–PAGE_BREAK–Рис. 2. Графики температур сетевой воды
\s
1.4 Расчет расходов сетевой воды
Таблица 6. Расчет расходов сетевой воды
При tн > tни:
,(4)
кг/с.
При tн
(5)
Таблица 7. Расчет расходов воды сетевой воды на ГВС
Рис. 3. Графики расходов сетевой воды
\s
2. Расчет тепловой схемы котельной
2.1 Расчет тепловой схемы котельной
Таблица 8. Расчет котельной
Таблица 8. Продолжение
Расчетная величина
Обозначение
Расчетная формула или способ определения
Единица измерения
Расчетный режим
tно = — 41 °С
Расход исходной воды
кг/с
7,64
Расход греющей воды на Т№2
кг/с
3,32
Температура греющей воды после Т№1
°С
24
Расход выпара из деаэратора
кг/с
0,01
Расход греющей воды на деаэрацию
кг/с
2,21
Расчетный расход воды на собственные нужды
кг/с
5,53
Расчетный расход воды через котельный агрегат
кг/с
271
Ошибка расчета
δ
%
0,73
3. Тепловой расчет котла
3.1 Технические характеристики котла КВ-ГМ-30-150
Целью поверочного теплового расчета котлоагрегата является определение (по имеющимся конструктивным характеристикам, заданной нагрузке и топливу) следующих параметров: температуры воды и продуктов сгорания на границах между поверхностями нагрева, КПД агрегата, расхода топлива.
Конструкция котлоагрегата разработана с учетом максимальной степени заводской блочности и унификации деталей, элементов и узлов котлоагрегатов, работающих на различных видах топлива.
Котлы КВ-ГМ-30-150, выполненные по П-образной схеме, эксплуатируются, и выпуск их продолжается на Дорогобужском котельном заводе. Котел КВ-ГМ-30-150 поставляется заводом только для работы в основном отопительном режиме (вход воды осуществляется в нижний коллектор заднего топочного экрана, выход воды — из нижнего коллектора фронтового экрана).
Топочная камера имеет горизонтальную компоновку. Конфигурация камеры в поперечном разрезе повторяет профиль железнодорожного габарита. Конвективная поверхность нагрева расположена в вертикальной шахте с подъемным движением газов.
Котел КВ-ГМ-30-150 предназначен для сжигания газа и мазута. На фронтовой стенке котла установлена одна газомазутная горелка с ротационной форсункой. Для удаления наружных отложений с конвективных поверхностей котел снабжен дробеочисткой.
Схема циркуляции: последовательное движение воды по поверхностям нагрева, вход — в нижний коллектор заднего топочного экрана, выход — из нижнего коллектора фронтового экрана.
Обмуровка надтрубная, несущего каркаса нет. Топочный и конвективный блоки имеют опоры, приваренные к нижним коллекторам котлоагрегата. Опоры на стыке топочного и конвективного блоков неподвижные.
Габаритные размеры котла: длина — 11800 мм, ширина — 3200 мм, высота — 7300 мм.
Таблица 9. Технические характеристики котла КВ-ГМ-30-150
3.2 Конструктивные характеристики котла
Топочная камера полностью экранирована трубами диаметром 60´3 мм с шагом 64 мм. Экранные трубы привариваются непосредственно к камерам диаметром 219´10 мм. В задней части топочной камеры имеется промежуточная экранированная стенка, образующая камеру догорания. Экраны промежуточной стенки выполнены также из труб диаметром 60´3 мм, но установлены в два ряда с шагом S1 = 128 мм и S2 = 182 мм.
Конвективная поверхность нагрева расположена в вертикальной шахте с полностью экранированными стенками. Задняя и передняя стены выполнены из труб диаметром 60´3 мм с шагом 64 мм.
Боковые стены экранированы вертикальными трубами диаметром 83´3,5 мм с шагом 128 мм. Эти трубы служат также стояками для труб конвективных пакетов, которые набираются из U-образных ширм из труб диаметром 28´3 мм.
Ширмы расставлены таким образом, что трубы образуют шахматный пучок с шагом S1 = 64 мм и S2 = 40 мм.
Передняя стена шахты, являющаяся одновременно задней стеной топки, выполнена цельносварной. В нижней части стены трубы разведены в четырехрядный фестон с шагом S1 = 256 мм и S2 = 180 мм.
Трубы, образующие переднюю, боковые и заднюю стены конвективной шахты, вварены непосредственно в камеры диаметром 219´10 мм.
