Система теплоснабжения предприятия молочной промышленности в городе Одесса

Следует привести основные технические характеристики топлива, а для котельных, работающих на газообразном топливе, обосновать вид и марку резервного топлива.

8.1 Годовой расход теплоты на технологические нужды

Годовой расход теплоты на технологические нужды Q^тн_год, ГДж/год:

Q^тн_год=Q_тн*z_см*ш_пм, где

z_см - число рабочих смен в год (990); ш_пм - средние за год коэффициент загрузки производственных мощностей (0.85 ).

Q^тн_год= 29*990*0,85=24403,5 ГДж/год.

8.2 Годовой расход теплоты на горячее водоснабжение

Годовой расход теплоты на горячее водоснабжение Q^гв_год, ГДж/год:

Q^гв_год=Q_гв*z_см*ш_гв

Q^гв_год=30,015*990*0,85=25257,62 ГДж/год

8.3 Годовой расход теплоты на отопление по городу

Годовой расход теплоты на отопление Q^от_год, ГДж/год:

Q^от _год=Q_от*z_см*ш_от

_Zсм^от=201*3=603 (г.Владивосток)

Q^от_год=8,142*603*0,7=3436,74 ГДж/год

Где z_см^от - число смен, в течение которых отапливаются здания предприятия (определяется по продолжительности отопительного периода для конкретного города);

ш_от - коэффициент, учитывающий снижение расходов теплоты на отопительные нужды за счет прерывистого отопления в выходные дни и нерабочие смены (принимается равным 0.7 - 0.75).

8.4 Годовой расход теплоты на вентиляцию

Годовой расход теплоты на вентиляцию Q^вен_год, ГДж/год:

Q^вен_год=Q_вен* z_см^от*ш_ст

Q^вен_год=5,253* 603*0,7=2217,29ГДж/год.

8.5 Годовой расход теплоты сторонним потребителям

Годовой расход теплоты сторонними предприятиями Q^ст_год, ГДж/год:

Q^ст_год=Q_ст* z_см^от*ш_ст Q^ст_год=45,76*500*0,8=183,04ГДж/год

Где z_см^ст - число смен в году у сторонних потребителей пара ( принимается в пределах 500 - 700); ш_ст - средний за год коэффициент загрузки производственных мощностей сторонних потребителей пара (принимается равным 0.8 - 0.9).

8.6 Годовой расход теплоты на собственные нужды

Годовой расход теплоты на собственные нужды Q^сн_год, ГДж/год:

Q^сн_год = в_сн*(Q^тн_год + Q^гв_год + Q^от_год + Q^вен_год + Q^ст_год)

Q^сн_год=0,06*(24403,5+25257,62+3436,74+2217,29+18304)=4417,149

8.7 Суммарное годовое потребление

Суммарная годовое потребление котельной Q_год, ГДж/год:

Q_год = Q^сн_год +Q^тн_год + Q^гв_год + Q^от_год + Q^вен_год + Q^ст_год Q_год=78036,299 ГДж/год.

8.8 Средний коэффициент загрузки эксплуатируемых котельных агрегатов

Средний коэффициент загрузки эксплуатируемых котельных агрегатов Ш_к:

Ш_к =Д/(8*Д_н*n), где

D - выработка пара, т/см;

D_н - номинальная производительность котла, т/ч;

n - число котлов.

Ш_к =51,043/(8*2,5*3)=0,9.

8.9 КПД котельной с учетом коэффициента загрузки

Фактический КПД котельной (брутто) з^бр_ф с учетом средней загрузки эксплуатируемых котельных агрегатов и необходимости работы их в состоянии «горячего резерва», %:

з^бр_ф =з^бр_ном *(1-а(1- ш_к)), где

з^бр - КПД котлов, %;

а - поправочный коэффициент (для котельных, работающих на природном газе, составляет 0.05 - 0.07);

з^бр_ном- КПД (брутто) котлов, %.

з^бр_ф =86,7*(1 - 0,1*(1 - 0,9))=85,83%

Средний КПД котельной з^тн, %

з^тн =з^бр_ф *(1-в_сн)

з^тн =85,83_* (1-0,06)=80,68%

8.10 Годовой расход топлива

Годовой расход натурального В_год и условного В_год^у топлива, тыс.м²/год, т/год:



Где Q_н^р - низшая теплота сгорания топлива;

29300 - низшая теплота сгорания условного топлива, кДж/кг.

