной производительности котлов и , принято называть относительным приростом расхода топлива.Если котлоагрегаты одинаковы, то у них общая характеристика , т.е. для выработки одного и того же количества пара (тепловой энергии) каждым котлом потребуется одинаковый расход топлива . Следовательно, между одинаковыми котлоагрегатами суммарная нагрузка должна распределяться поровну. 1.9 Перевод паровых котлов на водогрейный режимПеревод паровых котлов на водогрейный режим имеет как недостатки, так и преимущества.При переводе всех котлов паровой котельной на водогрейный режим необходима установка вакуумного деаэратора вместо атмосферного, надежность работы которого в условиях разбалансировки тепловой сети крайне низка. При низкой температуре обратной сетевой воды и отсутствующих насосах рециркуляции, как правило, не удается подогреть воду перед вакуумным деаэратором до требуемой температуры.При переводе котла на водогрейный режим уменьшается температура воды на вводе в котел со 105 до 70 ºС, а также увеличивается температурный напор, поскольку средняя температура теплоносителя снижается от температуры насыщения при давлении в котле (194 ºС) до средней температуры воды в водогрейном котле (

Глава II. Анализ резервов снижения затрат на энергоресурсы котельной Сакмарской ТЭЦ

2.1 Основные технические показатели деятельности энергоснабжающей организации. Анализ затрат

2.2. Определение отклонений себестоимости тепловой энергии

Глава IV. Безопасность жизнедеятельности и охрана труда

Заключение

Список использованной литературы



Таблица 10. Расшифровка цеховых расходов Сакмарской ТЭЦ

№ п/п
Наименование показателя
Единиц измерения
Факт, данные за год, пред шествующий периоду регулирования
Базовый период 2020г.
Период регулирования 2021 год

1.
Цеховые расходы всего, в том числе по статьям (согласно сложившейся в организации структуре статей затрат)
тыс. руб.
387,8
432,0
466,5

2.
Затраты на оплату труда
«»
274
306,5
330,8

2.1
численность цехового персонала
чел
4
4
4

2.2
среднемесячная заработная плата одного работающего цехового персонала
руб.
5708
6219
6600

3.
Отчисления на оплату труда
тыс. руб.
75,4
84,3






(расшифровка других цеховых расходов)















Питьевая вода
тыс. руб.
0,7
0,8
0,9




Спецодежда.хозинвентарь
тыс. руб.
23,2
25,1
27,2




спецпитание
тыс. руб.
14,5
15,3
16,6

.
Цеховые расходы, относимые на затраты по ' производству (передаче) тепловой энергии

тыс. руб.
387,8
432,0
466,5


Таблица 11. Расшифровка общехозяйственных (общезаводских) расходов Сакмарской ТЭЦ

№ п/п
Наименование показателя
Единица измерения
Факт, данные за год, пред шествующий периоду регулирования
Базовый период 2020г.
Период регулирования 2021 год



1.
Общехозяйственные расходы всего, в том числе по статьям (согласно сложившейся в организации структуре статей затрат)
тыс. руб.
•22316
23993,4
25913,8



2.
Затраты на оплату труда
«»
10390,3
11637
12568



2.1
численность общезаводского персонала
чел
102
102
102



2.2
среднемесячная заработная плата одного работающего общезаводского персонала
руб.
8489
9,507
10268



j.
Отчисления на оплату труда
тыс. руб.
3424,0
3200
3456 _






(расшифровка других общехозяйственных расходов)












_




Амортизация зданий
т.руб.
499,8
499,8
499,8





Содержание и текущий ремонт зданий
«»
554,9
598
633





Капремонт зданий и сооружений
«»
82,8
92
100






Содержание АТС и оплата ETC
«»
506,6
546
590





Доступ в интернет
«»
207,7
228
250





Содержание легкового транспорта
«»
182,2
200
220





Командировки
«»
104,0
112
120





Содержание лабораторий
«»
89,8
96
105





Охрана труда
«»
49,0
53
57





Подготовка кадров
«»
148,6
150
160
1




Аудиторские услуги
«»
153,9 ,
165
180






Сброс загрязняющих веществ
«»
263,5 ^
265
280






Налоги и сборы
«»
4006,9
/• 4404,6
4842






Лизинговые платежи
«»
417,2
417
417






Прочие расходы
«»
1234,8
1330
1436



4.
Наименование базы, относительно которой заспределяются общехозяйственные расходы согласно учетной политике
Себестоимость отгруженной продукции