Таблица 10. Конструктивные характеристики котла КВ-ГМ-30-150
Таблица 10. Продолжение
3.3 Топочное устройство котла КВ-ГМ-30-150
Котел снабжен газомазутной ротационной горелкой РГМГ-30. К достоинствам ротационных форсунок можно отнести бесшумность в работе, широкий диапазон регулирования, а также экономичность их эксплуатации, так как расход энергии на распыливание значительно ниже, чем при механическом, паровом или воздушном распыливании.
Основными узлам горелочного устройства являются: ротационная форсунка, газовая часть периферийного типа, воздухонаправляющее устройство вторичного воздуха и воздуховод первичного воздуха.
Ротор форсунки представляет собой полый вал, на котором закреплены гайки-питатели и распыливающий стакан.
Ротор приводится в движение от асинхронного электродвигателя с помощью клиноременной передачи. В передней части форсунок установлен завихритель первичного воздуха аксиального типа с профильными лопатками, установленными под углом 30°. Первичный воздух от вентилятора первичного воздуха подается к завихрителю через специальные окна в корпусе форсунки.
Воздухонаправляющее устройство вторичного воздуха состоит из воздушного короба, завихрителя аксиального типа с профильными лопатками, установленными под углом 40° и переднего кольца, образующего устье горелки. Газовая часть горелки периферийного типа состоит из газораспределяющей кольцевой камеры с однорядной системой газовыдающих отверстий одного диаметра и двух газоподводящих труб.
Таблица 11. Технические характеристики горелки РГМГ-30
4. Тепловой расчет котла КВ-ГМ-30-150
Исходные данные:
Топливо — природный газ, состав (%):
СН4 — 94,9
С2Н6 — 3,2
С3Н8 — 0,4
С4Н10 — 0,1
С5Н12 — 0,1
N2 — 0,9
CО2 — 0,4
= 36,7 МДж/м3
Объемы продуктов сгорания газообразных топлив отличаются на величину объема воздуха и водяных паров, поступающих в котел с избыточным воздухом. Объемы, энтальпии воздуха и продуктов сгорания определяют в расчете на 1 м3 газообразного топлива. Расчеты выполняют без учета химической и механической неполноты сгорания топлива.
Теоретически необходимый объем воздуха:
,(6)
где m и n — числа атомов углерода и водорода в химической формуле углеводородов, входящих в состав топлива.
Теоретические объемы продуктов сгорания вычисляем по формулам:
, (7)
.
, (8)
.
Объем водяных паров:
, ,(9)
где d = 10 г/м3 — влагосодержание топлива, отнесенное к 1 м3 сухого газа при t = 10 °С.
.
Теоретический объем дымовых газов:
, (10)
.
Действительное количество воздуха, поступающего в топку, отличается от теоретически необходимого в α раз, где α – коэффициент избытка воздуха. Выбираем коэффициент избытка воздуха на входе в топку αт и присосы воздуха по газоходам Δα и находим расчетные коэффициенты избытка воздуха в газоходах α².
Таблица 12. Присосы воздуха по газоходам Dα и расчетные коэффициенты избытка воздуха в газоходах α²
Наличие присосов воздуха приводит к тому, что объем продуктов сгорания будет отличаться от теоретического, поэтому необходимо рассчитать действительные объемы газов и объемные доли газов. Так как присосы воздуха не содержат трехатомных газов, то объем этих газов от коэффициента избытка воздуха не зависит и во всех газоходах остается постоянным и равным теоретическому.
продолжение
–PAGE_BREAK–Таблица 13.
Характеристика продуктов сгорания в поверхностях нагрева
Энтальпии теоретического объема воздуха и продуктов сгорания, отнесенные к 1 м3 сжигаемого топлива при температуре u, °С, рассчитывают по формулам:
,(11) ;,(12)
где , , , – удельные энтальпии воздуха, трехатомных газов, азота и водяных паров соответственно.
Энтальпию продуктов сгорания на 1 м3 топлива при a > 1 рассчитываем по формуле:
.(13)
Результаты расчетов по определению энтальпий при различных температурах газов сводим в таблицу:
Таблица 14. Определение энтальпии продуктов сгорания в газоходах котла
3.5 Тепловой баланс котла и расход топлива
Тепловой баланс парогенератора выражает качественное соотношение между поступившей в агрегат теплотой, называемой располагаемой теплотой и суммой полезно используемой теплоты и тепловых потерь.