8.11 Максимальный часовой расход топлива котельной

Максимальный часовой расход топлива котельной Вч^max, кг/ч:

Рассчитаем необходимую максимальную часовую теплопроизводительность котельной, ГДж/ч:

,где

Д_ч^max- максимальное потребление пара, т/ч;

h₁ - энтальпия вырабатываемого пара, кДж/кг;

h₁₁ - энтальпия питательной воды, кДж/кг (для вакуумной деаэрации принимается при температуре 65-70^оС, для атмосферной - при температуре 102-104^оС);

h₁₂-энтальпия котловой воды, кДж/кг (принимается при температуре насыщенного пара для заданного давления пара в котлах Р₁= 1400 кПа)

в_пр - доля непрерывной продувки котлов, %.

h₁₁=C*104=4,19*104=435,76 кДж/кг

,

Тогда

8.12 Номинальная теплопроизводительность котельной

Q _ном =Q _уст= n* D_н*[h₁- h ₁₁+в_пр/100(h ^.₁- h ₁₁)]= 3*2,5*[2709,684-435,76+0,04*(830,1435,76)]=17,173 ГДж/ч

8.13 Удельный расход топлива на получение теплоты

Удельный расход топлива на получение теплоты, кг/ГДж:

Определим удельные расходы натурального b и условного b_y топлива на выработку теплоты, м³/ГДж, кг/ГДж.

8.14 Испарительная способность топлива

Испарительная способность (выработки пара) натурального и условного топлива, кг. пара/ кг. твердого вещества:



Глава 9. Оценка себестоимости отпускаемой теплоты

Себестоимость вырабатываемой в котельной теплоты является важнейшим экономическим показателем, характеризующим эффективность работы теплового хозяйства предприятия. Себестоимость теплоты используется также при калькуляции себестоимости производимой на предприятии теплоемкой технологической продукции. В зависимости от исходных данных рассчитывается «отчетная» и «плановая» себестоимость теплоты.

Отчетная себестоимость определяется на основании фактических затрат на выработку пара и горячей воды за предшествующий период. Плановая себестоимость на последующий календарный период определяется на основании планов производства продукции и технико-экономических нормативов для обоснования необходимых затрат на эксплуатацию теплового хозяйства. Отчетную себестоимость теплоты целесообразно определять ежеквартально. При обосновании плановой себестоимости теплоты целесообразно расчеты проводить на календарный период, равный году.

9.1 Затраты на топливо

С_топ = В_год *S_т,

Где S_т - стоимость топлива, руб/т;

С_топ = 2257,98*(28*10)=632234,4^руб/_год

9.2 Затраты на воду

С_в = V_год * S_в,

Где V_год - годовое потребление воды;

S_в - стоимость воды с учетом затрат на очистку сточных вод и эксплуатацию системы канализации.

V_год = V_год^гв+V_год^хов

V_год^гв=V_гв*z_см*ш_пм,

Где V_год^гв - годовое потребление воды на нужды горячего водоснабжения.

V_год^гв=115,827*1020*0,83=98059,138 м³/год

V_год^хов=(Д-Д_к)*z_см*ш,

Где V_год^хов - годовое потребление химически очищенной воды;

ш - среднегодовой коэффициент загрузки системы.

V_год^хов=(525,133-14,144)*1020*0,84 = 9415,4/год

V_год= 107474,52 м³/год

С_в = 107474,52*9=967270,68 ^руб/_год

9.3 Затраты на электрическую энергию

С_эл=W_год*S_эл,

Где W_год - годовое потребление электроэнергии;

S_эл - стоимость электроэнергии.

Годовое потребление электроэнергии.

W_год = Q_год * W_Q,

Где W_Q - удельный расход электроэнергии на выработку теплоты, кВт.ч/ГДж.

W_Q (по Д_мах) = 4,1 кВт*ч/ГДж

W_год = 53553,513*5,1=273122,92 ^кВт*ч/_ГДж

С_эл=2,9*273122,92=792056,46 руб/год

9.4 Затраты на амортизацию.

