Отчёт по энергетическому обследованию локомотивного депо станции Моршанск - файл n1.doc

приобрести
Отчёт по энергетическому обследованию локомотивного депо станции Моршанск
скачать (3365 kb.)
Доступные файлы (1):
n1.doc3365kb.15.09.2012 21:59скачать

n1.doc

1   2   3   4

Характеристика использования моторных топлив транспортными средствами

(тяговый подвижной состав)

Таблица 6

№№ n/n

Наименование,

(марка), тип транспортного средства (ТС),

год выпуска

Кол-во, шт.

Грузо-подъем-ность, т,

Вид исполь-зован-ного топлива

Удельный расход топлива по паспортным данным, г/кВт*ч

Годовые показатели текущего года

Коли-чество израсхо- дован-ного топлива, т

Способ измере-ния расхода топлива

Удель-ный расход топлива, т/10тонн*км

брутто

Объем получен-ного топлива, т

Потери топлива,

т

Приме-чание

пробег, тыс. км

объем грузо-пере-возок,

10 тыс. тонн* км брутто

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

1

2ТЭ10У


25

2х132

Дт

221,8

3533,7

180,57

8397,0

ШЖУ-40,

метр-шток

46,5

8397,0

0




2

2ТЭ10М


9

2х132

Дт

221,8




3

ТЭМ-2


17

135

Дт

126,7




Характеристика использования моторных топлив транспортными средствами

(автотранспорт)

Таблица 7

№№ n/n

Наименование,

(марка),

тип транспортного средства (ТС),

год выпуска

Кол-

во, шт

Грузо-подъем-ность, т,

пассажи-ровме-стимость,

чел.

Вид исполь-

зован-ного топлива

Удельный расход топлива по

паспорт-ным данным, л/100км

Годовые показатели текущего года

Коли-чество израсхо-

дован-ного топлива,л

Способ измере-

ния расхода топли-ва

Удель-ный

расход топлива, л/км

(л/т*км)

Объем получен-

ного топлива, л, т

Потери топлива

Приме-чание

пробег, км

объем грузо-пере-возок,

т*км

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

1

УАЗ 31512


1

5+2 чел

АИ-76

15,5

30028

-

4971

Топливо-раздаточная колонка
А1066.02

ШЖУ40С-6

0,165

4971

0




2

УАЗ 31514

1

5+2 чел

АИ-76

16,65

43153

-

7380

0,171

7380

0




3

УАЗ 31514

1

5+2 чел

АИ-76

16,65

28293

-

4926

0,174

4926

0




4

ММЗ 554М


1



АИ-76

37,0

4590

22950

1754

0,076

1754

0




5

ЗИЛ 431410

1

10т

АИ-76

31,0

25321

253210

8094

0,032

8094

0




6

ЗИЛ 131

1

10т

АИ-76

41,0

12947

129470

5615

0,043

5615

0




7

КАМАЗ 5511

1

10т

ДТ

34,0

64516

645160

24813

0,038

24813

0




8

МАЗ 53371

1

10т

ДТ

23,0

22815

228150

5528

0,024

5528

0




9

Трактор МТЗ 82

1




ДТ

-

653,4

-

5176

-

5176

0






Потребителями угля являются пескосушилка и кузница локомотивного депо, кузнечное отделение вагонного участка, а также блочные котельные ст. Земетчино и ст. Пачелма. Характеристики технологических топливоиспользующих агрегатов приведены в Таблице 5. На предприятие поступает промпродукт мокрого обогащения углей Кузнецкого бассейна, в связи с чем учет приема топлива производится расчетным путем, исходя из его объема (данные по плотности топлива предоставляются Пензенским отделением КБШ ж/д). Аналогичным образом производится учет потребления угля технологическими топливопотребляющими установками промплощадки ТЧ-1 ст. Моршанск (пескосушилка, кузнечные горны) и блочными котельными ст. Земетчино и ст. Пачелма. Определение состава и характеристик поступающего угля химлаборатория предприятия не проводит. Потребление предприятием угля в 2001 г. составило 264,4 т натурального топлива или 188,9 т.у.т. (при расчетной калорийности 5 000 ккал/кг).

Дизельное топливо расходуется на тягу подвижного состав (заправка тепловозов) и автотранспорт. Для хранения ДТ на складе нефтепродуктов установлено два резервуара емкостью V = 2000 м3. Организация поступления (приема), хранения и учета дизтоплива осуществляется на основании ведомственной инструкции. Химико-техническая лаборатория депо определяет характеристики поступающего топлива, а также осуществляет ежедневные контрольные анализы его состояния.

Учет поступления и расходования дизтоплива производится по показаниям метрштока и градуировочным таблицам на резервуары, выполненным в соответствии требованиям МИ 1823-87 и ГОСТ 8.346-79. Поагрегатная заправка тепловозов осуществляется через счетчики типа ШЖУ40. На заправочном пункте машин в нарушение ГОСТ 8.346-79 отсутствует топливо-раздаточная колонка, заправка производится насосом через счетчик ШЖУ40С-6. Потребление предприятием дизтоплива в 2001 г. составило 8 427,19 т, из них 8 397 т – на тяговый подвижной состав и 30,19 т (35 515 л) – на автотранспорт.

Характеристики использования моторных топлив транспортными средствами – тяговым подвижным составом и автотранспортом,   представлены в Таблицах 6 и 7, соответственно.

Потребителями бензина АИ-76 являются автотранспортные средства. Организация поступления (приема), хранения и учета бензина осуществляется на основании ведомственной инструкции. На заправочном пункте машин установлена ТРК А 1066.02. Потребление предприятием бензина в 2001 г. составило 23,57 т (32 742 л).

Керосин используется на технологические нужды, как правило, для промывки и обезжиривания деталей. Для хранения керосина установлен резервуар емкостью V = 60 м3. Организация поступления (приема), хранения и учета керосина осуществляется на основании ведомственной инструкции. Учет поступления и расходования керосина производится по показаниям метрштока и градуировочной таблице на резервуар. Потребление предприятием керосина в 2001 г. составило 13 т.

2.4. Система воздухоснабжения.

Снабжение промплощадки ТЧ-1 ст. Моршанск сжатым воздухом осуществляется от двух автономных систем: системы воздухоснабжения локомотивного депо (рабочее давление 6,0 кгс/см2) и системы воздухоснабжения вагонного участка (рабочее давление 8,0 кгс/см2). Схема пневматической сети промплощадки ТЧ-1 представлена в Приложении № 12.

В компрессорной локомотивного депо установлены винтовой компрессор 6ВВ-9/9 и поршневой компрессор марки А2КД3К, в компрессорной вагонного участка   два винтовых компрессора 1ВВ-10/8 и один винтовой двухскоростной компрессор 2ВМ2,5-14/9. Система охлаждения на всех компрессорах – водяная, оборотная. Технические характеристики компрессорного оборудования приведены в Таблице 8.

Основными потребителями сжатого воздуха являются цеха ТР-1, ТР-3, ТО-3, колесный, дизельзаготовительный, механический.

Технические характеристики компрессорного оборудования.

Таблица 8

Цех, производство, тип, компрессора

Год ввода в эксп- луата- цию

Кол- во

шт.

Произво- дитель- ность,

м3/мин.

Давле-ние,

кгс/см2

Мощ- ность электро привода, кВт

Время работы компрессо-ра за год по журналу,

часов в год

Расчет-ный среднегодо-вой расход эл.энергии тыс. кВт*ч

Удельный расход

электроэнергии фактич. норматив кВт*ч/1000м3

Система охлаждения (оборотная, водопро-водная и т.п.)

Примечание

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

6ВВ 9/9

1996

1

9

8

75

2509,7

188,2

-/ 138,9

водяная оборотная




А2КД3К

1980

1

13

8

90

84,1

7,7

-/ 115,4




1ВВ 10/8

1963

1

10

8

75

912,5

68,4

-/ 125




1ВВ 10/8

1963

1

10

8

75

803

60,2

-/ 125




2ВМ2,5-14/9

1992

1

9

8

45

474,5

21,4

-/ 83,3






Учет выработки компрессорными сжатого воздуха и потребления его присоединенными к пневматической сети абонентами не производится. Объем выработки сжатого воздуха определяется расчетным путем, исходя из производительности компрессоров и времени их работы. Сторонние потребители сжатого воздуха отсутствуют.

Большая часть компрессорного парка исчерпала расчетный ресурс работы. В компрессорной локомотивного депо поршневой компрессор марки А2КД3К 1980 г. ввода в эксплуатацию используется только в качестве аварийного резерва (во время текущих и капитальных ремонтов винтового компрессора 6ВВ-9/9). В компрессорной вагонного участка винтовым компрессорам 1ВВ-10/8 1963 г. ввода в эксплуатацию, несмотря на критическую степень износа, приходится нести основную нагрузку, поскольку для винтового двухскоростного компрессора 2ВМ2,5-14/9 по паспортным характеристикам продолжительность работы с давлением на нагнетании выше 6,0 кгс/см2 допускается не более 2-х часов.