Таблица 15. Расчет теплового баланса котла
3.6 Расчет теплообмена в топке
Таблица 16. Поверочный расчет топки
3.7 Расчет конвективного пучка
Конвективными называют такие поверхности нагрева, в которых процесс передачи теплоты осуществляется путем конвективного теплообмена.
конвективные пучки получают теплоту не только путем конвективного теплообмена, но и теплоту прямого излучения топки. При расчете такой поверхности нагрева используют методику расчета конвективных поверхностей нагрева с учетом тепловосприятия прямого излучения топки.
Таблица 17. Тепловой расчет конвективного пучка
3.8 Сводная таблица теплового расчета котла и расчетная невязка теплового баланса
Таблица 18. Тепловой баланс котла
Невязка теплового баланса составила 1,8 %, расчет считаем верным.
4. Выбор оборудования
Таким образом, на основании расчетов тепловой схемы котельной предусматривается установка четырех водогрейных котлов КВ-ГМ-30-150. Для каждого котла устанавливается: дымосос Д-13,5×2, n = 750 об/мин с электродвигателем мощностью 55 кВт; дутьевой вентилятор ВД-15,5, n = 750 об/мин с электродвигателем мощностью 55 кВт.
Сетевые насосы водогрейных котлов являются ответственными элементами тепловых схем. Сетевые насосы выбирают по расходу сетевой воды G, т/ч. В котельной с водогрейными котлами и подогревателями сетевой воды должно быть установлено не менее двух сетевых насосов. Определив по расчету Gmax = 358,8 кг/с = 1291,6 т/ч.
Выбираю в качестве сетевых насосов три центробежных насоса WILLO-IL 150/320-37/4 (два рабочих, один резервный). Для покрытия летней нагрузки Grвс = 128,6 кг/с = 462,9 т/ч устанавливаем дополнительно два рабочих и один резервный центробежные насосы WILLO-IL 150/300-30/4.
Сетевые насосы устанавливаются на обратной линии тепловых сетей, где температура сетевой воды не превышает 70°С.
Рециркуляционные насосы устанавливают для повышения температуры воды на входе в котел путем подмешивания горячей воды из прямой линии теплосетей. Подача рециркуляционных насосов определена при расчете тепловой схемы. Gpeu = 67,2 кг/с. Выбираем два насоса (один резервный) WILLO-IL 100/5-21 BF.
Для восполнения утечек воды устанавливают подпиточные насосы. Количество воды для покрытия утечек из закрытых теплофикационных систем принимают равным 0,5% от объема воды в трубопроводах системы, а подача подпиточного насоса выбирается вдвое больше для возможности аварийной подпитки сетей. Выбираем два насоса (один резервный) MVI 410/PN 16 3.
продолжение
–PAGE_BREAK–Для подачи воды от источника водоснабжения котельной -водопровода жилого района — в систему водоподготовки, устанавливают сетевые насосы. Подача этих насосов определяется максимальной потребностью в химически очищенной воде и расхода ее на собственные нужды химводоочистки. Gсв = 5,55 кг/с. Выбираю два насоса (один резервный) WILLO-IL-E 80/9-48 BF R1.
Для обеспечения надежной работы котельной со стальными водогрейными котлами обязательно удаление из воды растворенных в ней коррозионно-активных газов — кислорода и свободной углекислоты. Расход деаэрированной воды равен 4,62 кг/с = 16,6 т/ч.
Выбираем вакуумный деаэратор: ДВ-18, производительностью 18 т/ч.
Для создания вакуума и удаления газов из деаэратора используют вакуумные насосы. Выбираем ВК-25 с подачей 4-50 м3/мин. Один рабочий и один резервный.
Подогреватели исходной и химочищенной воды:
Выбираем два водоводяных теплообменника ПВ-Z-l 1 с поверхностью нагрева 5,89 м и ПВ-Z-IO с поверхностью нагрева 6,9 м.
5. Охрана окружающей среды
В настоящее время с увеличением мощностей промышленных объектов, концентрацией жилых и общественных зданий вопросы охраны окружающей среды приобретают исключительное значение.
5.1 Вещества, загрязняющие окружающую среду
Основным источником образования вредных веществ при работе котельной являются котлоагрегаты. При горении газа в атмосферу поступают следующие вредные вещества:
– окись углерода;
– окислы азота;
– сернистый ангидрид;
5.2 Мероприятия по охране окружающей среды
При сжигании различных топлив, наряду с основными продуктами сгорания (СО2, Н2О, NO2) в атмосферу поступают загрязняющие вещества в твердом состоянии (зола и сажа), а также токсичные газообразные вещества – серный и сернистый ангидрид (SO2, SO3). Все продукты неполного сгорания являются вредными (CO, CH4, C2H6).