Сам = С_ам^зд + С_ам^об,

Где С_ам^зд, С_ам^об - соответственно амортизация зданий и оборудования.

С_ам^зд = К_уст * n_зд/100 * А_зд/100,

Где n_зд - доля капитальных затрат, приходящихся на стоимость зданий;

А_зд - норма амортизации зданий (принимается равной 3%);

К_уст - капитальные затраты на строительство котельной.

К_уст = К_Q * Q_уст

Где К_Q - удельные капитальные затраты, руб.ч/ГДж;

Q_уст - установленная теплопроизводительность котельной, ГДж/ч.

К_Q = (19,0+10,3) * 15 *1000 = 439500 руб/(ГДж*ч)

К_уст = 439500* 9,2= 4043400 руб

С_ам^зд = 4043400 * 30/100 * 3/100 = 36390,6 руб/год

С_ам^об = К_уст * (n_об+n_мон)/100 * А_об/100,

Где n_об, n_мон - соответственно доля капитальных затрат, приходящихся на стоимость оборудования и его монтаж, %;

А_об - норма амортизации оборудования,% (принимается равной 7,5% при сжигании природного газа).

n_об = 52%; n_мон = 18%

С_ам^об = 4043400 * (52+18)/100 * 7,5/100 = 212278,5 руб/год

С_ам =36390,6 + 212278,5 = 248669,1 руб/год

9.5 Затраты на ремонт зданий и оборудование котельной

С_тр = С_ам * 0,2 = 248669,1 * 0,2 = 49733,82 руб/год

9.6 Затраты на заработную плату

,

Где m_шт - коэффициент штатного персонала, чел.ч/ГДж (0,96);

З_шт - средняя заработная плата штатного работника котельной, руб/(год.чел).

С_зп = 0,96 * 9.2* 20 000*15 = 2649600 руб/год

9.7 Затраты на страховые отчисления

С_ст = С_ст^соц + С_ст^мед + С_ст^им,

Где С_ст^соц, С_ст^мед, С_ст^им - соответственно отчисления в соцстрах (26% от суммы зарплаты), на медицинское страхование (1% от суммы зарплаты) и страхование имущества (0.08% от капитальных затрат на строительство котельной).

С_ст^соц = 0,26 * 2649600= 688896 руб/год

С_ст^мед = 0,01 * 2649600= 26496 руб/год

С_ст^им = 0,0008 * 4043400 = 3234,72 руб/год

С_ст = 718626,72 руб/год

9.8 Прочие затраты

Прочие затраты, принимаются в размере 3 - 5% общей суммы остальных эксплутационных затрат.

С_пр = 0,04(С_топ+С_в+С_эл+С_ам+С_тр+С_зп+С_ст)

С_пр=(0,04*(1965142,2+967270,82+792056,457+248669,1+49733,82+2649600+718626,72) = 266898,891 руб/год

9.9 Годовые эксплуатационные затраты

С_год = С_топ+С_в+С_эл+С_ам+С_тр+С_зп+С_ст+С_пр,

Где С_год - эксплуатационные затраты;

С_топ - стоимость топлива;

С_в - стоимость воды;

С_эл - стоимость электроэнергии;

С_ам - амортизационные отчисления;

С_тр - затраты на текущий ремонт;

С_зп - зарплата работников теплоцеха;

С_ст - отчисления на страхование;

С_пр - прочие затраты.

С_год =6939371,148 руб/год

9.10 Ожидаемая себестоимость теплоты и пара

,



, где

9.11 Структура себестоимости теплоты и пути ее снижения

Для снижения себестоимости теплоты нужно автоматизировать систему теплоснабжения. Наибольший экономический и технический эффект дает автоматическое регулирование работы котельного агрегата, которое может привести к повышению его КПД на 2-2,5% и соответствующему уменьшению расхода топлива. Наряду с этим соответствующий технико-экономический эффект дает автоматическое регулирование работы всех вспомогательных установок, деаэраторов, питательных и других насосов, водоподогревательных установок, продувочных устройств и др.

Табл. 5 Структура себестоимости теплоты.