Для обеспечения надежного воздухоснабжения технологических потребителей необходимо в ближайшее время рассмотреть вопрос обновления изношенного компрессорного парка.

2.5. Система водоснабжения.

Система водоснабжения ТЧ-1 подразделяется на хозяйственно-питьевую и техническую. Схема внутреннего водопровода и канализации локомотивного депо представлена в Приложении № 13.

Техническое водоснабжение промплощадки ТЧ-1 осуществляет ВОДЧ-1 – структурное подразделение Пензенского отделения КБШ ж/д. Забор воды производится с реки Цна. Основными потребителями технической воды являются цеха ТР-3, ТО-3, вагонный участок, производственно-отопительная котельная, прачечная и химчистка. Потребление технической воды в 2001 г. составило 175,0 тыс. м3 при лимите 168,2 тыс. м3. Расчеты за техническое водопотребление производит договородержатель   ФГУП «Куйбышевская железная дорога».

Хозяйственно-питьевое водоснабжение и водоотведение промплощадки ТЧ-1 и спортивно-оздоровительного комплекса «Локомотив» осуществляет Моршанское муниципальное многоотраслевое предприятие жилищно-коммунального хозяйства («Предприятие ВКХ»). Забор хозяйственно-питьевой воды производится с артезианских скважин. Основными потребителями хозяйственно-питьевой воды являются бытовые корпуса локомотивного депо и вагонного участка, цех ТР-1, ПТО, столовая, спорткомплекс. Потребление хозяйственно-питьевой воды в 2001 г. составило 11,0 тыс. м3 при лимите 10,2 тыс. м3, водоотведение – 104,3 тыс. м3 при лимите 78,8 тыс. м3. Расчеты за хозяйственно-питьевое водопотребление и водоотведение осуществляет договородержатель   ФГУП «Куйбышевская железная дорога» (за стоки   с последующим вычетом денежных средств с ТЧ-1).

Расчет лимитов (нормативного количества воды в год и по сезонам на техническое, питьевое и хозяйственно-бытовое потребление) производится согласно СНиП 2.04.02-84 и «Норм водопотребления и водоотведения в технологических процессах отрасли» ОН 016-01124328-2000.

Наружный водопровод уложен из чугунных труб, а в местах пересечения с ж/д путями – из стальных. Стальные трубы покрыты усиленной изоляцией. Водопроводные каналы выполнены по типовому проекту № 901-9-8.

Наружная хозяйственно-бытовая канализация уложена из чугунных и керамических труб Ду 150 мм, производственная канализация – из асбестоцементных труб Ду 200 мм, а в местах пересечения с ж/ путями – из чугунных (водопроводных).

Техническое состояние наружных коммуникаций водоснабжения и водоотведения – удовлетворительное.

На балансе ТЧ-1 находятся также очистные сооружения, состоящие из 2-х установок ЦНИИ-5 (тип устройства – флотационный, производительность 20 м3/ч). Хозяйственно-бытовые стоки направляются на очистные ТЧ-1, производственные – непосредственно на очистные сооружения г. Моршанска.

Коммерческий учет водопотребления и водоотведения ТЧ-1 осуществляют поставщики   ВОДЧ-1 и «Предприятие ВКХ».

Внутренний (технический) учет организован по укрупненной схеме и охватывает только часть структурных подразделений депо, что не позволяет выполнить анализ режимов водопотребления и водоотведения и выяснить причины превышения установленных лимитов.

Данные по цеховым приборам учета водопотребления по ТЧ-1.

Таблица 9

Наименование подразделения потребителя

Вид воды

(питьевая, техническая)

Марка водомера

Бытовой корпус локомотивного депо

питьевая

СВТ-80

Цех ТР-1

питьевая

СВТ-80

Цех ТО-3

техническая

СВТ-80

Цех ТР-3

техническая

СВТ-80

ПТО «ПЛАУЭН»

питьевая

СВТ-80

Производственно-отопительная котельная

техническая

СВТ-80

Спортивно-оздоровительный комплекс «Локомотив»

питьевая

ВСКМ 25532

2.6. Описание производственно-отопительной котельной промплощадки ТЧ-1 ст. Моршанск.

На момент проведения энергетического обследования на балансе ТЧ-1 находились три котельные:

Сведения о составе и работе котельных приведены в Таблице 10.

На долю производственно-отопительной котельной промплощадки ТЧ-1 ст. Моршанск приходится 97,4 % от общего объема потребления предприятием котельно-печного топлива, поэтому ниже представлено подробное описание именно этой котельной.

Производственно-отопительная котельная (ст. Моршанск) оснащена тремя паровыми котлоагрегатами ДКВР-10-13 (Е-10-1,4 ГМ), укомплектованными блочными чугунными экономайзерами ЭП 1-330. Схема котельной (план и разрезы) приведена в Приложении № 11.

Основное топливо – мазут топочный М-100 VI вида (по ГОСТ 10585-99), резервного топлива нет. По проекту резервным являлось дизельное топливо, однако в настоящее время наружная схема подачи дизтоплива в котельную демонтирована.

Сведения о составе и работе котельных.

Таблица 10

Тип котлоагрегата

Год ввода в эксплу-атацию

Кол-во, шт.

Производи-тельность, проектная1) факти-ческая,

т/ч, (Гкал/ч)

Давле-ние, рабочее1) факти-ческое,

МПа

КПД «брутто» по дан-ным пос-ледних испыта-ний,

%

КПД по паспор-ту,

%

Удельный расход топлива на выработку тепла фактический/ нормативный1) кг у.т./Гкал

Годовой расход топлива по комер-

ческому учету, т.у.т.

Годовая выработка тепла по прибор-ному учету11), Гкал

Примечание

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Паровые котлоагрегаты

ДКВР-10/13

1981

3

10/10

(6,4/6,4)

13/13

70,3

89,5

203,2/159,6

7147,2

35663

приборный учет отсутствует




71,1

200,9/159,6

на момент испытаний в ремонте

- / 159,6

Водогрейные котлоагрегаты































КТФ-300

1979

1

(0,5)

-

нет данных

85

- / 168,1

44,4

236,2

приборный учет отсутствует




КВ-1

1980

1

(0,7)

-

85

- / 168,1

85,7

452,8

приборный учет отсутствует




КЧМ-1

1977

2

(0,04)

-

82

- / 174,2




Итого:

по паровым
по водогрейным








30/30

(19,2/19,2)

-

(1,28)











202,1/159,6
- / 168,5


7147,2
130,1







1)   определяется по паспортным данным;

11)   в случае отсутствия приборов учета выработка тепловой энергии рассчитывается по формуле: гр.9хгр.6х102 / 142,8

Насыщенный пар используется на технологические нужды, собственные нужды котельной и направляется на бойлерные установки систем теплоснабжения и ГВС, а также установку подготовки конденсата для систем охлаждения дизелей тепловозов. Система теплоснабжения промплощадки ТЧ-1 – водяная, закрытая, двухтрубная, с присоединением потребителей по зависимой схеме, – работает по температурному графику 90/70°С (качественное регулирование). Давление пара, необходимое для технологических потребителей и бойлерных систем ГВС (смешивающие подогреватели), – 4 кгс/см2.

Котлоагрегаты введены в эксплуатацию в 1981-1982 гг. В июле-августе 2001 г. в связи с исчерпанием расчетного срока службы в соответствии с ГОСТ 24005-80 по требованиям надежности на стационарные паровые котлы все котлоагрегаты прошли техническое диагностирование (исполнитель – ООО ИЦ «Кран») с продлением расчетного ресурса работы до 2005 г. включительно. Разрешенное рабочее давление для каждого котла – 13 кгс/см2.

Блочные чугунные экономайзеры ЭП 1-330 (изготовитель – Кусинский машиностроительный завод) в настоящее время на всех трех котлах выведены из эксплуатации по причине прогара ребристых труб (предписание инспекции госгортехнадзора).

Следует отметить, что экономайзеры ЭП 1-330 исчерпали расчетный ресурс работы. Для сернистого мазута, сжигаемого в производственно-отопительной котельной, приведенное содержание серы составляет Sпр = 0,06 % (данные по составу топлива и его теплотворной способности представлены химлабораторией предприятия). В соответствии с ГОСТ 24005-80 по требованиям надежности на стационарные паровые котлы срок службы до списания чугунных экономайзеров при сжигании топлива с приведенным содержанием серы не более 0,2 % должен быть не менее 8 лет. Фактически экономайзеры находились в эксплуатации от 14 (экономайзер № 3) до 20 лет (экономайзер № 2).