Окислы азота вредно воздействуют на органы дыхания живых организмов и вызывают ряд серьезных заболеваний, а также разрушающе действуют на оборудование и материалы, способствуют ухудшению видимости.
Окислы азота образуются за счет окисления содержащегося в топливе азота и азота воздуха, и содержатся в продуктах сгорания всех топлив. Условием окисления азота воздуха является диссоциация молекулы кислорода воздуха под воздействием высоких температур в топке. В результате реакции в топочной камере образуется в основном окись азота NO (более 95%). Образование двуокиси азота NO2 за счет доокисления NO требует значительного времени и происходит при низких температурах на открытом воздухе.
В воде NO практически не растворяется. Очистка продуктов сгорания от NO и других окислов азота технически сложна и в большинстве случаев экономически нерентабельна. Вследствие этого, усилия направлены в основном на снижение образования окислов азота в топках котлов.
Радикальным способом снижения образования окислов азота является организация двухстадийного сжигания топлива, т. е. применение двухступенчатых горелочных устройств. Поэтому в первичную зону горения подается 50-70% необходимого для горения воздуха, остальная часть воздуха поступает во вторую зону, т.е. происходит дожигание продуктов неполного сгорания.
Снижение температуры подогрева воздуха и уменьшение избытка воздуха в топке тоже уменьшает образование окислов азота, как за счет снижения температурного уровня в топке, так и за счет уменьшения концентрации свободного кислорода.
Защита воздушного бассейна от загрязнений регламентируется предельно допустимыми концентрациями вредных веществ в атмосферном воздухе населенных пунктов. Предельно допустимая концентрация (ПДК) вредного вещества в воздухе является критерием санитарной оценки среды.
Под предельно допустимой концентрацией следует понимать такую концентрацию различных веществ и химических соединений, которая при ежедневном воздействии на организм человека не вызывает каких-либо патологических изменений или заболеваний.
ПДК атмосферных загрязнений устанавливается в двух показателях: максимально-разовая и среднесуточная.
Для двуокиси азота (NO2) — основного загрязняющего вещества при работе котельной на природном газе, предельно допустимая максимально-разовая концентрация равна 0,085 мг/м3, среднесуточная — 0,04 мг/м3.
При одновременном совместном присутствии в выбросах веществ однонаправленного вредного действия их безразмерная суммарная концентрация не должна превышать 1.
,
где:
С1, С2, С3, Сn — фактические концентрации вредных веществ в атмосферном воздухе, мг/м3.
ПДК1, ПДК2, ПДК3, ПДКn — предельно допустимая концентрация вредных веществ в атмосферном воздухе, мг/м3.
Любые газы подлежат рассеиванию в атмосфере, даже если они не токсичны. Основным методом снижения концентрации выбросов на уровне земли является рассеивание их через высокие дымовые трубы. Из дымовых труб поток газов выбрасывается в высокие слои атмосферы, перемешивается с воздухом, за счет чего концентрация вредных веществ на уровне дыхания снижается до нормативного значения.
Основным фактором, влияющим на рассеивание токсичных веществ, является ветер.
Таким образом, предусмотренный проектом комплекс мероприятий по охране атмосферного воздуха включает:
– применение в качестве основного топлива природного газа — более экологически чистого вида топлива;
– установка достаточно высоких дымовых труб (расчет приведен ниже);
– котлоагрегаты оснащены приборами, регулирующими количество воздуха и процесс горения, что дает возможность контролировать процесс горения топлива;
5.3 Расчет концентрации загрязняющего вещества (NO2)
Расход топлива на четыре котла для зимнего режима:
м3/с.
Выброс окислов азота:
, г/с (14)
где:
– безразмерный поправочный коэффициент, учитывающий влияние на выход окислов азота качества сжигаемого топлива и способа шлакоудаления;
– коэффициент, характеризующий эффективность воздействия рециркулирующих газов в зависимости от условий подачи их в топку;
– степень рециркуляции инертных газов в процентах расхода дутьевого воздуха;
– коэффициент, учитывающий конструкцию горелок;
k — коэффициент, характеризующий выход окислов азота на 1 т сожженного условного топлива, кг/т.
Для водогрейных котлов:
, кг/т (15)
где:
Qн и Qф — номинальная и фактическая теплопроизводительности котла, Гкал/ч.
кг/т.
г/с. (16)
Объем продуктов сгорания при нормальных условиях для одного котла:
м3/ м3.
