при следущих исходных данных:
1.Тип установленных котлов Е-35\14
2.Режим нагрузки максимально-зимний
3.Расход пара на технологическиенудлы производства(т\час) 139
4.Отопительная нагрузкажилпоселка (Гкал\час) 95
5.Теплосодержание пара (Ккал\кг) 701
6.Потери внутри котельной % 3
7.Расход пара на собственныенужды котельной (т\час) 31
8.Температура подпиточной воды(гр) 102
9.Температура конденсата греющегопара подогревателя (гр) 50
10.Потери тепла подогревателем вокружающую среду % 2
11.Число часов использованиятепловой нгагрузки на технические нужды 6000
12. Район расположения котельной ПетербургЭнерго
13.Число часов испольхзованиямаксимальной отопительной нагрузки жилпоселка 2450
14.Вид используемого топлива 1варКемеровский уголь
2варПечерский уголь
3варГаз
15.Коэффициент полезного действиякотлов 1вар 84
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 (руб\тнт) 1вар99
2вар 97.5
3вар 240
18.Расстояние транспортировкитоплива (км) 1вар 1650
2вар 230
19.Железнодорожный тариф напревозку топлива (руб\63т) 1вар 2790
2вар 3850
20.Расход химически очищеннойводы на продувку котлов % 3
21.Коэффициент сепарации пара 0.125
22.Возврат конденсата изпроизводства % 50
23.Подпитка теплосети (т\час) 28.8
24 Потери химически очищеннойводы в цикле % 3
25.Себестоимость химическиочищенной вожы (руб\м3) 20
26.Норма амортизационныхотчислений по оборудованию % 10
27.Удельные капитальные затратына сооружение котельной (тыс руб\т пар\час) газ, мазут 121
уголь 163
28.Годовой фонд заработаннойплаты с начислениями на одного работника эксплуатационного персонала (тысруб\год) 20.52Расчет годовых эксплуатационных и капитальных затрат на пром. котельной
Дг тех=Дч тех* Ттех
Дг тех=139(т/час)*6000(час)=834000(т/год)
Дч тех — часовой расход пара на технологические нуждыпроизводства
Ттех — число часов использования тепловой нагрузки натехнологические 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 — отопительнаянагрузка жилпоселка
Gсп — среднечасовойрасход подпиточной воды на подпитку теплосети (т/час)
Тп — температура подпиточной воды
Ср — теплоемкость воды (КДж/кг*гр)
iп п — энтальпиясвежей воды
iк — энтальпияконденсата
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 технологическиенужды
Дг сп — годовая выработка пара на собственные нужды
Дг сп — годовая выработка пара на сетевыеподогреватели
Qг кот=Дг кот*(iп п-tп в)*10^-3
Qг кот=2044564(т/год)*( 701(Ккал/кг)-102(гр)*4.19(КДж/кггр))*10^-3=559434(ГДж/год)
Дг кот — (т пара/год)
iп п,tпв — 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 — годоваяпроизводительность топлива (ГДж/год)
29.3 — теплотворная способность условного топлива(МДж/кг)
КПДкот — КПД котельной
КПДреж — коэффициент, учитывающий потери топлива внестационарном 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+Цтр
Цт1=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=Bтнкот*(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 — годовойрасход топлива на котельную (тнт/год)
Цт — цена (тыс. руб/тнт)
Aп — процент,учитывающий потери топлива при транспортировке и в топливном хозяйствекотельной.
Нормы потерь твердого топлива (процентов) в зависимостиот 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 речным транспортом Aп=0.6%, потери мазута Aп=0.25%,потери газа принимаются равными нулю.
Потери кускового угля в топливном 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=Дч кот*(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/кггр) )*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 используютпоказатель штатного коэффициента по эксплуатационному персоналу.
Пэкспл — определяет количество рабочих эксплуатационногоперсонала на единицу мощности котельной.
Qчкот — часоваявыработка тепловой энергии (ГДж/час)
Ф — годовой фонд З/П спремиями 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 капитальныхзатратах на сооружение котельной. (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 затраты
Sобщ=%*(Sам+Sтр+Sхов+Sзп)
Sобщ1=0.1*(3400(труб)+680(труб)+1803 (тыс.руб)+ 1831.7(тыс руб/год))=771(тыс руб/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=0.1Себестоимость тепла на котельной
Sкот=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 себестоимость
Qсн=Дг сн*(iпп-tпв)*10^-3/0.98
Qсн=186000(т/год)*(701(Ккал/кг)-102(гр)*4.19(КДж/кггр)) *10^-3/0.98=51932(ГДж/год)
Sкот пр=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 расчета получили три величины Sкот иSкот пр, соответствующих каждому из данных видов топлива.
Вывод: для данной котельной на основании расчетовпредпочтительнее ГАЗ, так как себестоимость тепла здесь наименьшая.
Далее следует анализ влияния данного вида топлива насебестоимость тепловой энергии на котельной.
Необходимл проанализировать влияние вида топлива на каждуюсоставдяющую себестоимости.
Наибольшие затраты мы получили при использовании мазута иугля, а наименьшие при использовании газа.
При анализе влияния количества натурального топлива и егоцены, возникает некоторое противоречие: «чем качественнее топливо тем выше унего калорийный эквивалент, тем меньше его количество потребляется длявыработки заданного объема тепла, в то же время качественное топливо имеетбольшую цену.
Необходимо сравнить рост калорийного эквивалента на болеекачественном виде топлива и сравнительно с базовым ростом цены, там где влияниекалорийности выше – Sтопл увеличивается.
Кроме того следует отметить, что на более низкосортном видетоплива КПД ниже, чем на газе.
Затраты на ХОВ расчитаны по сильно упрощенной методике,поэтому влияние вида топлива на этот показатель не возможно проследить.
Норма амортизационных отчислений зависит от видаиспользуемого топлива. Дело в том, что при эксплуатации котельной нанизкосортных видах топлива (угле, торфе) происходит более быстрый износоборудования котельной, следовательно для низкосортных видов топлива величинаамортизации выше.
При использовании торфа, угля удельные капитальгные затратывыше, чем при использовании газа, так как необходимо затратить деньги на такиесооружения котельной, как система складирования топлива, подготовления, гидрозоло удаления, чего при использовании газа нет. Следовательно капитальныезатраты будут выше при использовании низкосортного топлива.
В общем виде затраты на текущий ремонт при использованиинизкосортного топлива выше, чем при использовании газа, так как болееинтенсивное эксплуатация оборудования приведет кбольшим затратам на ремонт.Однако упрощенная методика не позволяет это в полной меер проследить, динамикаизменений текущего ремонта, будет как и изменения показателя амортизации.
Величина штатного коэффициента при использованиянизкосортного топлива выше.
Общекотельные расходы расчитаны в % от суммыэксплуатационных расходов, а там доля топлива наиболее наибольшая,следовательно почти наверняка изменение общекотельных расходов будет точнотаким же как и изменение затрат на топливо.