За истекший период эксплуатации, за исключением пуско-наладочных испытаний, котлоагрегаты не подвергались режимной наладке. Режимные карты отсутствуют.

Режимная наладка не производилась даже после внесения принципиальных изменений в схему организации сжигания топлива. Котлоагрегаты оснащены газомазутными горелками ГМГ 5,5/7, по проекту укомплектованными паромеханическими форсунками. Так как обдувка поверхностей нагрева котла и хвостовых поверхностей нагрева сжатым воздухом (p = 6,0 кгс/см2) не была предусмотрена проектом, в процессе эксплуатации для снижения низкотемпературной сернокислотной коррозии трубной системы экономайзеров от подачи пара на распыл мазута отказались. В дополнение к этому отмечаются и эксплутационные нарушения: согласно сменному журналу в нарушение производственной инструкции по эксплуатации котлоагрегатов температура мазута перед форсунками котлов поддерживается на уровне tм = (85-100)°С, что недостаточно для качественного распыла мазута марки М-100 (необходимый уровень температуры перед механическими или паромеханическими форсунками   tм = (115-120)°С.

Для котлов ДКВР-10-13 с газомазутными топками при сжигании мазута КПД (бр) составляет ?к = 89,5 % (Роддатис К. Ф., Полтарецкий А. Н. Справочник по котельным установкам малой производительности / Под ред. К. Ф. Роддатиса. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 488 с.: ил.). По результатам инструментального обследования 03.12.02 г. котельных установок № 1 и № 2 (котел № 3 находился в ремонте) фактические КПД (бр) котлоагрегатов находятся на уровне 71 % (см. Приложение № 14). Основными причинами низкой экономичности работы котельных установок являются неналаженность топочного режима (подача в горелки нерасчетного количества избыточного воздуха), а также вывод из эксплуатации блочных чугунных экономайзеров ЭП 1-330.

Оптимальный коэффициент избытка воздуха при сжигании мазута ?опт = (1,1-1,2), а нормативные присосы в газомазутную камерную топку без металлической обшивки составляют ?? = 0,08 («Тепловой расчет котельных агрегатов (Нормативный метод) / Под ред. Н. В. Кузнецова и др. – М.: «Энергия», 1973). Соответственно, расчетное содержание кислорода в дымовых газах за котлами должно находиться на уровне 4,6 %. По результатам замеров фактическое содержание кислорода в дымовых газах за котлами № 1 и № 2 составило O2 = 11 %, что соответствует коэффициенту избытка воздуха ? = 2,1.

Для оптимизации режимов горения, снижения потерь тепла с уходящими газами (q2) и повышения экономичности работы котлоагрегатов предлагается выполнить замену исчерпавших свой рабочий ресурс экономайзеров ЭП 1-330 и провести режимно-наладочные испытания котлов с разработкой их режимных карт. Технико-экономическое обоснование данных мероприятий представлено в Разделе 6 настоящего отчета.

По результатам инструментального обследования котельных установок также следует отметить следующие моменты:

на котле № 2 коэффициент избытка воздуха перед дымососом составил ?дыс = 2,96, в то время как за котлом   ?к = 2,10, нормативные присосы в газоходы чугунных экономайзеров без обшивки для котлов паропроизводительностью менее 50 т/ч равны ??эк = 0,2 («Тепловой расчет котельных агрегатов (Нормативный метод) / Под ред. Н. В. Кузнецова и др. – М.: «Энергия», 1973), таким образом, фактические присосы воздуха в газоход экономайзера превышают нормативные в 4,3 раза;

на работающих котлоагрегатах температура наружной поверхности обмуровки по всем точкам замеров находилась в диапазоне (38-45)°С.

Существующий на котельных установках на момент обследования парк контрольно-измерительных приборов не соответствует требованиям «Руководящих указаний по проектированию, установке, монтажу и эксплуатации котлов ДКВР» (утверждены Центральным научно-исследовательским котлотурбинным институтом им. И. И. Ползунова):

Существующие системы автоматического регулирования режимных параметров котлоагрегатов физически и морально устарели и требуют модернизации: на момент обследования в работе находились только регуляторы уровня в барабане, регуляторы давления воздуха и разрежения использовались в режиме ручного (дистанционного) управления.

Схема водоподготовки – двухступенчатое Na-катионирование с последующей дегазацией воды в деаэраторе атмосферного типа ДА-50/25. Химический контроль за качеством питательной, котловой воды и пара осуществляется в объеме, обеспечивающем отсутствие отклонений от норм (по среднесуточным пробам). Величина непрерывной продувки находится на уровне 3 %. Периодическая продувка производится в сроки, установленные администрацией.

Однако обращает на себя внимание следующий факт: за истекший период эксплуатации единственный раз химическая очистка котлов производилась в октябре 1992 г. (исполнитель   СПМК «Липецкагропромпусконаладка»). На внутренней поверхности экранных и кипятильных труб отмечалась карбонатная накипь серого цвета толщиной (2,0-2,5) мм, состоящая из смеси CaCO3 и MgCO3 c наличием небольших окислов железа. Соответственно, в зависимости от плотности отложений их количество составляло (800-1700) г/м2. Согласно «Руководящим указаниям по проектированию, установке, монтажу и эксплуатации котлов ДКВР» очистка котлов, работающих на мазуте, должна производиться по результатам контрольных вырезок образцов экранных и кипятильных труб при количестве отложений более 500 г/м2. В последние годы текущий ремонт основного и все виды ремонта вспомогательного котельного оборудования производственно-отпительной котельной ст. Моршанск выполняются силами собственного ремонтного персонала ТЧ-1 без привлечения специализированных подрядных организаций. В связи с этим вырезка контрольных образцов котловых труб не проводится. Техническое диагностирование котлов в июле-августе 2001 г. (исполнитель – ООО ИЦ «Кран») выполнялось ультразвуковым способом. В то же время период работы котлов после химической очистки составляет, как и в первом случае, десять лет, что позволяет говорить, при прочих равных условиях эксплуатации котлоагрегатов, об ожидаемом критическом уровне загрязненности внутренней поверхности экранных и кипятильных труб. Необходимо в межотопительный период 2003 г. привлечь специализированную организацию для вырезки контрольных образцов котловых труб и решения вопроса о целесообразности и сроках проведения химической очистки котлов.

Вспомогательное оборудование котлоагрегатов, а также оборудование теплофикационной установки, размещенной в здании котельной, исчерпало расчетный срок эксплуатации. Частично предприятие осуществляет замену вспомогательного оборудования, однако, в виду объективных трудностей финансирования, – в объеме, недостаточном для обеспечения надежности и экономичности работы котельной:

водо-водяной подогреватель бойлера № 1 – заглушено свыше 60 % трубок;

водо-водяной подогреватель бойлера № 2 – из-за коррозионного износа трубных досок и трубок в районе вальцовки имеют место протечки сетевой воды в межтрубное пространство, что вынуждает при низкой паровой нагрузке бойлера из-за неудовлетворительного анализа конденсата греющего пара на жесткость производить его сброс через дренажный коллектор в промливневую канализацию;

Тепловую схему котельной в целом можно признать оптимальной. Величина резервных мощностей по всем группам основного и вспомогательного котельного оборудования соответствует «Нормам технологического проектирования…». Теплоутилизизационное оборудование, предусмотренное проектом, находится в работе (охладитель выпара деаэратора ОВ-2, охладитель расширителя непрерывной продувки).

К недостаткам тепловой схемы котельной следует отнести:

разрешенное рабочее давление для всех котлоагрегатов   13 кгс/см2. Фактически же котлы эксплуатируются на рабочее давление 10-11 кгс/см2 с последующим дросселированием парового потока до давления 4 кгс/см2, необходимого технологическим потребителям, первыми по ходу среды запорными вентилями. Исключить нерациональное дросселирование парового потока технически невозможно, так как для котлов ДКВР при сжигании сернистого мазута минимально-допустимое давление ограничено: для предотвращения газовой коррозии кипятильных труб из-за низкой температуры стенок, а также вскипания воды в чугунных экономайзерах снижение давления ниже 5-6 кгс/см2 не допускается («Руководящие указания…»).

Для повышения надежности работы котлоагрегатов и утилизации теплоты, выделяющейся при дросселировании парового потока, на выработку электрической энергии предлагается включить в тепловую схему котельной паровую винтовую машину ПВМ-200-ЭГ (см. Рис. 5).



Рис. 5. Принципиальная схема включения ПВМ-200-ЭГ в тепловую схему котельной.