Приведенный объем:
, м3/ м3 (17)
.
Объемный расход выбрасываемых газов для четырех котлов:
, м3/с (18)
.
Концентрация окислов азота:
(19)
.
5.4 Расчет высоты дымовой трубы
Задаемся скоростью газов на выходе из трубы:
.
Диаметр трубы:
, м (20)
.
Принимаю диаметр Do = 2,1 м, тогда скорость газов:
, м/с (21)
.
Принимаю параметр A = 160, параметр F = 3.
Задаю высоту трубы м, тогда:
, (22)
;
.
, (23)
;
, (24)
.
Расчетная минимальная высота дымовой трубы:
, м (25)
м.
Задаю высоту трубы м, тогда:
,
;
.
,
;
,
.
Расчетная минимальная высота дымовой трубы:
, м
м.
Определяем графическим способом минимальную высоту дымовой трубы:
Рис. 5 Расчет высоты дымовой трубы
Минимальная высота дымовой трубы Н = 44 м.
Принимаю высоту дымовой трубы Н = 45 м, тогда:
,
;
.
,
;
,
.
, мг/м3
мг/м3;
Так как тепловая нагрузка для летнего режима составляет 20% от тепловой нагрузки зимнего режима, рассчитанная для зимнего режима высота дымовой трубы будет обеспечивать допустимую концентрацию выбросов и при летнем режиме.
6. Автоматизация
В проекте разработана функциональная схема КИПиА котла КВ-ГМ-30-150. Схема вычерчена в соответствии с ГОСТ 21.404-85 и представлена в графической части проекта.
Надежная, экономичная и безопасная работа котельной с минимальным числом обслуживающего персонала может осуществляться только при наличии систем: автоматического регулирования, автоматики безопасности, теплотехнического контроля, сигнализации и управления технологическими процессами.
Задачами автоматического регулирования теплоисточника является: поддержание температуры воды, подаваемой в теплосеть, на заданном уровне, определяемым в соответствии с отопительным графиком при экономичном сжигании используемого топлива и стабилизация основных параметров работы котельной.
Температура воды, подаваемой в теплосеть в соответствии с отопительным графиком, поддерживается на заданном уровне «холодным перепуском». Заданный расход воды, независимо от количества работающих котлов, обеспечивается регулятором расхода (клапаном на линии рециркуляции), получающим импульс по перепаду давлений между коллекторами прямой и обратной сетевой воды котлов.
Регулятор подпитки обеспечивает поддержание заданного давления в обратном трубопроводе сетевой воды.
Для обеспечения качественной деаэрации предусмотрены вакуумные деаэраторы, устойчивая работа которых поддерживается регуляторами уровня и давления.
Для котлов предусмотрено регулирование процесса горения с помощью регуляторов разряжения воздуха и топлива.
Стабилизация давления мазута у горелки котла осуществляется общекотельным регулятором давления.
Поддержание на выходе котла температуры 150 °С при сжигании высокосернистого мазута позволяет избежать низкотемпературной коррозии поверхностей нагрева. При сжигании природного газа поддерживается температура на входе в котел по режимной карте.
Комплектом средств управления обеспечивается безопасность работы котла путем прекращения подачи топлива при:
■ Отклонении давления газа (понижении давления мазута);
■ Отклонении давления воды на выходе из котла;
■ Уменьшении расхода воды через котел;
■ Повышении температуры воды за котлом;
■ Погасании факела в топке;
■ Уменьшении тяги;
■ Понижении давления воздуха;
■ Аварийной остановке дымососа;
■ Неисправности цепей или исчезновении напряжения в схеме автоматики безопасности.
Операции по пуску и останову котла происходят автоматически «от кнопки». Аварийный сигнал остановки котла вынесен на щит КИП.
В котельных устанавливают показывающие приборы для измерения температуры воды в подающем и обратном коллекторах, температуры жидкого топлива в общей напорной магистрали.
В котельной должна быть предусмотрена регистрация следующих параметров: температуры воды в подающих трубопроводах тепловой сети и горячего водоснабжения, а также в каждом обратном трубопроводе; расхода воды, идущей на подпитку тепловой сети.
■ Теплотехнический контроль включает в себя контроль за:
■ Температурой воды после котла;
■ Температурой воды перед котлом;
■ Температурой дымовых газов за котлом;
■ Давлением воды после котла;
■ Давлением мазута после дутьевого вентилятора;
■ Разряжением в топке.