Вид затрат	Затраты руб/год	Удельные затраты	Доля затрат, %
		руб/ГДж	руб/т
Стоимость топлива	632234,4	8,1	19,6	9,2
Стоимость воды	965962,08	12,38	24,8	14,1
Стоимость электроэнергии	799872,08	10,25	24,8	11,7
Амортизационные отчисления	561041,91	7,19	17,4	8,2
Текущий ремонт	112208,382	1,44	3,5	1,6
Зарплата	2761418,4	35,39	85,5	40,3
Страховые отчисления	751023,38	9,62	23,3	10,97
Прочие затраты	263350,4253	3,37	8,2	3,8
Всего	6847111,057	87,74	207,1	100

Глава 10. Побочные энергетические и материальные ресурсы производства пива и методы рекуперации

Табл.6

Процесс	Вид рабочего ресурса	Температура	Возможные методы рекуперации
1. Приемка сырья	Остатки молока и жировых компонентов	4 -50С	Изготовление продуктов низкого качества, на корм скоту
2. Нагрев воды для растворения соли	Теплая вода	400С	После дополнительного нагрева на горячее водоснабжение
3. Смешивание всех компонентов	Теплая вода	450С	После дополнительного нагрева на горячее водоснабжение
	Остатки
4. Охлаждение и кристаллизация	Холодная вода	50С	После дополнительного охлаждения на повторное использование
5. Подготовка тары	Тара (ящики и бочки)		Сжигание и утилизация

Глава 11. Техника экономической эффективности рекуперации частного побочного энергоресурса

В процессе приготовления рассола холодная водопроводная вода нагревается до 40 ^оС . После дополнительного подогрева от 40 ^оС до 70 ^оС она идет на горячее водоснабжение .За счет этого экономится топливо в заменяемых котлах.

ДQ=Gгв*C*(40-5) - теплота сгорания ,кДж/ч

G_гв=1000 кг/ч

ДQ =1000*4,19*(40-5)=20950 кДж/ч

Определим экономию топливо за счет рекуперации, м³/ч

ДB= ДQ/Q_н^р*з^бр_ф

Q_н^р- низшая теплота сгорания, кДж/кг

з^бр_ф =КПД (брутто) котлов, %.

ДB =20950/(40,28*10³*0,858)=20950/34560,24=0,606м³/ч

Литературные источники

1. С.И. Ноздрин, Г.С. Руденко: Системы теплоснабжения предприятий мясной и молочной промышленности. Учебное пособие Санкт-Петербург 1992,108 с.

2. Основы технологий пищевых производств из растительного сырья / Василинец И.М. - М.: Агропромиздат, 1991. 335 с.: ил.- (Учебники учеб. Пособия для студентов высших учебных заведений)

3. Технология пищевых производств / Л. П. Ковальская, И. С. Шуб, Г. М. Мелькина и др. Под ред. Л. П. Ковальской. - М.: Коло, 1997. - 752 с.: ил. - (Учебники учеб. Пособия для студентов высших учебных заведений)

Приложение

Описание технологической схемы подготовки воды для системы горячего водоснабжения

Холодная вода при t=5?С поступает в теплообменник для нагрева воды, где подогревается паром. Расход воды и пара определяется с помощью расходомеров воды и пара соответственно. Пар, поступающий из котельной, проходит через редукционное устройство, причем давление пара понижается от 1,4 МПа на входе до 0,12 МПа на выходе из редукционного устройства. В теплообменнике пар отдает теплоту холодной воде, тем самым нагревая ее до t=50?С. Пар в свою очередь охлаждается, конденсируется и отводится конденсатоотводчиками в котельную. Горячая вода из теплообменника поступает в баки-аккумуляторы горячей воды, откуда с помощью насосов поступает в цеха.

Описание технологической схемы подготовки воды для системы отопления

Пар поступает в теплообменник для нагрева воды. Расход пара определяется с помощью расходомера. Пар, поступающий из котельной, проходит через редукционное устройство, причем давление его понижается от 1,4 МПа на входе до 0,12 МПа на выходе из редукционного устройства.

Из теплообменника выходит прямая горячая вода, которая поступает в питательный бак. Подпитка системы осуществляется водой из водопровода, далее обратная вода насосом подается в теплообменник, где нагревается паром. Пар в свою очередь охлаждается, конденсируется и отводится конденсатоотводчиками в котельную.

Размещено на Allbest.ru