Технико-экономическое обоснование данного мероприятия представлено в Разделе 6 настоящего отчета.
3. БАЛАНСЫ И УДЕЛЬНЫЕ РАСХОДЫ

ПОТРЕБЛЕНИЯ РЕСУРСОВ ПРЕДПРИЯТИЕМ В 2001 ГОДУ.

3.1. Анализ объемов выпуска продукции.

Основным видом продукции ТЧ-1 являются грузопассажирские перевозки, объем которых в 2001 г. составил 1 805,7 тыс. т*км брутто, дополнительной продукцией   ремонт тепловозов и вагонов: 1 353 и 1 446 приведенных единиц ремонта, соответственно. На Рис.6 представлена диаграмма помесячного выпуска продукции предприятием за 2001 г. в стоимостном выражении.



Рис. 6 Помесячный выпуск продукции ТЧ-1 за 2001 г. в стоимостном выражении, тыс. руб.

Как видно из диаграммы, основная доля объема выпускаемой продукции в 2001 г. приходится на грузопассажирские перевозки, которые составляют 74,1 % от общего годового выпуска продукции в стоимостном выражении. Доли ремонта тепловозов и ремонта вагонов примерно равны и составляют, соответственно, 13,9 % и 12,0 %.

За 10 месяцев текущего 2002 г. соотношение долей по видам выпускаемой продукции осталось практически на том же уровне, хотя и наметилась тенденция роста доли ремонта вагонов: грузопассажирские перевозки   72,4 %, ремонт тепловозов – 13,8 %, ремонт вагонов – 13,8 %.

Основным топливно-энергетическим ресурсом, потребляемым ТЧ-1, является дизельное топливо и мазут, доля которых в 2001 г. от общего потребления ТЭР составила, соответственно, 58,8 % и 34,4 %. Структура потребления топливно-энергетических ресурсов в 2001 году в натуральном выражении представлен на Рис. 7.



Рис. 7. Структура потребления ТЭР в натуральном выражении в 2001 год, т.у.т.

3.2. Электропотребление.

Суммарное потребление электроэнергии ТЧ-1 в 2001 году составило 3 434,8 тыс. кВт*ч. В виду отсутствия на предприятии организованной системы внутреннего (технического) учета составить расходную часть фактического инструментально подтвержденного баланса потребления электроэнергии по направлениям использования (технология, насосы, вентиляция, подъемно-транспортное оборудование, компрессоры и др.) на текущий момент невозможно. Поэтому ниже приведена Таблица 11 и представлен Рис. 8, иллюстрирующие потребление электроэнергии структурными подразделениями ТЧ-1, объединенными в группы в соответствии с существующей системой учета.

Таблица 11

Потребители электроэнергии

Факт потребления электроэнергии в 2001г.,

тыс. кВт*ч

Лимит потребления электроэнергии в 2001 г.,

тыс. кВт*ч

Спорткомплекс

15,49

10,95

ПТО

44,16

31,72

Вагонный участок

634,25

556,04

Котельная, склад топлива

927,09

830,78

Очистные сооружения

96,45

61,42

Реостат, кладовая, гараж, КИП

30,96

13,19

ТП-12 (заготовительный цех)

1165,97

1069,12

ТП-13 (обточка колесных пар, электромашинный, колесно-тележечный цеха)

502,27

478,68

Дом отдыха

10,13

3,77

ст. Земетчино

4,25

2,55

ст. Пачелма

11,43

9,64

Всего:

3434,82

3067,25



Рис.8. Потребление в 2001 г. электроэнергии структурными подразделениями ТЧ-1, объединенными в группы в соответствии с существующей на предприятии системой учета.

Фактическое потребление электроэнергии ТЧ-1 в 2001 году с разбивкой по месяцам представлено на Рис. 9.



Рис. 9. Фактическое помесячное потребление электроэнергии ТЧ-1 в 2001 году.

На Рис. 10, 11 представлены отношения фактического потребления электроэнергии предприятием в 2001 г. и 10 месяцев текущего 2002 г. к установленным КБШ ж/д лимитам.



Рис. 10. Отношение фактического потребления электроэнергии ТЧ-1 за 2001 г. к установленному КБШ ж/д лимиту.



Рис. 11. Отношение фактического потребления электроэнергии ТЧ-1 за 10 месяцев текущего 2002 г. к установленному КБШ ж/д лимиту.

Превышение фактического потребления предприятием электроэнергии лимита в 2001 году составило 12 %, за текущие 10 месяцев 2002 г. – 27,6 %.

Фактический удельный расход электроэнергии на выпуск основной продукции по ТЧ-1 в 2001 г. составил 19,02 тыс. кВт*ч/10 тыс. т*км брутто, за 10 месяцев текущего 2002 г.   19,05 тыс. кВт*ч/10 тыс. т*км брутто. На Рис. 12 представлен помесячный удельный расход электроэнергии на выпуск основной продукции по ТЧ-1 за 2001 г.



Рис. 12. Помесячный удельный расход электроэнергии на выпуск основной продукции по ТЧ-1 за 2001 г.

Следует отметить, что нормативы по удельным расходам электроэнергии на выпуск основной продукции для ТЧ-1 не разработаны. Установление величины лимита на потребление предприятием электроэнергии производится КБШ ж/д чисто административно, без должного технического обоснования. Особенно характерным в этом отношении является текущий 2002 г.

Во исполнение решения коллегии МПС № 20 от 25-26 декабря 2001 г. Куйбышевской железной дороге установлено задание по удельным расходам электроэнергии на эксплутационные нужды на 2002 г. 14,81 тыс. кВт*ч/10 тыс. т*км брутто против 15,00 тыс. кВт*ч/10 тыс. т*км брутто в 2001 г.

На основании этого Указанием главного инженера Куйбышевской железной дороги № НГ/41у от 04.03.02 г. ТЧ-1 установлен лимит потребления электроэнергии на 2002 г. в размере 3 398 тыс. кВт*ч, что на 1,07 % ниже фактического уровня энергопотребления предприятия в 2001 г. При этом не учтено, что согласно «Плану внедрения новой техники и прогрессивной технологии на Куйбышевской железной дороге на 2002 год» (Приложение № 1 к Приказу № 17/Н от 25.01.02 г.) ТЧ-1 в текущем году было запланировано освоить ремонт тепловозов циклом Среднего капитального ремонта, для чего предстояло:

Внедрение новых технологий и ввод в эксплуатацию новых энергопотребляющих мощностей при сохранении объемов выпуска продукции и отсутствии на предприятии программы энергосбережения и развития энергетического хозяйства изначально делали невыполнимым установленный КБШ ж/д лимит потребления электроэнергии на 2002 г.

Тем не менее, письмом № 463 от 20.05.02 г. главного инженера дороги в связи с повышением тарифов на электроэнергию лимит потребления для ТЧ-1 на май-декабрь 2002 г. был дополнительно снижен с 2 051,6 тыс. кВт*ч до 1 451,0 тыс. кВт*ч, т.е. на 29,28 %.

Для оперативного анализа текущего уровня энергопотребления предприятия и создания системы стимулирования его работников по энергосбережению необходима разработка для ТЧ-1 технически обоснованных норм удельного расхода электроэнергии на выпуск основной и дополнительной продукции.

В связи с отсутствием на предприятии организованной системы внутреннего (технического) учета электроэнергии по направлениям использования (технология, насосы, вентиляция, подъемно-транспортное оборудование, компрессоры и др.), на текущий момент дать обоснованную оценку потенциала энергосбережения по электроэнергии не представляется возможным.

Ориентировочно экономию электроэнергии за счет внедрения схемы сокращения холостого хода сварочных аппаратов, применения ограничителей холостого хода на станках, имеющих межоперационное время, а также замены незагруженных электродвигателей двигателями меньшей мощности (например, на ПН № 3 ЦНСГ-38-198, дымососах ВДН-12,5) можно оценить в (4-5) % от уровня потребления электроэнергии предприятием, т.е. примерно в 170 тыс. кВт*ч. При этом предварительные расчеты показывают, что срок окупаемости выше перечисленных мероприятий находится в диапазоне (3,6-6,2) года.

Таким образом, с учетом предложений по снижению потребления электроэнергии, экономическая эффективность которых представлена в Разделе 6 настоящего отчета, потенциал энергосбережения по электроэнергии ТЧ-1 должен составлять 1 770 тыс. кВт*ч или 51,5 % от уровня энергопотребления предприятия в 2001 г.

3.3. Теплопотребление.