Деаэраторно-питательные установки оборудуют показывающими приборами для измерения: температуры воды в аккумуляторных и питательных баках или в соответствующих трубопроводах; давления питательной воды в каждой магистрали; уровня воды в аккумуляторных и питательных баках.
продолжение
–PAGE_BREAK–
7. Технико-экономический расчет
7.1 Постановка задачи
При проектировании котельной необходимо решить, на каком топливе она будет работать. При работе на мазуте необходимо устанавливать дополнительные котлы Е-1/9 для его подогрева перед подачей в топку.
7.2 Расчет капитальных затрат
Стоимость оборудования (по данным предприятия ЧТЭЦ-3):
КВГМ-30 — 3 млн. руб.;
Е-1/9 — 2 млн. руб.;
Затраты на монтаж оборудования (по данным предприятия ЧТЭЦ-3):
КВГМ-30 — 0,3 млн. руб.;
Е-1/9 — 0,2 млн. руб.;
Таблица 19. Смета производственных и капитальных затрат при работе котельной на газе
Таблица 20. Смета производственных и капитальных затрат при работе котельной на мазуте
Транспортные расходы на доставку оборудования по тарифу на перевозки принимаем 7000 руб. за тонну (по данным транспортной компании Уралтранссервис).
При работе котельной на газе:
Uтранс = 4ЧМКВГМ-30Ч0,007,
где Мквгм-30 = 32,4 тонны — масса котла КВГМ-30
Uтранс = 4Ч32,4Ч0,007 = 0,9 млн. руб.;
При работе котельной на мазуте:
Uтранс = 4ЧМКВГМ-30Ч0,007 + 4ЧМЕ-1/9Ч0,007,
где МЕ-1/9 = 3,34 тонны — масса котла Е-1/9
Uтранс = 4Ч32,4Ч0,007 + 4Ч3,34Ч0,007 = 1 млн. руб.
Заготовительно-складские затраты составляют 1,2% от стоимости оборудования.
При работе котельной на газе:
Uз.с. = 0,012Ч12 = 0,144 млн. руб.;
При работе котельной на мазуте:
Uз.с. = 0,012Ч20 = 0,24 млн. руб.
Затраты на комплектацию оборудования, тару и упаковки составляют 3,2% от стоимости оборудования. При работе котельной на газе:
Uт = 0,032Ч12 = 0,384 млн. руб.;
При работе котельной на мазуте:
Uт = 0,032Ч20 = 0,64 млн. руб.
Плановые накопления составляют 6% от затрат на монтаж.
При работе котельной на газе:
Uпл = 0,06Ч1,2 = 0,072 млн. руб.;
При работе котельной на мазуте:
Uпл = 0,06Ч2 = 0,12 млн. руб.
7.3 Расчет основных текущих затрат
Эксплуатация энергетического объекта требует ежегодных затрат, материальных, топливно-энергетических и трудовых ресурсов.
В рассматриваемых вариантах необходимо определить затраты при работе котельной на газе и на мазуте.
Необходимо рассчитать следующие статьи затрат:
1. Затраты на топливо:
для природного газа цена за 1 м3 составляет 1,3 руб. (по данным СК Теплостроймонтаж).
Цт = 30,15Ч106Ч1,3 = 39,195 млн. руб./год;
где Вк = 30,15Ч106 м3/год — годовой расход топлива.
для мазута цена за 1 т составляет 1500 руб. (по данным СК Теплостроймонтаж).
Цт = 30,15Ч103Ч1500 = 45,2 млн. руб./год.
2. Затраты на электроэнергию:
стоимость электроэнергии (при цене 1,76 руб./кВт×ч, по данным предприятия ЧТЭЦ-3):
Цэл = 1,01Ч106Ч1,76 = 1,77 млн. руб./год.
3. Затраты на воду:
стоимость воды (при цене 1,13 млн. руб. за тыс. м3 по данным предприятия ЧТЭЦ-3):
Цсв = 0,25Ч1,13 = 0,282 млн. руб./год;
где Gсв = 0,25 тыс. м3/год — годовой расход сырой воды.
Сведем капитальные и текущие затраты двух вариантов в общую таблицу.
Таблица 21. Смета капитальных и текущих затрат
Определим приведенные затраты для каждого из вариантов:
При работе котельной на газе:
З = U + ЕнормЧК = 41,2 + 0,125Ч14,7 = 43,04 млн. руб.;
При работе котельной на мазуте:
З = U + ЕнормЧК = 47,25 + 0,125Ч24 = 50,25 млн. руб.