5.
Величина базы, относительно которой распределяются общехозяйственные расходы всего, в том числе
тыс. руб.
56019 ,
76000
82000



5.1.
то же в затратах на производство (передачу) тепловой энергии
«»
7778'
9972,4
11204,3



6.
Отношение общехозяйственных расходов к базе их распределения (п. 1 / п. 5)
пункты
0,3984
0,3157
0,3160


7.
Общехозяйственные расходы относимые на затраты по производству (передаче) тепловой энергии (п. 6 * п. 5.1)
тыс. руб.
3098
3148
3541



8.
Фонд заработной платы в целом по организации
«»
27856
31200
33700






9.
Объем реализованной продукции в целом по организации (соответствует отчету ф. 2)
«»
74224
84000
90000







Таблица 12. Расшифровка прочих расходов, не вошедших в вышеперечисленные статьи себестоимости

№ п/п
Наименование показателя
Единица измерения
Факт, данны за год, пред-шествующиГ периоду регулирования -1
Базовый период
Период регулирования

1.
Всего прочих не вошедших расходов, относимых на себестоимость производства (передачи) тепловой энергии, в том числе
Тыс. руб.
8,1
6,1
6,6




Расчёт тарифов по поставке тепловой и эл.энергии



2,3









Правила безопасности систем газопотребления



3,4









Эксплуатация газового хозяйства



3,4









Проверка по теплоэнергообеспечению



2,4









Аудит тарифов






2,5






Инф.-консул .услуги « Радикал»






3,6




Таблица 13. Расшифровка затрат на уплату налогов Сакмарской ТЭЦ

№ п/п
Наименование показателя
Единица измерения
Факт, данные за год, предшествующий периоду регулирования

Базовый период 2020г.
Период регулирования 2021 год

Налоги, относимые на себестоимость

1.
Налог на землю















Затраты на оплату налога (п. 1.1 * п. 1.2/100)
тыс. руб.
3977,1
4374:8
4812

2.
Налог транспортный
тыс. руб.

8,0
8,0
8,0

2.1.
За загрязнение окружающей среды
тыс. руб.
21,6
21,9
22,0

2.2.
Ставка налога
%









2.3.
Затраты на оплату налога (п. 2.1 * п. 2.2/100)
тыс. руб.









Налоги, относимые на расходы из прибыли






3.
Налог на имущество
тыс. руб.
1298,9
1272
1241

4.
Налог на рекламу
тыс. руб..
1,5
-
-


Таблица 14. Расшифровка расходов из прибыли Сакмарской ТЭЦ

№ п/п
Наименование показателя
Факт данные за год, предшествующий периоду регулирования

Базовый период 2020г.
Период регулирования2021 год

1.
Прибыль на развитие производства









1.1.
Капитальные вложения









2.
Прибыль на социальное развитие









3.
Прибыль на поощрение






.

4.
Дивиденды по акциям









5.
Прибыль на прочие цели









5.1.
% за пользование кредитом









5.2.
услуги банка









5.3.
другие (с расшифровкой)









6.
Прибыль, облагаемая налогом
-9705
1706
3706

7.
Налоги, сборы, платежи, всего
1322
1703
2183

7.1.
на прибыль
-
409
889

7.2.
на имущество
1298,9
1272
1272

7.3.
плата за выбросы загрязняющих веществ
21,6
22
22

7.4.
другие налоги и обязательные сборы и платежи (с расшифровкой)
1,5
-



8.
Прибыль от товарной продукции
-4942
3000
5000


Смотрите также файлы