Приход тепловой энергии в 2001 г. 36 781,3 Гкал,

из них:

выработка собственными котельными 35 663,0 Гкал (ст. Моршанск)

236,2 Гкал (ст. Земетчино)

452,8 Гкал (ст Пачелма)

итого 36 352,0 Гкал

от сторонних источников 429,3 Гкал

Расчетно-нормативное потребление тепловой энергии в 2001 г.:

36 140,3 Гкал

из них

собственное потребление 32 631,1 Гкал

сторонние потребители 3 509,2 Гкал

Расчетно-нормативное потребление тепловой энергии предприятием в 2001 г. представлено на Рис. 13. Нерациональные потери в системах теплоснабжения промплощадок ТЧ-1 составили, таким образом, 641,0 Гкал или 2,0% от уровня расчетно-нормативного потребления.

В виду отсутствия средств учета отпуска тепла котельными и потребления тепла присоединенными к системам теплоснабжения промплощадок ТЧ-1 абонентами составить расходную часть фактического инструментально подтвержденного баланса потребления тепловой энергии по направлениям использования (технологические нужды, отопление и вентиляция, горячее водоснабжение, суммарные сетевые потери) на текущий момент невозможно.



Рис. 13. Расчетно-нормативное потребление тепловой энергии предприятием в 2001 г.

От стороннего источника (МУП «Электротеплосеть») осуществляется только теплоснабжение спортивно-оздоровительного комплекса «Локомотив», расположенного за чертой промплощадки ТЧ-1 на ст. Моршанск.

Расчетная отопительно-вентиляционная нагрузка спорткомплекса составляет 0,121 Гкал/ч, соответственно, расчетно-нормативное потребление тепла на отопительно-вентиляционные нужды в 2001 г. (при tот.ср. = -3,7°С) составляло 191,0 Гкал. Фактическое потребление тепла на отопительно-вентиляционные нужды спорткомплекса за 2001 г. по теплосчетчику СТК «Multidat» составило 208,6 Гкал. Нерациональные потери – 17,6 Гкал/год (или 8,4 % от прихода тепла).

Расчетная годовая нагрузка системы горячего водоснабжения спорткомплекса составляет 266,7 Гкал. Фактический расход тепла на ГВС за 2001 г. по счетчику горячей воды MTW составил 220,7 Гкал, что связано с неполной загрузкой спорткомплекса в летний период.

Таким образом, потенциал энергосбережения по тепловой энергии ТЧ-1 составляет 17,6 Гкал или 8,4 % от уровня теплопотребления предприятия от стороннего источника в 2001 г.

3.4. Топливопотребление.

Потребление котельно-печного топлива:

Суммарное потребление предприятием котельно-печного топлива в 2001 г. составило:

7 336,1 т.у.т.

в том числе:

мазута марки М-100 7 147,2 т.у.т.

Кузнецкого угля 188,9 т.у.т.

Расход котельно-печного топлива:

на выработку тепловой энергии 7 277,3 т.у.т.

в том числе:

в котельной ст. Моршанск 7 147,2 т.у.т.

в котельной ст. Земетчино 44,4 т.у.т.

в котельной ст. Пачелма 85,7 т.у.т.

технологическое использование 58,8 т.у.т.

в том числе:

сушка 45,8 т.у.т.

обжиг 13,0 т.у.т.

Основная доля котельно-печного топлива расходуется на выработку тепловой энергии   99,2%, в том числе по котельной ст. Моршанск – 97,4%, котельной ст. Земетчино – 0,6%, котельной ст. Пачелма – 1,2%, и лишь 0,8% потребления приходится на технологическое использование (пескосушилка и кузнечные горны). Баланс ТЧ-1 по потреблению котельно-печного топлива в 2001 году представлен на Рис. 14.



Рис. 14. Баланс ТЧ-1 по потреблению котельно-печного топлива в 2001 г.

Основную долю котельно-печного топлива (97,4 %) составляет топочный мазут марки М-100, сжигаемый в производственно-отопительной котельной ст. Моршанск. На Рис. 15 представлено помесячное потребление мазута ТЧ-1 в 2001 г. в натуральном выражении.

Суммарное потребление угля котельными ст. Земетчино, ст. Пачелма, а также технологическими топливопотребляющими агрегатами составляет 2,6 % от общего потребления предприятием котельно-печного топлива. Помесячное потребление угля ТЧ-1 в 2001 г. в натуральном выражении представлено на Рис. 16.



Рис. 15. Помесячное потребление мазута ТЧ-1 в 2001 г. в натуральном выражении.



Рис. 16. Помесячное потребление мазута ТЧ-1 в 2001 г. в натуральном выражении.

Потенциал энергосбережения ТЧ-1 по котельно-печному топливу образуется за счет следующих составляющих:

Снижение годового потребления котельно-печного топлива в случае доведения фактических удельных расходов топлива на выработку тепла в собственных котельных до нормативных значений составляет (по уравнению прямого баланса котлоагрегата):

по котельной ст. Моршанск 1 480,7 т.у.т.

по котельной ст. Земетчино 4,7 т.у.т.

по котельной ст. Пачелма 8,1 т.у.т.

Снижение годового потребления котельно-печного топлива в случае доведения фактических удельных расходов топлива на единицу продукции в технологических топливоиспользующих агрегатах до нормативных значений (расчет выполнен только для пескосушилки, поскольку для кузнечных горнов отсутствуют данные по нормативному удельному расходу топлива на единицу продукции):

24,4 т.у.т.

Снижение годового потребления котельно-печного топлива за счет устранения нерациональных потерь тепловой энергии в системах теплоснабжения промплощадок ТЧ-1(по уравнению прямого баланса котлоагрегата):

102,3 т.у.т.

Таким образом, суммарный потенциал энергосбережения ТЧ-1 по котельно-печному топливу составляет 1 620,2 т.у.т. или 22,1 % от объема потребления предприятием в 2001 г.

Потребление моторных топлив:

Суммарное потребление предприятием моторных топлив в 2001 г. составило:

8 450,76 т

в том числе:

дизельное топливо 8 427,19 т

бензин АИ-76 23,57 т

керосин 13,00 т

в том числе:

дизельное топливо на тягу подвижного состава 8 397,00 т

дизельное топливо на автотранспорт 30,19 т

в том числе:

дизельное топливо на тягу подвижного состава

(транспортировка грузов, хоз. и маневровые работы) 3 004,4 т

дизельное топливо на тягу подвижного состава

(пассажирские перевозки) 5 392,6 т

Структура потребления моторных топлив ТЧ-1 в 2001 г. в натуральном выражении представлена на Рис. 17.

Дизельное топливо преимущественно расходуется на тягу подвижного состава (99,6 %), небольшая часть – на автотранспорт (0,4 %) (см. Рис. 18). Бензин расходуется на автотранспорт, керосин – на технологические нужды (для промывки и обезжиривания деталей).

На Рис. 19 представлено помесячное потребление дизельного топлива ТЧ-1 в 2001 г. на тягу подвижного состава в натуральном выражении, а на Рис. 20 показан фактический удельный расход дизельного топлива на тягу в 2001 году.



Рис. 17. Структура потребления моторных топлив ТЧ-1 в 2001 г. в натуральном выражении.



Рис. 18. Структура потребления дизельного топлива ТЧ-1 в 2001 г.

На предприятии разработаны нормы удельных расходов топлива на тягу подвижного состава и автотранспорт (грузовые и пассажирские перевозки).

Нормативный удельный расход топлива на тягу подвижного состава – 43,2 т/(10**тыс. т*км брутто), соответственно, расчетно-нормативное потребление дизельного топлива на тягу в 2001 г. составило 7 800,6 т. Нормы на тягу подвижного состава по видам перевозок (транспортировка грузов и перевозка пассажиров) не установлены.



Рис. 19. Расход дизельного топлива ТЧ-1 в 2001 г. на тягу подвижного состава в натуральном выражении.



Рис. 20. Фактический помесячный удельный расход дизельного топлива ТЧ-1 в 2001 г. на тягу подвижного состава.

Расчетно-нормативные потери топлива на тягу подвижного состава в 2001 г. (1 376,7 т) складываются из следующих составляющих:

Фактический удельный расход дизельного топлива по ТЧ-1 на тягу подвижного состава в 2001 г. составил 46,5 т/(10**тыс. т*км брутто), в том числе на грузовые перевозки, хозяйственные и маневровые работы – 51,7 т/(10**тыс. т*км брутто), на пассажирские перевозки – 44,0 т/(10**тыс. т*км брутто).

Перерасход топлива на тягу относительно расчетно-нормативного потребления: на грузовые перевозки, хозяйственные и маневровые работы – 486,6 т, на пассажирские перевозки – 109,8 т, всего – 596,4 т.

Потребление топлива на тягу подвижного состава за 10 месяцев текущего 2002 г. составило 6 632,28 т при объеме грузоперевозок 1 517,1 тыс. т*км брутто, соответственно, фактический удельный расход приблизился к нормативному и составляет 43,7 т/(10**тыс. т*км брутто).