Из сравнения приведенных затрат при работе котельной двух различных видах топлива, можно сделать вывод, что работа котельной на природном газе экономически более выгодна, чем работа котельной на мазуте.
Экономическая эффективность принятых технических решений может быть определена таким показателем, как срок окупаемости. Для определения срока окупаемости — времени, в течение которого возмещаются дополнительные капитальные вложения за счет экономии на издержках производства, используют формулу:
года,
где К = 14,7 млн. руб. — капитальные затраты;
DU = U¢ — U = 47,25 — 41,2 = 6,05 млн. руб./год — экономия текущих затрат.
7.4 SWOT-анализ
SWOT — анализ является одной из методик анализа сильных и слабых сторон предприятия, его внешних благоприятных возможностей и угроз.
Таблица 22. SWOT — анализ при работе котельной на мазуте:
Таблица 23. SWOT — анализ при работе котельной на газе:
Рассмотрев SWOT — анализ котельной при работе на двух различных видах топлива — мазуте и природном газе, можно сделать вывод: работа котельной на природном газе является более целесообразной по наличию благоприятных возможностей, сильных и слабых сторон предприятия, определяющих пути его развития.
7.5 Поле сил изменений системы
На схеме поля сил изменений системы представлено соотношений влияний движущих сил реализации целей и сдерживающих сил, этому препятствующих. Данное поле характеризует организационную надежность состояния предприятия, устойчивость и направленность его развития.
SHAPE \* MERGEFORMAT
Рис. 6 Поле сил изменений системы
7.6 Построение пирамиды целеполагания и дерева целей
Рис. 7 Пирамида целеполагания
Дерево целей представляет собой структурную модель, показывающую соподчиненность и связь целей подразделений в иерархии управления. Для его построения миссия предприятия (отопительная котельная) делится на проектные цели его подразделений, операционные цели исполнителей, составленные по принципу SMART.
SHAPE \* MERGEFORMAT
Рис. 8 Дерево целей
7.7 Организационная структура
Для данного предприятия характера линейно-функциональная структура, основными фактора для выбора которой являются:
– высокое значение культуры власти;
– применение стандартных технологий и отсутствие неопределенности ситуации;
– низкая сложность проектной разработки.
Достоинства линейно-функциональной структуры:
– возможность привлечения специалистов и экспертов в отдельных областях, чтобы освободить менеджера от нагрузки, а также обеспечить более глубокую подготовку стратегических решений.
Недостатки:
– тенденция к чрезмерной централизации;
– остаются высокие требования к высокому руководству, принимающему решения;
– недостаточно четкая ответственность — начальник, готовящий распоряжение, не участвует в его реализации.
7.8 Объемы производства продукции
Таблица 24. Исходные данные
продолжение
–PAGE_BREAK–7.9 Планирование на предприятии
Планирование – это разработка и установление руководством предприятия системы количественных и качественных показателей его развития, в которых определяются темпы, пропорции и тенденции развития данного предприятия.
Система планов на предприятии предусматривает разработку трех видов планов:
а) Перспективное (стратегическое) планирование основывается на прогнозировании: долгосрочное (10-15 лет), среднесрочное (5 лет).
б) Текущее планирование разрабатывается в разрезе пятилетнего плана и уточняет его показатели: заводские, цеховые, бригадные.
в) Оперативно-производственное планирование уточняет задания текущего плана на более короткие отрезки времени (месяц, декада, смена, час) и по отдельным производственным подразделениям.
В данной работе отражены такие разделы годового планирования, как: планирование по труду и заработной плате работников предприятия, а также себестоимости продукции.
Таблица 25. План-график Ганта по реализации целей
7.10 Планирование труда и заработной платы
Планирование использования рабочего времени
Таблица 26. Баланс рабочего времени одного среднесписочного рабочего
Так как продолжительность рабочего дня на одного человека не должна превышать 8 часов, то, исходя из полученной средней продолжительности рабочего дня, принимаю трехсменный режим работы.
Планирование численности рабочих
1) Эксплуатационный персонал
Планирование численности эксплуатационного персонала производится по ремонтосложности оборудования (таблица 5).
Таблица 27. Состав оборудования и его ремонтосложность
Суммарная ремонтосложность
у.е.р.
Таблица 28. Расчет численности эксплуатационного персонала
1) Ремонтный персонал
Fтi – продолжительность периода между текущими ремонтами
Fсi – продолжительность периода между средними ремонтами
nсi, nтi – количество средних и текущих за длительность ремонтного цикла
g = 0,6 – коэффициент, зависящий от сменности работы
Кн = 1,15 – планируемый коэффициент перевыполнения по длительности ремонта.
Тц – длительность ремонтного цикла.
Fгi – годовое время на текущий и средний ремонт i-ого однотипного оборудования в часах в год:
Таблица 29. Расчет времени на текущий и средний ремонт оборудования
FS – суммарное годовое время на текущий и средний ремонт оборудования в часах в год.
Явочный состав ремонтного персонала:
чел.
Списочный состав ремонтного персонала
чел.
Планирование численности персонала управления
Нм = 12 рабочих – норма управляемости для мастера;
Ну = 4 мастера – норма управляемости для начальника участка;
Нц = 2 начальника участка – норма управляемости для начальника цеха;
Нв = 2 – норма управляемости для руководителя;
М = 19 – количество единиц теплооборудования
С = 3 – сменность работы в теплохозяйстве.
Списочный состав рабочего персонала:
чел.
Численность мастеров:
чел.
Численность начальников котельной — 1 чел.
Численность промышленно-производственного персонала:
чел.
Число уровней линейного руководства:
Примем число уровней линейного руководства 2, тогда в данной котельной начальнику цеха и начальнику участка соответствует начальник котельной.
Планирование фонда заработной платы рабочих
В энергетике применяются несколько систем оплаты труда.
Если для каждого работника легко можно установить и проконтролировать объем выполняемой им работы или выработки продукции, то применяется сдельная система оплаты труда: в ремонтном хозяйстве, в строительных предприятиях энергообъединений, почти во всех вспомогательных подразделениях, где объемы производства известны или могут планироваться.
В основном производстве, объемы которого не зависят от энергетиков, применяется повременная оплата.
В данном случае для всех категорий работников применим простую повременную систему оплаты труда, основным элементом, которой являются тарифные ставки:
— = 50 руб./час – для эксплуатационного персонала;
— = 54 руб./час – для ремонтного персонала.
Фонд оплаты по тарифу:
Премиальные доплаты до часового фонда заработной платы (за безаварийную работу, за экономию топлива и т.д.). Данные доплаты учитываются только для эксплуатационного персонала.
Оплата праздничных дней:
где = 1,5% – для ремонтного персонала;
= 0,9% – для эксплуатационного персонала.
Доплаты за работу в ночное время принимаются только для эксплуатационных рабочих в размере 6,75% от оплаты по тарифу.
Часовой фонд:
Оплата за работу в праздничные дни производится в двойном размере, поэтому сумма доплат до дневного фонда в этой части соответствует оплате за праздничные дни, рассчитанной в часовом фонде:
Дневной фонд:
Доплаты до годового фонда определяются в процентах к дневному фонду. Фонд тарифной оплаты исчисляется по отношению к фактическому числу рабочих дней в году. Необходимо пересчитать процент невыходов на работу в связи с отпусками и выполнением государственных и общественных обязанностей по отношению к фактическому числу рабочих дней. С учетом этого, процент доплат за отпуска:
Процент доплат за выполнение государственных и общественных обязанностей:
Годовой фонд:
Средняя заработная плата:
Таблица 30. Планирование заработной платы рабочих теплохозяйства
Планирование фонда заработной платы персонала управления.Для расчета заработной платы персонала управления необходимо составить штатное расписание.
Таблица 31. Годовой фонд заработной платы персонала управления
Годовой фонд зарплаты персонала управления:
тыс.руб.
Планирование производительности труда
Производительность труда рассчитывается как отношение объема работ в условных единицах ремонтосложности к списочному составу ремонтного персонала:
Организационная структура предприятия.
Рис. 9 Организационная структура предприятия
7.11 Калькуляция текущих затрат на энергетическое обслуживание
• Годовые затраты на топливо
гдеЦт = 1300 руб./1000м3 – цена топлива.
• Годовые затраты на воду
гдеЦв = 1,13 руб./м3– цена на воду.
• Отчисления на социальные нужды определяются величиной Единого социального налога в размере 26% от фонда оплаты труда
• Затраты на содержание оборудования в части материалов и запчастей для ремонта составляют 1% от стоимости оборудования:
• Амортизация оборудования
где На =10% – норма амортизации;
– общая стоимость оборудования.
• Затраты на содержание и текущий ремонт сооружений
• Прочие производственные расходы
• Себестоимость производимой теплоты
Таблица 32.
Калькуляция текущих затрат на энергетическое обслуживание.
продолжение
–PAGE_BREAK–
продолжение
–PAGE_BREAK–