Нормативный удельный расход топлива на автотранспорт (транспортировку грузов) составляет 0,034 л/т*км, фактический за 2001 г.   0,036 л/т*км, перерасход топлива   1 909,4 л.

Нормативный удельный расход топлива на автотранспорт (перевозка людей) составляет 0,170 л/км, фактический за 2001 г. также 0,170 л/км, потребление топлива превышает расчетно-нормативное на 31,8 л.

Таким образом, суммарный потенциал энергосбережения ТЧ-1 по моторным топливам составляет 867,3 т.у.т. или 7,1 % от объема потребления моторных топлив предприятием в 2001 г.

3.5. Воздухопотребление.

Учет выработки компрессорными ТЧ-1 сжатого воздуха и потребления его присоединенными к пневматической сети абонентами не производится.

На текущий баланс составить баланс предприятия по выработке и потреблению сжатого воздуха невозможно.

3.6. Водопотребление.

Потребление технической воды локомотивным депо за 2001 г. по данным поставщика (ВОДЧ-1 – структурного подразделения Пензенского отделения КБШ ж/д) составило 175,0 тыс. м3 при лимите 168,2 тыс. м3.

Потребление хозяйственно-питьевой воды ТЧ-1 в 2001 г. по данным поставщика («Предприятие ВКХ») составило 11,0 тыс. м3 при лимите 10,2 тыс. м3.

Водоотведение депо в 2001 г. по данным приемщика сточных вод («Предприятие ВКХ») составило 104,3 тыс. м3 при лимите 78,8 тыс. м3.

Баланс водопотребления ТЧ-1 по направлениям использования воды за 2001 г. представлен на Рис. 21.

Фактические объемы водоотведения структурных подразделений депо, выделенных по схеме внутреннего (технического) учета предприятия, представлены на Рис. 22. В 2001 г. через собственные очистные сооружения ТЧ-1 из общего объема водоотведения прошло 46 891 м3 сточных вод, без очистки сброшено на «Предприятие ВКХ»   57 403 м3.



Рис. 21. Баланс водопотребления ТЧ-1 по направлениям использования воды за 2001 г.
Водоотведение (по факту) за 2001 г. по ТЧ-1



Рис. 22. Водоотведение структурных подразделений депо в 2001 году.

4. СВОДНЫЙ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БАЛАНС ПРЕДПРИЯТИЯ

Общее потребление предприятием топливно-энергетических ресурсов в 2001 г. составило 20 781,2 т.у.т., в том числе:

Сводный топливно-энергетический баланс ТЧ-1 за 2001 г. представлен на Рис. 23, 25, а потенциал энергосбережения ТЧ-1 (%) – на Рис. 24.

За 10 месяцев текущего 2002 г. потребление предприятием топливно-энергетических ресурсов составило 16 679 т.у.т.



Рис. 23. Сводный топливно-энергетический баланс предприятия за 2001 г., т.у.т.



Рис. 24. Потенциал энергосбережения, %.

Рис. 25. Сводный топливно-энергетический баланс предприятия за 2001 г., т.у.т.

5. СТРУКТУРА И АНАЛИЗ ФИНАНСОВЫХ ЗАТРАТ НА ПОТРЕБЛЯЕМЫЕ ПРЕДПРИЯТИЕМ РЕСУРСЫ

5.1. Затраты на электроэнергию.

Затраты на электроэнергию в 2001 г. составили 2 263,5 тыс. руб.

На Рис. 26 представлено распределение затрат на электроэнергию в 2001 году по месяцам в стоимостном выражении, тыс. руб.


Рис. 26. Распределение затрат на электроэнергию в 2001 году по месяцам в стоимостном выражении, тыс. руб.

Наблюдается устойчивая тенденция существенного роста тарифов на электроэнергию (23 % за 2001 г. и 73 %   за 10 месяцев текущего 2002 г.) и, соответственно, затрат предприятия на энергоснабжение. В наглядной форме затраты предприятия на электроэнергию в 2001 г. и 2002 г. сопоставлены на Рис. 27



Рис. 27. Сопоставление затрат предприятия на электроэнергию в 2001 г. и 2002 г., тыс. руб.

5.2. Затраты на тепловую энергию

Затраты предприятия на приобретение тепловой энергии от стороннего источника (МУП «Электротеплосеть») в 2001 г. составили 121,2 тыс. руб. (отопительно-вентиляционные нужды и ГВС спортивно-оздоровительного комплекса «Локомотив»).

Распределение затрат на тепловую энергию в 2001 г. по месяцам представлено на Рис. 28.

За 10 месяцев текущего 2002 г. затраты ТЧ-1 на приобретение тепловой энергии от стороннего источника составили 139,7 тыс. руб. На Рис. 29 представлен сравнительный анализ затрат предприятия на тепловую энергию за 10 месяцев 2001 г. и тот же период 2002 г.


Рис. 28. Распределение затрат ТЧ-1 на тепловую энергию в 2001 г. по месяцам, тыс. руб.



Рис. 29. Сравнительный анализ затрат предприятия на тепловую энергию за 10 месяцев 2001 г. и тот же период 2002 г., тыс. руб.

5.3. Затраты на топливо

Потребление котельно-печного топлива:

Всего в 2001 г. затраты на котельно-печное топливо составили 7 255,3 тыс. руб., из них:

Распределение затрат ТЧ-1 в 2001 г. по месяцам на мазут представлено на Рис. 30, на уголь – на Рис. 31.

Затраты на мазут за 10 месяцев текущего 2002 г. составили 5 470,1 тыс. руб., на уголь   97,2 тыс. руб.

На Рис. 32 и Рис. 33 приведен сравнительный анализ затрат предприятия за 10 месяцев 2001 г. и 2002 г. на мазут и уголь, соответственно.



Рис. 30. Распределение затрат ТЧ-1 на мазут в 2001 г. по месяцам, тыс. руб.



Рис. 31. Распределение затрат ТЧ-1 на уголь в 2001 г. по месяцам, тыс. руб.



Рис. 32. Сравнительный анализ затрат предприятия за 10 месяцев 2001 г. и 2002 г. на мазут, тыс. руб.



Рис. 33. Сравнительный анализ затрат предприятия за 10 месяцев 2001 г. и 2002 г. на уголь, тыс. руб.

Потребление моторных топлив:

Бензин:

Всего в 2001 г. затраты предприятия на бензин составили 156,2 тыс. руб.

Распределение затрат ТЧ-1 в 2001 г. по месяцам на бензин представлено на Рис. 34.

В 2002 г. затраты ТЧ-1 за 10 месяцев на бензин составили 121,7 тыс. руб.

На Рис. 35 приведен сравнительный анализ затрат предприятия на бензин за 10 месяцев 2001 г. и 2002 г.



Рис. 34. Распределение затрат ТЧ-1 на бензин в 2001 г. по месяцам, тыс. руб.



Рис. 35. Сравнительный анализ затрат предприятия на бензин за 10 месяцев 2001 г. и 2002 г., тыс. руб.

Дизельное топливо на автотранспорт:

Всего в 2001 г. затраты ТЧ-1 на дизельное топливо для автотранспорта составили 158,3 тыс. руб.

Распределение затрат ТЧ-1 в 2001 г. по месяцам на дизельное топливо для автотранспорта представлено на Рис. 36.

За 10 месяцев 2002 г. затраты на дизельное топливо на автотранспорт составили 129,5 тыс. руб.

На Рис. 37 приведен сравнительный анализ затрат предприятия на дизельное топливо на автотранспорт за 10 месяцев 2001 г. и 2002 г.



Рис. 36. Распределение затрат ТЧ-1 на дизельное топливо на автотранспорт в 2001 г. по месяцам, тыс. руб.



Рис. 37. Сравнительный анализ затрат предприятия на дизельное топливо на автотранспорт за 10 месяцев 2001 г. и 2002 г., тыс. руб.

Дизельное топливо на тягу поездов:

Общие затраты ТЧ-1 на дизельное топливо на тягу подвижного состава в 2001 г. составили 42 810 тыс. руб.

Распределение затрат ТЧ-1 в 2001 г. по месяцам на дизельное топливо на тягу представлено на Рис. 38.

Затраты предприятия на дизельное топливо на тягу подвижного состава за 10 месяцев 2002 г. составили 31 108 тыс. руб.

На Рис. 39 приведен сравнительный анализ затрат предприятия на дизельное топливо на тягу подвижного состава за 10 месяцев 2001 г. и 2002 г.



Рис. 38. Распределение затрат ТЧ-1 на дизельное топливо на тягу подвижного состава в 2001 г. по месяцам, тыс. руб.



Рис. 39. Сравнительный анализ затрат предприятия на дизельное топливо на тягу подвижного состава за 10 месяцев 2001 г. и 2002 г., тыс. руб.

Общие затраты на моторные топлива в 2001 году составили 43 124,5 тыс. руб.

5.4. Затраты на водоснабжение.

Расчеты за техническое водопотребление производит договородержатель – КБШ ж/д. Расчеты за хозяйственно-питьевое водопотребление и водоотведение также осуществляет договородержатель   КБШ ж/д, при этом за стоки   с последующим вычетом денежных средств с ТЧ-1.

Общие затраты на водоотведение в 2001 году составили 297,6 тыс. руб.

Распределение затрат ТЧ-1 в 2001 г. по месяцам на водоотведение представлено на Рис. 40.

Согласно условиям договора между КБШ ж/д и «Предприятием ВКХ» сумма платы за превышение лимита сброса сточных вод определяется тарифом, повышенным в трехкратном размере за сброс сточных вод в отчетном периоде. Перерасход денежных средств на оплату стоков в связи с превышением лимита водоотведения в 2001 г. составил 142,4 тыс. руб.

За 10 месяцев 2002 года затраты предприятия на водоотведение составили 267 тыс. руб.

На Рис. 41 приведен сравнительный анализ затрат предприятия на водоотведение за 10 месяцев 2001 г. и 2002 г.



Рис. 40. Распределение затрат ТЧ-1 на водоотведение в 2001 г. по месяцам, тыс. руб.



Рис. 41. Сравнительный анализ затрат предприятия водоотведение за 10 месяцев 2001 г. и 2002 г., тыс. руб.

5.5. Общий анализ затрат.

Общие затраты предприятия в 2001 г. на топливно-энергетические ресурсы, водоснабжение и водоотведение составили 53 162,7 тыс. руб., за 10 месяцев текущего 2002 г. – 39 925,5 тыс. руб.

На Рис. 42 и Рис. 43 представлена структура затрат предприятия в 2001 г. на топливно-энергетические ресурсы, водоснабжение и водоотведение в долевом и абсолютном выражении.



Рис. 42. Структура затрат предприятия в 2001 г. на топливно-энергетические ресурсы, водоснабжение и водоотведение в долевом выражении.



Рис. 43. Структура затрат предприятия в 2001 г. на топливно-энергетические ресурсы, водоснабжение и водоотведение в абсолютном выражении, тыс. руб.

6. ПРЕДЛОЖЕНИЯ (МЕРОПРИЯТИЯ) ПО ПОВЫШЕНИЮ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕСУРСОВ

ПЕРЕЧЕНЬ ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИХ МЕРОПРИЯТИЙ







Годовая экономия энергоресурсов, сырья, материалов, воды




Наименование мероприятий,

вид энергоресурса

Затраты

в натуральном выражении

в стоимостном выражении,
тыс. руб


(по тарифу)

Срок окупаемости

2

3

4

5

7

Котельно-печное топливо, т.у.т.

Замена блочных чугунных экономайзеров ЭП 1-330 на котлоагрегатах ДКВР-10-13 производственно-отопительной котельной (ст. Моршанск)

1 665,2

683,4

857,7

1,9

Режимно-наладочные испытания котлоагрегатов ДКВР-10-13 производственно-отопительной котельной (ст. Моршанск)

229,8

464,6

583,2

0,4

Электроэнергия, тыс. кВт*ч

Установка в схеме производственно-отопительной котельной (ст. Моршанск) паровой винтовой машины ПВМ-200-ЭГ

2 670,1

1 576,8

1 406,5

1,9

Реконструкция блока сетевых насосов производственно-отопительной котельной
(ст. Моршанск)

20,3

24,0

21,4

0,9

Экономия всего, т.у.т.

т.у.т

Гкал

тыс. кВт*ч




1 660,3

1 148,0

-

1 600,8

2 868,8

1 440,9

-

1 427,9




При внедрении выше перечисленных мероприятий годовая экономия топливно-энергетических ресурсов составит 1 660,3 т.у.т. (7,9 % от уровня потребления ТЭР предприятием в 2001 г. или 52,4 % выявленного при обследовании потенциала энергосбережения).

В стоимостном выражении ожидаемый годовой экономический эффект составляет 2 868,8 тыс. руб. или 5,4 % от затрат предприятия на энергоресурсы в 2001 г.

Экономия топливно-энергетических ресурсов в натуральном и стоимостном выражении представлена, соответственно, на Рис. 44 и Рис. 45.




Рис. 44. Экономия топливно-энергетических ресурсов в натуральном выражении, т.у.т.


Рис. 45. Экономия топливно-энергетических ресурсов в стоимостном выражении, тыс. руб.


6.1. Замена блочных чугунных экономайзеров ЭП 1-330 на котлоагрегатах ДКВР-10-13 производственно-отопительной котельной (ст. Моршанск).

Котлоагрегаты ДКВР-10-13 производственно-отопительной котельной (ст. Моршанск) укомплектованы блочными чугунными экономайзерами ЭП 1-330 (изготовитель – Кусинский машиностроительный завод). В настоящее время на всех трех котлах экономайзеры выведены из эксплуатации по причине прогара ребристых труб (предписание инспекции госгортехнадзора).

Следует отметить, что экономайзеры ЭП 1-330 исчерпали расчетный ресурс работы. Для сернистого мазута, сжигаемого в производственно-отопительной котельной (ст. Моршанск), приведенное содержание серы составляет Sпр = 0,06 % (данные по составу топлива и его теплотворной способности представлены химлабораторией предприятия). В соответствии с ГОСТ 24005-80 по требованиям надежности на стационарные паровые котлы срок службы до списания чугунных экономайзеров при сжигании топлива с приведенным содержанием серы не более 0,2 % должен быть не менее 8 лет. Фактически экономайзеры находились в эксплуатации от 14 (экономайзер № 3) до 20 лет (экономайзер № 2).

Для снижения потерь тепла с уходящими газами (q2) и повышения экономичности работы котлоагрегатов предлагается выполнить замену исчерпавших свой рабочий ресурс блочных чугунных экономайзеров ЭП 1-330.

Согласно прайс-листам ОАО «Кусинский литейно-машиностроительный завод» (Челябинская обл., г. Куса) стоимость блочного чугунного экономайзера ЭБ 1-300И (современная модификация ЭП 1-330) по состоянию на ноябрь 2002 г. составляет 382 800 руб. (с НДС).

Транспортные расходы предварительно можно оценить в 5 %, а затраты на демонтаж существующих и монтаж новых экономайзеров – в 40 % от стоимости оборудования.

Тогда суммарные затраты на замену блочных чугунных экономайзеров ЭП 1-330 на котлах ДКВР-10-13 производственно-отопительной котельной (ст. Моршанск) составят:

?З = 3 х (1 + 0,05 +0,4) х 382 800 = 1 665 180 (руб.)

Ожидаемый экономический эффект от внедрения мероприятия определяется снижением годового потребления топлива котлоагрегатами за счет уменьшения потерь тепла с уходящими газами (q2).

По результатам пуско-наладочных испытаний котлоагрегатов ДКВр-10-13 производственно-отопительной котельной (ст. Моршанск) работа экономайзера в диапазоне нагрузок котла 60-140 % от номинальной обеспечивает повышение температуры на входе в котел до 142-156 С.

По отчетным данным предприятия среднесуточный расход топочного мазута в 2001 г. составил 14,2 т/ч, соответственно, среднечасовой – 0,59 т/ч.

Из уравнения теплового баланса, среднечасовой расход питательной воды по котельной составляет:

Dпв = Dп + Dнепр = 1,03 х Dп = 1,03 х B х Qрн х ?к / (iо – iпв) (т/ч)

где: B – среднечасовой расход топочного мазута на котельную, т/ч;

Qрн – низшая теплота сгорания топочного мазута, по справке химлаборатории предприятия Qрн = 9 665 ккал/кг;

?к – усредненное значение КПД брутто установленных в котельной котлоагрегатов, для котлов ДКВР-10-13 с газомазутными топками при сжигании мазута ?к = 89,5 % (Роддатис К. Ф., Полтарецкий А. Н. Справочник по котельным установкам малой производительности / Под ред. К. Ф. Роддатиса. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 488 с.: ил.);

iо, iпв – энтальпии насыщенного пара и питательной воды соответственно, ккал/кг; по таблицам термодинамических свойств воды и водяного пара iо = 665,3 ккал/кг, iпв = 100 ккал/кг.

Dпв = 1,03 х 0,59 х 9 965 х 0,895 / (665,3 – 100) = 9,57 (т/ч).

Суммарная годовая тепловая нагрузка экономайзеров составляет:

Qэк = Dпв х (iэк – iпв) х 8760 (ккал)

где: iэк – энтальпия питательной воды на выходе экономайзера (входе в котел), ккал/кг; по таблицам термодинамических свойств воды и водяного пара iэк = 151,1 ккал/кг.

Qэк = 9,57 х (151,1 – 100) х 8760 = 4 283,9 (Гкал)

Таким образом, снижение потребления топочного мазута при введении в эксплуатацию экономайзеров составит:

∆B = Qэк / (Qрн х ?к) = 4 283,9 х103 / (9 665 х 0,895) = 495,2 (тонн)

При средней в 2002 г. цене 1 тонны мазута Цм = 1 732 руб./тонна (с НДС), годовой экономический эффект от замены блочных чугунных экономайзеров ЭП 1-300 на котлоагрегатах ДКВР-10-13 составит:

∆Э = 495,2 х 1 732 = 857 686 (руб.)

Срок окупаемости мероприятия:

Т = ?З / ∆Э = 1 665 180 / 857 686 = 1,9 (года)

6.2. Режимно-наладочные испытания котлоагрегатов ДКВР-10-13

производственно-отопительной котельной (ст. Моршанск).

Производственно-отопительная котельная (ст. Моршанск) оснащена тремя паровыми котлоагрегатами ДКВР-10-13 (Е-10-1,4 ГМ), укомплектованными блочными чугунными экономайзерами ЭП 1-330. Основное топливо – мазут топочный М-100 VI вида (по ГОСТ 10585-99), резервного топлива нет. Котлоагрегаты введены в эксплуатацию в 1981-1982 гг и за истекший период, за исключением пуско-наладочных испытаний, не подвергались режимной наладке. Режимные карты отсутствуют.

Для котлов ДКВР-10-13 с газомазутными топками при сжигании мазута КПД (бр) составляет ?к = 89,5 % (Роддатис К. Ф., Полтарецкий А. Н. Справочник по котельным установкам малой производительности / Под ред. К. Ф. Роддатиса. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 488 с.: ил.). По результатам инструментального обследования фактические КПД (бр) котлоагрегатов находятся на уровне 71 % (см. Приложения). Основными причинами низкой экономичности работы котельных установок являются неналаженность топочного режима (подача в горелки нерасчетного количества избыточного воздуха), а также вывод из эксплуатации по предписанию органов госгортехнадзора из-за прогара ребристых труб блочных чугунных экономайзеров ЭП 1-330.

Оптимальный коэффициент избытка воздуха при сжигании мазута ?опт = (1,1-1,2), а нормативные присосы в газомазутную камерную топку без металлической обшивки составляют ?? = 0,08 («Тепловой расчет котельных агрегатов (Нормативный метод) / Под ред. Н. В. Кузнецова и др. – М.: «Энергия», 1973). Соответственно, расчетное содержание кислорода в дымовых газах за котлами должно находиться на уровне 4,6 %. По результатам замеров фактическое содержание кислорода в дымовых газах за котлами № 1 и № 2 составило O2 = 11 %, что соответствует коэффициенту избытка воздуха ? = 2,1.

Для оптимизации режимов горения, снижения потерь тепла с уходящими газами (q2) и повышения экономичности работы котлоагрегатов предлагается провести на каждом из них режимно-наладочные испытания с разработкой режимных карт.

Стоимость балансовых испытаний для составления режимной карты котельной установки паропроизводительностью менее 120 т/ч при сжигании жидкого топлива согласно «Прейскуранту на экспериментально-наладочные работы и работы по совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей», 2-ой выпуск (М.: СПО ОРГРЭС, 1992 г.) при коэффициенте индексации К = 0,10 составляет 88 386 руб., а для 3-х котлоагрегатов производственно-отопительной котельной (с учетом понижающего коэффициента 0,8 для однотипного оборудования):

?З = (1 + 0,8 +0,8) х 88 386 = 229 804 (руб.)

Ожидаемый экономический эффект от внедрения мероприятия определяется снижением потерь тепла с уходящими газами (q2) и, соответственно, повышением КПД (бр) котлоагрегатов за счет оптимизации режимов горения топлива.

Согласно поверочным тепловым расчетам котлоагрегата ДКВР-10-13 увеличение содержания кислорода O2 в уходящих газах за котлом на 1 % приводит к снижению КПД (бр) котла на (0,8-0,85) % (Степанов О. А., Моисеев Б. В., Хоперский Г. Г. Теплоснабжение на насосных станциях нефтепроводов: Учеб. пособие / Под ред. О. А. Степанова.   М.: «Недра», 1998. – 302 с.: ил.). Соответственно, в результате оптимизации топочного режима при снижении содержания кислорода O2 в уходящих газах за котлом до расчетной величины 4,6 % можно ожидать увеличения КПД (бр) котлоагрегата на (5,0-5,5) %.

В этом случае снижение удельного расхода топлива на выработку 1 Гкал составит:

∆b = 142,8 х (?р – ?ф) / (?р х ?ф) (кг у.т./Гкал),

где: ?р – расчетный КПД (бр) котлоагрегата, для котлов ДКВР-10-13 с газомазутными топками при сжигании мазута ?к = 89,5 % (Роддатис К. Ф., Полтарецкий А. Н. Справочник по котельным установкам малой производительности / Под ред. К. Ф. Роддатиса. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 488 с.: ил.);

?ф – фактический КПД (бр) котлоагрегата при повышенном содержании кислорода O2 в уходящих газах за котлом.

∆b = 142,8 х (0,895 – 0,845) / (0,895 х 0,845) = 9,44 (кг у.т./Гкал),

а снижение потребления топочного мазута за счет оптимизации режима горения топлива составит:

∆B = ∆b х Qгод (тонн),

где: Qгод – годовая выработка тепла котельной, Гкал.

∆B = 9,44 х 35 663 х 10-3 = 336,7 (тонн)

При средней в 2002 г. цене 1 тонны мазута Цм = 1 732 руб./тонна (с НДС), годовой экономический эффект от режимной наладки котлоагрегатов составит:

∆Э = 336,7 х 1 732 = 583 164 (руб.)

Срок окупаемости мероприятия:

Т = ?З / ∆Э = 229 804 / 583 164 = 0,4 (года)

6.3. Установка в схеме производственно-отопительной котельной (ст. Моршанск)

паровой винтовой машины ПВМ-200-ЭГ.

Производственно-отопительная котельная (ст. Моршанск) оснащена тремя паровыми котлоагрегатами ДКВР-10-13 (Е-10-1,4 ГМ). Насыщенный пар используется на технологические нужды, собственные нужды котельной и направляется на бойлерные установки систем теплоснабжения и ГВС. Система теплоснабжения ТЧ-1 – водяная, закрытая, двухтрубная, с присоединением потребителей по зависимой схеме, – обеспечивает отопительно-вентиляционную нагрузку и работает по температурному графику 90/70°С (качественное регулирование). Давление пара, необходимое для технологических потребителей и бойлерных систем ГВС (смешивающие подогреватели), – 4 кгс/см2.

По результатам технического диагностирования, выполненного в 2001 г., для каждого котлоагрегата разрешенное рабочее давление составляет 13 кгс/см2. Фактически же котлы эксплуатируются на рабочее давление 10-11 кгс/см2 с последующим дросселированием парового потока до давления 4 кгс/см2, необходимого технологическим потребителям, первыми по ходу среды запорными вентилями. Исключить нерациональное дросселирование парового потока технически невозможно, так как для котлов ДКВР при сжигании сернистого мазута минимально-допустимое давление ограничено: для предотвращения газовой коррозии кипятильных труб из-за низкой температуры стенок, а также вскипания воды в чугунных экономайзерах снижение давления ниже 5-6 кгс/см2 не допускается («Руководящие указания по проектированию, установке, монтажу и эксплуатации котлов ДКВР», утверждены Центральным научно-исследовательским котлотурбинным институтом им. И. И. Ползунова).

Для повышения надежности работы котлоагрегатов и утилизации теплоты, выделяющейся при дросселировании парового потока, на выработку электрической энергии предлагается включить в тепловую схему котельной паровую винтовую машину ПВМ-200-ЭГ (см. Рис. 46).



Рис. 46. Принципиальная схема включения ПВМ-200-ЭГ в тепловую схему котельной.

Установка ПВМ-200-ЭГ предназначена для продолжительной работы параллельно с сетью местного электроснабжения 0,4 кВ.

В состав паросиловой энергетической установки ПВМ-200-ЭГ входят:

Расширитель паровой винтовой (далее по тексту   РПВ) является безлопаточной паровой турбиной с противодавлением. РПВ с генератором монтируются на единой раме.
1   2   3   4


Характеристика использования моторных топлив транспортными средствами
Учебный материал
© nashaucheba.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации