Система тепло- и энергоснабжения промышленного предприятия

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

"БРЯНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ"

Кафедра "Промышленная теплоэнергетика"















ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ



	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	Брянск

	


Аннотация



В дипломном проекте была проанализирована система тепло-энергоснабжения промышленного предприятия и отпуска тепла потребителю.

В основной части проекта было проведено энергетическое обследование тепловых нагрузок и тепловых сетей завода, рассчитаны две тепловых схемы котельной в связи с предложенными проектами модернизации.

В специальной части проекта рассчитано внедрение турбинной установки для снижения затрат на потребление электрической энергии. Были получены результаты работы турбины на номинальном и частичных режимах.

В экономической части проекта определены технико-экономические показатели работы котельной, рассчитан срок окупаемости турбоустановки. Также произведен сравнительный анализ двух вариантов использования котлов в компоновке с котельной с выбором оптимального варианта.

В дипломном проекте рассмотрены вопросы безопасности и экологичности проекта, а также решены вопросы по организации энергетического обследования.




Содержание



Введение

1.Анализ тепловых нагрузок завода

	1.1 Энергетическое обследование проектируемых режимов работы системы теплоснабжения

	1.1.1 Расчет расхода тепла на отопление

	1.1.1.1 Расчет расхода тепла на отопление для цехов предприятия

	1.1.1.2 Расчет годового расхода тепла на отопление

	1.1.2 Расчет расхода тепла на вентиляцию

	1.1.2.1 Расчет расхода тепла на вентиляцию для цехов предприятия

	1.1.2.2 Расчет годового расхода тепла на вентиляцию

	1.1.3 Расчет расходов тепла на хозяйственно - бытовое горячее водоснабжение

	1.1.4 Расчет расходов тепла на технологические нужды

	1.2 Энергетическое обследование фактических режимов работы системы

	1.2.1 Расчет расхода тепла на отопление

	1.2.1.1 Расчет расхода тепла на отопление тарного цеха

	1.2.1.2 Расчет расхода тепла на нагревание инфильтрующегося воздуха через ограждения помещения

	1.2.1.3 Расчет тепловыделений в помещении

	1.2.1.4 Расчет годового расхода тепла на отопление

	1.2.2 Расчет расхода тепла на вентиляцию

	1.2.2.1 Расчет расхода тепла на вентиляцию для цехов предприятия

	1.2.2.2 Расчет годового расхода тепла на вентиляцию

	1.2.3 Расчет расходов тепла на хозяйственно – бытовое горячее водоснабжение

	1.2.4 Расчет расходов тепла на технологические нужды

	1.3 Регулирование отпуска тепла потребителям

2. Анализ режима работы тепловых сетей

	2.1 Гидравлический расчет тепловых сетей

	2.1.1 Гидравлический расчет проектируемой водяной тепловой сети завода

	2.1.2 Гидравлический расчет существующей водяной тепловой сети завода

	2.1.3 Гидравлический расчет паровой сети завода

	2.2 Тепловой расчет толщины изоляционного материала

	2.2.1 Тепловой расчет толщины изоляции существующей водяной тепловой сети

	2.2.2 Тепловой расчет толщины паровой тепловой сети

	2.2.3 Расчет потерь тепла через теплоизоляционную конструкцию и температуры теплоносителя

	2.2.4 Потери тепла с утечками сетевой воды

3. Модернизация источника теплоснабжения завода

4. Оценка эффективности производства электрической энергии на заводской котельной

	4.1 Производство электрической энергии за счет использования энергии избыточного давления промышленного пара

	4.2 Расчет годовой выработки электроэнергии на заводской мини-ТЭЦ

5. Экономическая часть проекта

	5.1 Экономическая оценка модернизации системы энергоснабжения за счет использования турбоагрегата для снижения давления пара

	5.1.1 Структура потребления и производства энергетических ресурсов

	5.1.2 Финансовая оценка проекта

	5.1.3 Производственные издержки

	5.1.4 Доход проекта

	5.1.5 Расчет срока окупаемости

5.1.6 Расчет основных технико-экономических показателей работы котельной

	5.1.7 Экономическое обоснование улучшения показателей эффективности

	5.2 Экономическая оценка модернизации системы энергоснабжения при отпуске тепла внешнему потребителю

	5.2.1 Расчет основных технико-экономических показателей

	5.2.1.1 Расчет производственной программы

	5.2.2 Расчет сметы капитальных вложений на строительство системы теплоснабжения промышленного предприятия

	5.2.3 Расчет численности работников и размера единого фонда оплаты труда

	5.2.4 Расчет фонда оплаты труда

	5.2.5 Расчет потребности производства в энергетических и материальных ресурсах

	5.2.6 Расчет амортизационных отчислений

	5.2.7 Расчет годовых эксплуатационных затрат и себестоимости производства 1Гкал тепловой энергии

	5.2.8 Расчет основных технико - экономических показателей работы котельной

	5.2.9 Экономическое обоснование улучшения показателей эффективности

	5.2.10 Расчет срока окупаемости

	5.3 Выводы по экономической части

6. Организационная часть проекта

6.1 Проведение энергоаудита ЗАО "Термотрон-завод"

6.2 Программа проведения энергетического обследования

7. Безопасность и экологичность проекта

7.1 Техника безопасности в котельной

7.1.1 Подготовка котельного агрегата к работе

7.1.2 Растопка котельного агрегата

7.1.3 Аварийная остановка котельного агрегата

7.2 Расчет выбросов загрязняющих веществ котельной

	7.3 Расчет защитного заземления

	7.3.1 Задание

	7.3.2 Решение

	Заключение

	Стандартизация

	Список использованной литературы


Введение



Энергохозяйство крупных промышленных предприятий представляет собой сложный комплекс тесно взаимосвязанных агрегатов, потребляющих и одновременно генерирующих различные виды энергии, основными из которых являются электрическая энергия и теплота.

Тепловая энергия в народном хозяйстве используется для производства практически всех видов продукции, поэтому потребность в тепле имеется на всех современных промышленных предприятиях как для технологических целей, так и для сантехнических нужд. Кроме собственных производственных объектов, тепло необходимо также для отопления жилых сооружений и бытовых нужд населения, живущего в прилегающих к промышленному предприятию районах – жилищно-коммунальный сектор.

Одна из особенностей современной жизни в России – это формирование определенной системы и структуры по рациональному снабжению и потреблению энергии. Эта проблема особенно актуальна в российской экономике, поскольку в России энергоемкость промышленного производства и социальных услуг оказывается во много раз выше общемировых показателей. Эта проблема еще более обостряется в связи с постоянным увеличением в нашей стране стоимости энергоносителей. В себестоимости продукции в России доля энергозатрат часто становится доминирующей. В связи с этим конкурентоспособность отечественной продукции все больше зависит именно от экономического расходования энергетических ресурсов.

На отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение жилых, общественных и промышленных зданий, а также на пароснабжение промышленных предприятий затрачивается около 36% всех потребленных в стране энергетических ресурсов, из которых полезно используется только 21%, а 15% являются потерями.

Повышение коэффициента полезного использования энергетических ресурсов - первоочередная задача, стоящая перед народным хозяйством.

Объектом исследования данного дипломного проекта является ЗАО "Термотрон-завод", а также его энергетические потоки.

Актуальность работы связана с тем, что на заводе законсервированы неиспользуемые мощности (два водогрейных котла ПТВМ-50), которые можно либо непосредственно эксплуатировать, либо провести демонтаж котлов и использовать полученную свободную площадь котельной.

Целью моего курсового проекта является предложение рационального проекта по снижению энергопотребления ЗАО "Термотрон-завод".

Для достижения поставленной цели необходимо решить ряд задач:

1. Произвести энергетическое обследование тепловых нагрузок завода.

При проектировании системы теплоснабжения завода система была рассчитана на максимальные нагрузки. В настоящий момент картина системы теплоснабжения ЗАО "Термотрон-завод" изменилась. Отделились некоторые службы, появился избыток энергетических ресурсов. Поэтому для достижения поставленной задачи необходимо провести поверочный расчет прошлых и существующих тепловых нагрузок.

2. Произвести энергетическое обследование тепловых сетей завода.

Для решения задачи необходимо рассчитать гидравлические расчеты прошлой и существующей водяных сетей, существующей паровой сети. Произвести поверочный тепловой расчет данных сетей.

3. Произвести расчет источника теплоснабжения.

В рамках дипломного проекта были выбраны два проекта модернизации системы теплоснабжения. Поэтому проводится расчет двух схем источников теплоснабжения.

4. Внедрение турбинной установки для снижения затрат при потреблении электроэнергии заводом.

Для решения задачи необходимо рассчитать турбинную установку на номинальном и частичных режимах, а также определить мощность, вырабатываемую турбиной в течение года.

5. Рассчитать экономическую часть проекта.

При экономическом обосновании проекта при производстве электрической энергии необходимо рассчитать производственные издержки и срок окупаемости внедренной турбоустановки. При экономическом обосновании проекта при отпуске тепла внешнему потребителю необходимо рассчитать два варианта устанавливаемого количества котлов.

6. Разработка организационной части проекта.

В рамках раздела необходимо разработать методику энергетического обследования оборудования котельной, его организацию на заводе.

7. Рассчитать безопасность и экологичность проекта.

Для решения данной задачи необходимо произвести расчет защитного зануления.




Анализ тепловых нагрузок завода



1.1. Энергетическое обследование проектируемых режимов работы системы теплоснабжения



При проектировании система теплоснабжения ЗАО "Термотрон-завод" была рассчитана на максимальные нагрузки.

Система проектировалась на 28 потребителей тепла. Особенность системы теплоснабжения в том, что часть потребителей тепла от выхода котельной до главного корпуса завода. Далее потребитель тепла – главный корпус завода, и затем остальная часть потребителей располагается за главным корпусом завода. То есть главный корпус завода является внутренним теплопотребителем и транзитом подачи тепла для последней группы потребителей тепловой нагрузки.

Котельная проектировалась на паровые котлы ДКВР 20-13 в количестве 3 штук, работающие на природном газе, и водогрейные котлы ПТВМ-50 в количестве 2 штук.



1.1.1 Расчет расходов тепла на отопление



1.1.1.1 Расчет расходов тепла на отопление для цехов предприятия

Одним из важнейших этапов проектирования тепловых сетей являлось определение расчетных тепловых нагрузок.

Расчетный расход тепла на отопление каждого помещения можно определить двумя способами:

- из уравнения теплового баланса помещения;

- по удельной отопительной характеристике здания.

Проектные значения тепловых нагрузок производился по укрупненным показателям, исходя из объема зданий по фактуре [10].

Расчетный расход тепла на отопление i-го производственного помещения , кВт, определяется по формуле:



, (1)



где: - коэффициент учета района строительства предприятия:



 (2)



где - удельная отопительная характеристика здания, Вт/(м3.К);

- объем здания, м3;

- расчетная температура воздуха в рабочей зоне, ;

- расчетная температура наружного воздуха для расчета отопительной нагрузки, для города Брянска составляет -24.

Определение расчетного расхода тепла на отопление для помещений предприятия производилось по удельной отопительной нагрузке (табл. 1).



Таблица 1Расходы тепла на отопление для всех помещений предприятия

№ п/п

Наименование объекта

Объем здания, V, м3

Удельная отопительная характеристика q0, Вт/м3К

Коэффициент

е

Расход тепла на отопление

, кВт

1

Столовая

9894

0,33

1,07

146,58

2

Малярка НИИ

888

0,66

1,07

26,46

3

НИИ ТЭН

13608

0,33

1,07

201,81

4

Сборка эл. двигателей

7123

0,4

1,07

128,043

5

Модельный участок

105576

0,4

1,07

1897,8

6

Окрасочное отделение

15090

0,64

1,07

434,01

7

Гальванический отдел

21208

0,64

1,07

609,98

8

Заготовительный участок

28196

0,47

1,07

595,55

9

Термический участок

13075

0,47

1,07

276,17

10

Компрессорная

3861

0,50

1,07

86,76

11

Приточная вентиляция

60000

0,50

1,07

1348,2

12

Пристройка отдела кадров

100

0,43

1,07

1,93

13

Приточная вентиляция

240000

0,50

1,07

5392,8

14

Тарный цех

15552

0,50

1,07

349,45

15

Заводоуправление

3672

0,43

1,07

70,96

16

Учебный класс

180

0,43

1,07

3,48

17

Техотдел

200

0,43

1,07

3,86

18

Приточная вентиляция

30000

0,50

1,07

674,1

19

Заточный участок

2000

0,50

1,07

44,94

20

Гараж – Лада и ПЧ

1089

0,70

1,07

34,26

21

Литейка /Л.М.К./

90201

0,29

1,07

1175,55

22

Гараж НИИ

4608

0,65

1,07

134,60

23

Насосная

2625

0,50

1,07

58,98

24

НИИ

44380

0,35

1,07

698,053

25

Запад – Лада

360

0,60

1,07

9,707

26

ЧП "Кутепов"

538,5

0,69

1,07

16,69

27

Лесхозмаш

43154

0,34

1,07

659,37

28

АО К.П.Д. Строй

3700

0,47

1,07

78,15

ИТОГО ПО ЗАВОДУ: 



Расчетный расход тепла на отопление ЗАО "Термотрон-завод" составляет:



.



Суммарные тепловыделения для всего предприятия составляют:




.



Расчетные теплопотери для завода определяются, как сумма расчетного расхода тепла на отопление всего предприятия и суммарных тепловыделений, и составляют:



.



1.1.1.2 Расчет годового расхода тепла на отопление

Так как предприятие ЗАО "Термотрон-завод" работало в 1 смену и с выходными днями, то годовой расход тепла на отопление определяется по формуле:



 (3)



где: -средний расход тепла дежурного отопления за отопительный период, кВт (дежурное отопление обеспечивает температуру воздуха в помещении);

, - число рабочих и нерабочих часов за отопительный период соответственно. Число рабочих часов определяется перемножением продолжительности отопительного периода на коэффициент учета числа рабочих смен в сутках и числа рабочих дней в неделю.

Предприятие работает в одну смену с выходными.



 (4)



Тогда


 (5)



где: -средний расход тепла на отопление за отопительный период, определяемый по формуле:



. (6)



Вследствие не круглосуточной работы предприятия, рассчитывается нагрузка дежурного отопления для средней и расчетной температур наружного воздуха, по формуле:



; (7)

 (8)



Тогда годовой расход тепла определяется:







График скорректированной отопительной нагрузки для средней и расчетной температур наружного воздуха:



; (9)

 (10)


Определим температуру начала - конца отопительного периода



, (11)



Таким образом, принимаем температуру начала конца отопительного периода =8.



1.1.2 Расчет расходов тепла на вентиляцию



1.1.2.1 Расчет расходов тепла на вентиляцию для цехов предприятия

Вентиляционные системы потребляют значительную часть общего потребления энергии на предприятии. Они обычно являются средством для обеспечения санитарно-гигиенических условий для рабочих в производственных помещениях. Для определения максимальных расчетных нагрузок вентиляции устанавливают расчетную температуру наружного воздуха для вентиляции  [14]. Температура в рабочей зоне 

Вследствие отсутствия данных о характере и величине выделяющихся вредных веществ, расчетный расход тепла на вентиляцию определяется по его удельной вентиляционной характеристике по формуле:



 (12)



где: - удельная вентиляционная характеристика промышленных и служебных зданий, Вт/м3.К;

- объем здания по наружному обмеру, м3;

, - расчетная температура воздуха в рабочей зоне и температура наружного воздуха, .

Расчет расхода тепла на вентиляцию по удельной вентиляционной нагрузке для всех цехов предприятия представлен в табл. 2.



Таблица 2 Расходы тепла на вентиляцию для всех цехов предприятия

№ п/п

Наименование объекта

Объем здания, V, м3

Удельная вентиляционная характеристика

qв, Вт/м3К

Расход тепла на вентиляцию

,кВт

1

Столовая

9894

0,14

58,18

2

Малярка НИИ

888

0,65

24,24

3

НИИ ТЭН

13608

0,14

80,02

4

Сборка эл. двигателей

7123

0,34

101,72

5

Модельный участок

105576

0,34

1507,63

6

Окрасочное отделение

15090

0,65

411,96

7

Гальванический отдел

21208

1,4

1247,03

8

Заготовительный участок

28196

0,34

402,64

9

Термический участок

13075

1,4

768,81

10

Компрессорная

3861

0,14

22,70

11

Приточная вентиляция

60000

0,18

453,60

12

Пристройка отдела кадров

100

0,14

0,59

13

Приточная вентиляция

240000

0,18

1814,40

14

Тарный цех

15552

0,34

222,08

15

Заводоуправление

3672

0,14

21,59

16

Учебный класс

180

0,14

1,06

17

Техотдел

200

0,14

1,18

18

Приточная вентиляция

30000

0,18

226,80

19

Заточный участок

2000

0,34

28,56

20

Гараж – Лада и ПЧ

1089

0,14

6,40

21

Литейка /Л.М.К./

90201

1,16

4394,59

22

Гараж НИИ

4608

0,14

27,10

23

Насосная

2625

0,14

15,44

24

НИИ

44380

0,14

260,95

25

Запад – Лада

360

0,14

0,36

26

ЧП "Кутепов"

538,5

0,14

3,17

27

Лесхозмаш

43154

0,14

253,74

28

АО К.П.Д. Строй

3700

0,14

21,76

ИТОГО ПО ЗАВОДУ: =12378,28 кВт.


1.1.2.2 Расчет годового расхода тепла на вентиляцию

Годовой расход тепла системами вентиляции определяется для всего предприятия по формуле:



, (13)



где: -средний расход тепла на вентиляцию, определяемый по формуле:



, (14)



где: - продолжительность отопительного периода, ч;

- число рабочих смен в сутках:

- число рабочих дней в неделю.

Тогда годовой расход тепла на вентиляцию равен:







Определяем скорректированную вентиляционную нагрузку для средней и расчетной температур наружного воздуха, по формулам:



 (15)

 (16)




1.1.3 Расчет расходов тепла на хозяйственно- бытовое горячее водоснабжение

Расход тепла на нужды хозяйственно-бытового горячего водоснабжения в промышленных зданиях очень неравномерен как в течение суток, так и в течение недели [10].

Средний за неделю расход тепла на горячее водоснабжение предприятия, оборудованного умывальниками, определяется по формуле:



 (17)



где: -норма потребления горячей воды с температурой =65 на единицу потребления, принимаем =9,4 л/смену;

m- число потребителей, на проектируемом предприятии m=2500 человек; -расчетная длительность подачи тепла на горячее водоснабжение, =8 ч;

-температура холодной воды, =5.

Тогда:







Средний за неделю расход тепла на горячее водоснабжение предприятия, оборудованного душевыми, определяется по формуле:



 (18)



где: -норма потребления горячей воды с температурой =65 на единицу потребления, принимаем =230 л/смену;

m- число душевых сеток, определяемых по формуле:


 (19)



-расчетная длительность подачи тепла на горячее водоснабжение, =8 ч;

-температура холодной воды, =5.

Тогда:







Суммарный расход тепла на хозяйственно- бытовое горячее водоснабжение для всего предприятия равен:



 (20)



Средненедельный расход тепла на горячее водоснабжение летом уменьшается вследствие повышения температуры холодной водопроводной воды (принимается =15 ) и составляет:



 (21)



Кроме хозяйственно- бытового водоснабжения на предприятиях требуется также вода для технологических нужд: обмыва форм, охлаждения заготовок и оборудования и т.д. Следовательно, расчетный расход тепла на горячее водоснабжение проектируемого предприятия составляет: 

Годовой расход тепла на горячее водоснабжение всего предприятия определяется по формуле:




 (22)



1.1.4 Расчет расходов тепла на технологические нужды

Расход тепла на технологические нужды предприятий всех отраслей промышленности характеризуется большой неравномерностью, как в течение суток, так и в течение месяца и года. Он зависит от характера технологического процесса, типа производственного оборудования, общей организации работ [10].

По характеру режимов потребления проектируемое предприятие можно отнести ко второй группе, т.е. предприятия с односменным графиком работы.

Максимальный расход пара для каждого из цехов предприятия представлен в табл. 3.



Таблица 3 Расход пара для цехов предприятия

Наименование объекта

Расход пара 

Гальванический отдел

0,505

Литейка

0,640

 ИТОГО =1,145 кг/с



Максимальный в течение года среднесуточный расход тепла на технологические нужды составляет:



 (23)



где: - коэффициент заполнения суточного графика теплопотребления на технологические нужды (равен отношению среднесуточной тепловой нагрузки к максимальной и составляет =0,5);

,- доля и энтальпия возвращаемого с производства конденсата, составляет



=0,6; =336 кДж/кг; 



-энтальпия свежего насыщенного пара, отпускаемого потребителю при давлении р=0,37 МПа; =2787 кДж/кг.

Тогда:







Среднегодовой расход тепла на технологические нужды всего предприятия определяется по формуле:



, (24)



где: - коэффициент заполнения годового графика, =0,6.

Годовой расход тепла на технологические нужды всего предприятия определяется по формуле:



 (25)



Расход тепла на технологические нужды носит круглогодовой характер и не зависит от температуры наружного воздуха.

Для определения расхода топлива, разработки режимов использования оборудования и графиков его ремонта, загрузки и отпусков обслуживающего персонала необходимо знать годовой расход тепла на теплоснабжение предприятия, а также его распределение в течение года.

Годовой расход тепла ЗАО "Термотрон-завод" вычисляется суммированием годовых расходов тепла на отопление, вентиляцию, горячее водоснабжение и технологические нужды:





 (26)



1.2 Энергетическое обследование фактических режимов работы системы теплоснабжения



В настоящий момент картина системы теплоснабжения ЗАО "Термотрон-завод" изменилась. Отделились некоторые службы, появился избыток энергетических ресурсов. Вследствие этого необходимо провести модернизацию системы.

При модернизации систем теплоснабжения промышленного предприятия одним из наиболее ответственных этапов является проведение энергетического обследования. Общее энергопотребление заводом различных энергоносителей разбивается по отдельным зданиям, группам технологических процессов, отдельным основным процессам и установкам, видам продукции. Этот процесс называется созданием карты энергопотребления.

Расход тепла предприятиями всех отраслей промышленности характеризуется большой неравномерностью. По характеру протекания во времени тепловые нагрузки предприятия подразделяются на две группы: сезонные и круглогодовые.

Для покрытия сезонных нагрузок тепло отпускается в течение какого-то сезона, причем величина и характер их изменения зависят, главным образом, от климатических условий: температуры наружного воздуха, направления и скорости ветра, солнечного излучения и др. Сезонные нагрузки сравнительно постоянны в течение годы. Сезонные нагрузки сравнительно постоянны в течение суток и переменны в течение года. Сезонными потребителями являются системы отопления и вентиляции.

Для покрытия круглогодовых нагрузок тепло отпускается в течение всего года. К ним относятся технологические потребители тепла и системы горячего водоснабжения коммунально-бытовых потребителей. Величина и характер графика нагрузки горячего водоснабжения зависят от числа рабочих на предприятии, интенсивности производимой работы и характера тепловыделений в рабочем помещении. Круглогодовые нагрузки весьма мало зависят от климатических условий, они переменны в течение суток и сравнительно постоянны в течение года.



1.2.1 Расчет расходов тепла на отопление

Для составления теплового баланса и оценки состояния системы отопления необходимо выполнить сравнение тепловой мощности, потребляемой на отопление зданий различного назначения, с расчетными данными, которые были заложены при проектировании. Сравнительный анализ позволяет определить наличие перетопа здания и необходимость настройки его системы на проектные показатели. Превышение теплопотерь в зданиях и элементах системы централизованного теплоснабжения больше проектных значений приводит к необходимости проведения восстановительных работ по их устранению.



1.2.1.1 Расчет расходов тепла на отопление тарного цеха

Уравнение теплового баланса с помощью которого определяется расчетный расход тепла на отопление имеет вид:



, (27)



где , кВт -суммарные теплопотери всего помещения;

, кВт - расход тепла на подогрев инфильтрующегося воздуха;

, кВт - расход тепла на отопление;

, кВт- суммарные тепловыделения от различных источников в помещении.

Рассмотрим расчет тепловых нагрузок на отопление на примере расчета тарного цеха ЗАО "Термотрон-завод", расположенного в городе Брянске.

Исходные данные для расчета.

Размеры цеха (рис.1):



Высота ,

Длина ,

Ширина .





Рис.1 Географическая ориентация тарного цеха



Стены толщиной , выполнены из железобетонных плит. Перекрытие выполнено из железобетонных плит толщиной .

Пол из железобетонных плит толщиной  размещен над неотапливаемым подвалом со световыми проемами. Остекление цеха – двойное в деревянных спаренных переплетах одной стены, площадь остекления  составляет 50% площади продольной стены.

Продольная ось цеха ориентирована с северо-востока на юго-запад. Потребители горячей воды – калорифиры воздушного отопления и вентиляции.

Для расчета теплопотерь тарного цеха определяем расчетную температуру воздуха в рабочей зоне. Учитывая характеристику выполняемой работы, для данного типа цеха, определяем категорию интенсивности труда – средней тяжести и затраты энергии – 200 кВт.

Объем цеха составляет



.



Тогда, учитывая известную расчетную температуру воздуха в помещении  и категорию интенсивности труда, определяем относительную влажность воздуха  и скорость ветра 

Поскольку высота цеха больше 4 м, определяем температуру воздуха в верхней зоне цеха и среднюю для помещения, приняв - коэффициент нарастания температуры по высоте помещения, равный 0,5:



; (28)

. (29)



Теплопотери через ограждения подразделяются на основные и добавочные. Основные теплопотери через продольную стену цеха определяются по формуле:



, (30)



где: -коэффициент, зависящий от положения наружной поверхности ограждения по отношению к наружному воздуху , =1;

- площадь ограждения, ;

- сопротивление теплопередаче, .

Ограждения зданий состоят, как правило, из нескольких материальных слоев. Сопротивление теплопередаче плоской многослойной стенки складывается из сопротивлений каждых из слоев и определяется по формуле:



 (31)



где: - коэффициент теплоотдачи от воздуха к внутренней поверхности стены, принимаем равным ;

- коэффициент теплоотдачи от наружной поверхности стены в окружающий воздух, =;

,- коэффициент теплопроводности железобетона, =.

- толщина стены, м.

Тогда, согласно формуле:







Площадь ограждения равна:







Основные теплопотери через стену:






Дополнительные теплопотери в процентах от основных, определяем по:

- на ориентацию ограждения по сторонам света: 10%;

- на скорость ветра: 10%.

Расчетные теплопотери через продольную стену определяются по формуле:



 (32)



где - коэффициент учета добавочных потерь, равный единице плюс добавки, выраженные в долях единицы:



=1+0,1+0,1=1,2.



Тогда







Рассмотрим расчет теплопотерь через полы на лагах с утепляющим слоем. Для расчета теплопотерь пол помещения разбивается на зоны шириной 2 м.

Площадь пола первой зоны, примыкающей к наружному углу (заштрихованная область на рис.2, учитывается дважды из-за дополнительного переохлаждения. Подземные части наружных стен рассматриваются как продолжение пола на грунте. Разбивка на зоны делается от уровня земли по поверхности подземной части и далее по полу.






Рис. 2 Схема к расчету теплопотерь через полы, расположенные на лагах



Площадь зон:



;

;

;

.



Сопротивление теплопередаче для каждой зоны пола рассчитывается:



; (33)



где - сопротивление теплопередаче зон не утепленного пола, принимаются для зоны 1 равным 2,15; для второй- 4,3; для третьей- 8,6; для остальной площади- 14,2 













Теплопотери через пол определяются по формуле:



 (34)



Исходные данные для расчета теплопотерь через другие наружные ограждения цеха приведены в табл. 4, а результаты расчета в табл. 5.

Расчетные теплопотери тарного цеха определяются суммированием потерь тепла через все наружные ограждения: .



Таблица 4 Исходные данные для расчета теплопотерь через наружные ограждения тарного цеха

Наружное ограждение

данные об ограждении

коэффициенты

перепад температур





площадь



толщина



ориентация по сторонам света











продольная стена

216

0,3

СЗ

1

8,7

23

2,04

44,5

то же

432

0,3

ЮВ

1

8,7

23

2,04

44,5

торцевая стена

432

0,3

ЮЗ

1

8,7

23

2,04

44,5

то же

432

0,3

СВ

1

8,7

23

2,04

44,5

перекрытие

1296

0,3

-

1

8,7

23

2,04

47

пол

1296

0,1

-

-

-

-

0,5

42

остекление

216

-

СЗ

1

-

-

-

44,5



Таблица 5 Результаты тепла на нагревание инфильтрующегося воздуха через ограждения помещения

Наружное ограждение

Сопротивление теплопередаче



Основные теплопотери



Добавочные теплопотери в % к основным теплопотерям

Коэффициент учета добавочных потерь

Расчетные теплопотери









на ориентацию по сторонам света

на скорость ветра





продольная стена

0,33

29,13

10

10

1,2

34,95

то же

0,33

58,25

5

10

1,15

66,99

торцевая стена

0,33

58,25

10

10

1,2

69,9

то же

0,33

58,25

0

10

1,1

52,95

перекрытие

0,33

184,58

-

-

1

184,58

пол

-

8,72

-

-

1

8,72

остекление

0,34

28,27

10

10

1,2

33,92



452,01



1.2.1.2 Расход тепла на нагревание инфильтрующегося воздуха через ограждения помещения

Для промышленных зданий значительную величину составляют потери инфильтрацией, определяемые по формуле:



, (35)



где - коэффициент инфильтрации, зависит от типа и высоты здания, герметичности наружных ограждений, климатических характеристик отопительного периода местоположения здания, определяемый по формуле:




 (36)



где - постоянная инфильтрации, с/м, для отдельно стоящих зданий с большими световыми проемами принимаем =0,04 с/м.







Тогда расход тепла на нагревание инфильтрующегося воздуха равен:







1.2.1.3 Расчет тепловыделений в помещении

Внутренние тепловыделения являются довольно устойчивой величиной и по своему значению нередко представляют существенную долю от расчетной отопительной нагрузки. Поэтому они должны учитываться при разработке системы теплоснабжения промышленного предприятия.

Для тарного цеха тепловыделения складываются из тепловыделений: от механического оборудования, от электродвигателей, от нагретых поверхностей оборудования, а также от обслуживающего персонала и составляют:



.



Из уравнения теплового баланса тарного цеха определяем расчетный расход тепла на отопление:



.




Оценивая состояние системы отопления, приходим к выводу, что перетопа здания нет и настройка системы на проектные показатели не нужна.

Определение расчетного расхода тепла на отопление для помещений предприятия производилось по удельной отопительной нагрузке (табл. 6).



Таблица 6 Расходы тепла на отопление для всех помещений предприятия

№ п/п

Наименование объекта

Объем здания, V, м3

Удельная отопительная характеристика q0, Вт/м3К

Коэффициент

е

Расход тепла на отопление

, кВт

1

Столовая

9894

0,33

1,07

146,58

2

Малярка НИИ

888

0,66

1,07

26,46

3

НИИ ТЭН

13608

0,33

1,07

201,81

4

Сборка эл. двигателей

7123

0,4

1,07

128,043

5

Модельный участок

105576

0,4

1,07

1897,8

6

Окрасочное отделение

15090

0,64

1,07

434,01

7

Гальванический отдел

21208

0,64

1,07

609,98

8

Заготовительный участок

28196

0,47

1,07

595,55

9

Термический участок

13075

0,47

1,07

276,17

10

Компрессорная

3861

0,50

1,07

86,76

11

Приточная вентиляция

60000

0,50

1,07

1348,2

12

Пристройка отдела кадров

100

0,43

1,07

1,93

13

Приточная вентиляция

240000

0,50

1,07

5392,8

14

Тарный цех

15552

0,50

1,07

349,45

15

Заводоуправление

3672

0,43

1,07

70,96

16

Учебный класс

180

0,43

1,07

3,48

17

Техотдел

200

0,43

1,07

3,86

18

Приточная вентиляция

30000

0,50

1,07

674,1

19

Заточный участок

2000

0,50

1,07

44,94

20

Гараж – Лада и ПЧ

1089

0,70

1,07

34,26

21

Литейка /Л.М.К./

90201

0,29

1,07

1175,55

22

Гараж НИИ

4608

0,65

1,07

134,60

23

Насосная

2625

0,50

1,07

58,98

24

НИИ

44380

0,35

1,07

698,053

ИТОГО ПО ЗАВОДУ: 



1.2.1.4. Расчет годового расхода тепла на отопление

Так как анализируемое предприятие ЗАО "Термотрон-завод" работает в 1 смену и с выходными днями, то годовой расход тепла на отопление определяется по формуле (3):



 



где: -средний расход тепла дежурного отопления за отопительный период, кВт (дежурное отопление обеспечивает температуру воздуха в помещении);

, - число рабочих и нерабочих часов за отопительный период соответственно. Число рабочих часов определяется перемножением продолжительности отопительного периода на коэффициент учета числа рабочих смен в сутках и числа рабочих дней в неделю.

Предприятие работает в одну смену с выходными.







Тогда








где: -средний расход тепла на отопление за отопительный период, определяемый по формуле (6):



.



Вследствие не круглосуточной работы предприятия, рассчитывается нагрузка дежурного отопления для средней и расчетной температур наружного воздуха, по формулам (7) и (8):



;





Полученные значения используются для построения графика продолжительности дежурного отопления, представленного на рис.3.

Тогда годовой расход тепла определяется:





График скорректированной отопительной нагрузки для средней и расчетной температур наружного воздуха строится по координатам, определяемым по формулам и представлен на рис.3.



;




Определим температуру начала - конца отопительного периода



,



Таким образом, принимаем температуру начала конца отопительного периода =8.



Таблица 7 Продолжительность периода стояния температур для данной местности

,

-30

-25

-20

-15

-10

-5

0

+8

N,ч

2

17

89

356

870

1730

3210

4950





Рис.3 Годовой график продолжительности отопительной нагрузки ЗАО "Термотрон-завод"




По полученным выше значениям строим график продолжительности отопительной нагрузки, который представлен на рис. 3. Необходимые для построения графика длительности стояния наружных температур определяются по табл.7.



1.2.2 Расчет расходов тепла на вентиляцию



1.2.2.1 Расчет расходов тепла на вентиляцию для цехов предприятия

При анализе работы вентиляционных систем делается поверочный расчет с учетом существующих условий и их изменением в течение дня, недели и года.

На рассматриваемом предприятии необходимо провести анализ системы вентиляции для проверки обеспечения допустимых метеорологических условий и чистоты воздуха в помещениях.

Для определения максимальных расчетных нагрузок вентиляции устанавливают расчетную температуру наружного воздуха для вентиляции  [14]. Температура в рабочей зоне 

Вследствие отсутствия данных о характере и величине выделяющихся вредных веществ, расчетный расход тепла на вентиляцию определяется по его удельной вентиляционной характеристике по формуле (12):







где: - удельная вентиляционная характеристика промышленных и служебных зданий, Вт/м3.К;

- объем здания по наружному обмеру, м3;

, - расчетная температура воздуха в рабочей зоне и температура наружного воздуха, .

Расчет расхода тепла на вентиляцию по удельной вентиляционной нагрузке для всех цехов предприятия представлен в табл. 8.



Таблица 8 Расходы тепла на вентиляцию для всех цехов предприятия

№ п/п

Наименование объекта

Объем здания, V, м3

Удельная вентиляционная характеристика

qв, Вт/м3К

Расход тепла на вентиляцию

,кВт

1

Столовая

9894

0,14

58,18

2

Малярка НИИ

888

0,65

24,24

3

НИИ ТЭН

13608

0,14

80,02

4

Сборка эл. двигателей

7123

0,34

101,72

5

Модельный участок

105576

0,34

1507,63

6

Окрасочное отделение

15090

0,65

411,96

7

Гальванический отдел

21208

1,4

1247,03

8

Заготовительный участок

28196

0,34

402,64

9

Термический участок

13075

1,4

768,81

10

Компрессорная

3861

0,14

22,70

11

Приточная вентиляция

60000

0,18

453,60

12

Пристройка отдела кадров

100

0,14

0,59

13

Приточная вентиляция

240000

0,18

1814,40

14

Тарный цех

15552

0,34

222,08

15

Заводоуправление

3672

0,14

21,59

16

Учебный класс

180

0,14

1,06

17

Техотдел

200

0,14

1,18

18

Приточная вентиляция

30000

0,18

226,80

19

Заточный участок

2000

0,34

28,56

20

Гараж – Лада и ПЧ

1089

0,14

6,40

21

Литейка /Л.М.К./

90201

1,16

4394,59

22

Гараж НИИ

4608

0,14

27,10

23

Насосная

2625

0,14

15,44

24

НИИ

44380

0,14

260,95

ИТОГО ПО ЗАВОДУ: =12099,25 кВт.




1.2.2.2 Расчет годового расхода тепла на вентиляцию

Годовой расход тепла системами вентиляции определяется для всего предприятия по формуле (13):



,



где: -средний расход тепла на вентиляцию, определяемый по формуле (14):



,



где: - продолжительность отопительного периода, ч;

- число рабочих смен в сутках:

- число рабочих дней в неделю.

Тогда годовой расход тепла на вентиляцию равен:







Для построения годового графика вентиляционной нагрузки определяем скорректированную вентиляционную нагрузку для средней и расчетной температур наружного воздуха, по формулам (15) и (16):









Используя выше перечисленные данные, строим годовой график продолжительности вентиляционной нагрузки (рис.4).





Рис.4 Годовой график продолжительности вентиляционной нагрузки ЗАО "Термотрон-завод"



1.2.3 Расчет расходов тепла на хозяйственно- бытовое горячее водоснабжение

Расход воды и тепла на горячее водоснабжение необходимо оценить как при составлении теплового баланса предприятия, так и водяного баланса.

Средний за неделю расход тепла на горячее водоснабжение предприятия, оборудованного умывальниками, определяется по формуле (17):







где: -норма потребления горячей воды с температурой =65 на единицу потребления, принимаем =9,4 л/смену;

m- число потребителей, на проектируемом предприятии m=1300 человек;

-расчетная длительность подачи тепла на горячее водоснабжение, =8 ч;

-температура холодной воды, =5.

Тогда:







Средний за неделю расход тепла на горячее водоснабжение предприятия, оборудованного душевыми, определяется по формуле (18):







где: -норма потребления горячей воды с температурой =65 на единицу потребления, принимаем =230 л/смену;

m- число душевых сеток, определяемых по формуле (19):







-расчетная длительность подачи тепла на горячее водоснабжение, =8 ч;

-температура холодной воды, =5.

Тогда:







Суммарный расход тепла на хозяйственно- бытовое горячее водоснабжение для всего предприятия равен:







Средненедельный расход тепла на горячее водоснабжение летом уменьшается вследствие повышения температуры холодной водопроводной воды (принимается =15 ) и составляет:







Кроме хозяйственно- бытового водоснабжения на предприятии требуется также вода для технологических нужд: обмыва форм, охлаждения заготовок и оборудования и т.д. Следовательно, расчетный расход тепла на горячее водоснабжение проектируемого предприятия составляет: 

Годовой расход тепла на горячее водоснабжение всего предприятия определяется по формуле (22):







С помощью полученных данных строится годовой график продолжительности теплопотребления на нужды горячего водоснабжения, который представлен на рис.5.






Рис.5 Годовой график продолжительности теплопотребления на нужды горячего водоснабжения ЗАО "Термотрон-завод"



1.2.4 Расчет расходов тепла на технологические нужды

Расход тепла на технологические нужды предприятий пересчитывать не нужно, т.к. паровая сеть не изменилась с момента ее проектирования.

Годовой расход тепла на технологические нужды всего предприятия определен и равен:







Годовой график продолжительности теплопотребления на технологические нужды проектируемого предприятия представлен на рис.6.

Среднегодовой расход тепла на технологические нужды всего предприятия определен и равен:










Рис.6 Годовой график продолжительности теплопотребления на технологические нужды ЗАО "Термотрон-завод"



Годовой расход тепла ЗАО "Термотрон-завод", существующий в настоящий момент, вычисляется суммированием годовых расходов тепла на отопление, вентиляцию, горячее водоснабжение и технологические нужды:









Распределение расхода тепла анализируемым предприятием в течение года определяется по годовому графику продолжительности суммарной тепловой нагрузки. Пользуясь этим графиком, можно определить необходимый расход тепла. График суммарных тепловых нагрузок для предприятия представлен на рис.7.






Рис.7. Годовой график продолжительности суммарной тепловой нагрузки ЗАО "Термотрон-завод"



1.3 Регулирование отпуска тепла потребителям



Регулирование необходимо для поддержания соответствующего количества тепла, отпускаемого от источника теплоснабжения тепловым потребителям. Потребность в теплоте у теплоиспользующих потребителей не является постоянной и меняется как в зависимости от метеорологических условий, так и от ряда других факторов.

Таким образом, регулирование повышает качество теплоснабжения, сокращает перерасход тепловой энергии и топлива.

В данном проекте в котельной от паровых котлов отпускается пар, который нагревает сетевую воду в бойлерах, обеспечивающую сезонные тепловые нагрузки отопления и вентиляции завода.

На предприятии принята воздушная система отопления, совмещенная с вентиляцией, в связи с чем, графики изменения отопительной и вентиляционной нагрузок будут одинаковы. Температурный график, принятый на заводе таков: температура прямой воды 1150С, температура обратной воды 700С, температурный перепад 450С. Это связано с тем, что ранее котельная завода поставляла тепло прилежащему жилому району, которому не нужна слишком высокая температура вследствие опасности ожога потребителей по неосторожности. Но после расторжения договора с прилежащим районом и передачи его в обеспечение централизованной котельной, котельный цех не стал переписывать договор, заключенный с предприятием, так как данный температурный перепад вполне обеспечивал поддержание заданной температуры воздуха в помещении.

Для расчета температурных графиков используем формулы центрального качественного регулирования:



; (37)

, (38)

где: , (39)



здесь: =-8- температура наружного воздуха.



=115,=70



- расчетные температуры воды в подающем и обратном трубопроводах соответственно.

Таким образом:



; 

.



Аналогично выполняется расчет при остальных температурах наружного воздуха.

Рассчитаем температуру начала- конца отопительного периода, при которой отключается система отопления для всех цехов предприятия по формуле:



 (40)



где: - отношение тепловыделений в цехе к расчетной отопительной нагрузке.

Например, для тарного цеха:



 (41)

.



Для остальных цехов предприятия температура начала- конца отопительного периода рассчитывается аналогично, если ее величина превышает 8, то  принимается равной 8,результаты расчета сведены в табл.9.



Таблица 9 Расчет температуры начала- конца отопительного периода

Наименование объекта

Расход тепла на отопление

, кВт

Тепловыделения в помещении

,кВт

Отношение тепловыделений к отопительной нагрузке, 

Температура начала- конца отопительного периода, 

Принимаемая температура 

Столовая

146,58

80

0,545

3,17

3,17

Малярка НИИ

26,46

10

0,377

6,48

6,48

НИИ ТЭН

201,81

30

0,148

12,56

8

Сборка эл. двигателей

128,043

50

0,390

6,20

6,20

Модельный участок

1897,83

270

0,142

12,76

8

Окрасочное отделение

434,012

20

0,046

16,14

8

Гальванический отдел

609,98

150

0,245

9,71

8

Заготовительный участок

595,550

200

0,335

7,44

7,44

Термический участок

276,168

250

0,905

-1,95

-1,95

Компрессорная

86,757

20

0,230

10,13

8

Приточная вентиляция

1348,2

100

0,074

15,09

8

Пристройка отдела кадров

1,932

-

-

-

-

Приточная вентиляция

5392,8

150

0,027

16,86

8

Тарный цех

349,45

200

0,562

2,71

2,71

Заводоуправление

70,958

-

-

-

-

Учебный класс

3,48

-

-

-

-

Техотдел

3,86

-

-

-

-

Приточная вентиляция

674,1

120

0,178

11,65

8

Заточный участок

44,94

30

0,667

1,18

1,18

Гараж – Лада и ПЧ

34,258

20

0,583

2,51

2,51

Литейка /Л.М.К./

1175,55

450

0,382

6,37

6,37

Гараж НИИ

134,603

20

0,148

12,56

8

Насосная

58,98

-

-

-

-

НИИ

698,05

30

0,042

16,26

8



При чисто качественном регулировании нагрузки этих цехов температуры сетевой воды имели бы значения  и , рассчитанные по вышеизложенным формулам и нагрузке , что существенно отличается от температурных графиков центрального регулирования, и следовательно, если ограничиться только центральным регулированием, будет иметь место так называемый "перетоп" помещения цехов. Для снижения отопительной нагрузки в этих условиях следует ввести местное количественное регулирование- уменьшение расхода сетевой воды на цеха по мере повышения наружной температуры вплоть до полного отключения подачи воды при tн=2,92оС. Закономерность снижения расхода определяется формулой:



, (42)

=-=45оС; (43)

=(+)/2-=74,5оС. (44)





Температура обратной воды в местной отопительной системе  при этом определится по формуле:



; (45)





Для определения расхода сетевой воды определим расчетные расходы на тарный цех и остальные объекты предприятия:



; (46)

;

;




Вычисления для остальных температур наружного воздуха проводятся по той же методике, результаты расчетов по соответствующим цехам сведены в табл.10.



Таблица 10 Расчет расход воды

Наименование объекта



Тем-ра обр. воды в местной отоп. системе 

Расчетный расход , т/ч

Расчетный расход, т/ч

Столовая

0,83

65,5

2,8

2,33

Малярка НИИ

0,36

48,1

0,50

0,18

Сборка эл.двигателей

0,38

49,5

2,44

0,94

Заготовительный участок

0,29

43,8

11,37

3,35

Термический участок

1,29

63,5

5,27

6,82

Тарный цех

0,56

50,2

6,67

3,77

Заточный участок

0,90

61,7

0,85

0,77

Гараж – Лада и ПЧ

0,92

66,5

0,65

0,60

Литейка /Л.М.К./

0,37

48,7

22,46

8,33



Для остальных объектов:







Расчетный расход сетевой воды на вентиляцию:



 (47)



По результатам расчета строятся графики регулирования, представленные на рис.8.






Рис.8 Графики регулирования отопительной нагрузки ЗАО "Термотрон-завод"




2. Анализ режима тепловых сетей



В настоящее время, как уже говорилось, отделились прилегающие службы. Поэтому также требуется реконструкция тепловых сетей.



2.1 Гидравлический расчет тепловых сетей



Гидравлический расчет – один из важнейших разделов анализа эксплуатации тепловых сетей. В итоге гидравлического расчета определяются: диаметры трубопроводов, падение давления (напора) по длине трубопровода, давления (напоры) в различных точках сети; производится увязка всех точек системы "сеть- потребители" с целью обеспечения допустимых давлений и требуемых напоров в сети и абонентских системах.

Гидравлический расчет сети выполняется на максимальный расход сетевой воды.



2.1.1 Гидравлический расчет проектируемой водяной тепловой сети завода

Исходными данными для расчета являются проектная схема тепловой сети, длины участков, которые приведены на рис. 9. На схеме тепловой сети указаны задвижки и вентили, а также на каждые 100м трубопроводов сети в среднем установлено по одному сальниковому компенсатору, в связи с надземной прокладкой трубопроводов сети.

Расходы воды у потребителей определяются тепловыми нагрузками потребителей, температурным графиком сети, способом регулирования [11].

Гидравлический расчет сети выполняется на максимальный расход сетевой воды.

Определим расчетные нагрузки потребителей (максимальные расходы в сети , ) по известным тепловым нагрузкам отопления и вентиляции:


, (48)



где:  и - расчетные нагрузки отопления и вентиляции для рассматриваемого цеха;

 и - расчетные перепады температур по сетевой воде для систем отопления и вентиляции.





Рис.9 Упрощенная схема проектируемой тепловой сети



Таким образом, расходы воды у потребителей определяются по выше приведенной формуле, результаты расчета которых представлены в табл.11.



Таблица 11 Расходы воды у потребителей

№п/п

Наименование объекта

Расход воды, 

1

Столовая

1,16

2

Малярка НИИ

0,28

3

НИИ ТЭН

1,60

4

Сборка эл. двигателей

1,30

5

Модельный участок

19,36

6

Окрасочное отделение

4,81

7

Гальванический отдел

10,55

8

Заготовительный участок

5,67

9

Термический участок

5,94

10

Компрессорная

0,62

11

Приточная вентиляция

10,24

12

Пристройка отдела кадров

0,014

13

Приточная вентиляция

40,98

14

Тарный цех

3,25

15

Заводоуправление

0,53

16

Учебный класс

0,02

17

Техотдел

0,028

18

Приточная вентиляция

5,12

19

Заточный участок

0,42

20

Гараж – Лада и ПЧ

0,23

21

Литейка /Л.М.К./

31,67

22

Гараж НИИ

0,92

23

Насосная

0,42

24

НИИ

5,45

25

Запад – Лада

0,22

26

ЧП "Кутепов"

0,369

27

Лесхозмаш

14,57

28

АО К.П.Д. Строй

1,727



167,54



За главную магистраль выбираем направление О-24.

Расчет главной магистрали

Рассмотрим участок магистрали Н-24:

Длина участка

магистрали l=46 м, d=0,1 м, расход воды G=5,45 кг/с.

1. Действительное удельное падение давления на участке определяется по формуле:



; (49)



Определяем эквивалентную длину местных сопротивлений по формуле:


 (50)



На участке имеются сальниковый компенсатор, вентиль, тройник, задвижка. Их коэффициенты местных сопротивлений имеют следующие значения:



;;;

 при 



Тогда эквивалентная длина местных сопротивлений равна:



;



3. Определяем падение давления на участке по формуле:



 (51)



Остальные участки магистрали рассчитываются аналогично, результаты выполненных расчетов сведены в табл.12.



Таблица 12 Определение падения давления на участках

Участок



l, м

d, м

Rл, Па/м

lЭ, м

р, Па

Н-24

5,45

46,00

0,10

72,26

26,82

5261,59

Н-М

6,37

0,80

0,10

98,71

36,64

3695,35

М-Л

6,79

15,00

0,10

112,16

8,51

2637,31

Л-К

38,46

30,00

0,207

78,93

72,74

8109,53

К-И

38,69

56,00

0,207

79,88

73,61

10353,40

И-З

39,31

25,00

0,207

82,46

75,99

8327,70

З-Ж

45,25

28,00

0,207

109,26

100,69

14061,23

Ж-Е

50,92

75,00

0,259

42,66

52,02

5419,09

Е-Д

61,47

40,00

0,259

62,17

75,82

7200,37

Д-Г

66,28

54,00

0,259

72,28

88,14

10274,43

Г-В

85,64

15,00

0,309

47,77

19,81

1662,87

В-Б

146,24

10,00

0,359

63,38

116,25

8001,96

Б-А

147,54

2,00

0,359

64,51

213,34

13892,71

Я-А

149,42

35,00

0,359

66,17

23,90

3897,64

Ю-Я

151,15

35,00

0,359

67,71

24,46

4025,89

О-Ю

166,09

150,00

0,359

81,75

29,53

14677,51



Суммарное падение давления на главной магистрали равно:







Расчет второстепенных магистралей

Участки второстепенных магистралей рассчитываются аналогично участкам главной магистрали, результаты выполненных расчетов сведены в табл. 13 и 14.



Таблица 13 Определение падения давления на участках

Участок



l, м

d, м

Rл, Па/м

lЭ, м

р, Па

Ч-19

0,42

72,00

0,04

52,70

1,27

3861,10

Ч-Ц

5,54

29,00

0,10

74,66

27,71

4234,20

Ц-Х

5,57

30,00

0,10

75,42

27,99

4373,71

Х-Ф

5,59

15,00

0,10

75,96

28,19

3281,05

Ф-У

6,12

26,00

0,10

91,06

33,79

5444,62

У-Т

9,37

38,00

0,125

66,16

6,64

2953,33

Т-С

50,35

38,00

0,259

41,71

50,86

3706,33

С-Р

50,36

24,00

0,259

41,73

50,89

3125,32

Р-В

60,60

180,00

0,259

60,43

73,69

15329,87




Таблица 14 Определение падения давления на участках

Участок



l, м

d, м

Rл, Па/м

lЭ, м

р, Па

О-Э

1,38

30,00

0,10

4,63

0,34

140,55

Э-1

1,16

70,00

0,10

3,27

0,24

229,92



Суммарное падение давления на второстепенной магистрали равно:







Расчет ответвлений

Рассмотрим расчет ответвления Н-22.

Длина ответвления l=45 м; расход воды G=0,92 кг/с.

1. При одинаковом давлении у абонентов падение давления на участке Н-22 и Н-24 одинаковы, так как  то есть при расчете ответвлений падение давления на ответвлении известно.



;



2. Определяем действительное удельное падение давления на участке по формуле (49):



;



3. Определяем эквивалентную длину местных сопротивлений по формуле (50). На ответвлении имеется задвижка , сальниковый компенсатор , вентиль , тройник .




.



4. Определяем уточненное падение давления на участке по заданной длине по формуле (51):



,





Остальные ответвления рассчитываются по такой же методике, результаты расчета сведены в табл.15, 16, 17.



Таблица 15 Определение падения давления на участках

Участок



l, м

d, м

р, Па

Rл, Па/м

lЭ, м

р, Па

Н-22

0,92

45,00

0,051

5261,59

70,62

11,64

3999,71

М-23

0,42

70

0,051

3695,35

14,72

2,43

1065,94

Л-21

31,67

70

0,207

2637,31

53,52

50,82

6466,46

К-20

0,23

220

0,04

8109,53

15,80

1,92

3506,93

И-10

0,62

20

0,04

10353,40

114,83

13,97

3900,55

З-9

5,94

20

0,100

8327,70

85,83

32,82

4533,94

Ж-8

5,67

20

0,082

14061,23

221,68

66,15

19097,05

Е-7

10,55

20

0,100

5419,09

270,76

103,54

33449,66

Д-6

4,81

20

0,100

7200,37

56,28

21,52

2336,98

Г-5

19,36

20

0,125

10274,43

282,57

142,81

46005,15

Б-4

1,3

20

0,07

1662,87

26,74

6,55

709,96

А-2

0,28

20

0,033

8001,96

64,30

6,15

1681,40

А-3

1,6

20

0,051

13892,71

213,59

35,20

11790,42

Ю-26

0,37

20,00

0,040

14677,51

661,15

4,95

1014,74

Ю-27

14,57

20,00

0,100

14677,51

661,15

197,48

112309,46

Я-28

1,73

20,00

0,051

4025,89

181,35

41,01

15182,19



Таблица 16 Определение падения давления на участках

Участок



l, м

d, м

р, Па

Rл, Па/м

lЭ, м

р, Па

Ч-18

5,12

20

0,1

3861,10

63,77

24,39

2830,54

Ц-17

0,028

20

0,033

4234,20

0,64

0,06

12,90

Х-16

0,02

20

0,033

4373,71

0,33

0,03

6,57

Ф-15

0,53

55

0,04

3281,05

83,91

10,21

5471,65

У-14

3,25

20

0,082

5444,62

72,83

21,73

3039,50

Т-13

40,98

20

0,207

2953,33

89,62

85,09

9417,38

С-12

0,014

20

0,033

3706,33

0,16

0,02

3,22

П-11

10,24

20

0,125

3125,32

79,05

39,95

4739,40



Таблица 17 Определение падения давления на участках

Участок



l, м

d, м

р, Па

Rл, Па/м

lЭ, м

р, Па

Э-25

0,22

120,00

0,082

140,55

1,06

0,10

40,08



2.1.2 Гидравлический расчет существующей водяной тепловой сети завода

Пересчитаем водяную сеть исходя из того, что изменилось количество потребителей. Уже по предварительному анализу видно, что диаметры трубопроводов уменьшились вследствие изменения расхода горячей воды.

Исходными данными для расчета являются проектная схема тепловой сети, длины участков, которые приведены на рис.11. На схеме тепловой сети указаны задвижки и вентили, а также на каждые 100м трубопроводов сети в среднем установлено по одному сальниковому компенсатору, в связи с надземной прокладкой трубопроводов сети [11].





Рис.11 Упрощенная схема существующей тепловой сети


Определим расчетные нагрузки потребителей (максимальные расходы в сети , ) по известным тепловым нагрузкам отопления и вентиляции по формуле (58):



,



где:  и - расчетные нагрузки отопления и вентиляции для рассматриваемого цеха;

 и - расчетные перепады температур по сетевой воде для систем отопления и вентиляции.

Таким образом, расходы воды у потребителей определяются по выше приведенной формуле, результаты расчета которых представлены в табл. 18.



Таблица 18 Расходы воды у потребителей

№п/п

Наименование объекта

Расход воды, 

1

Столовая

1,16

2

Малярка НИИ

0,28

3

НИИ ТЭН

1,60

4

Сборка эл. двигателей

1,30

5

Модельный участок

19,36

6

Окрасочное отделение

4,81

7

Гальванический отдел

10,55

8

Заготовительный участок

5,67

9

Термический участок

5,94

10

Компрессорная

0,62

11

Приточная вентиляция

10,24

12

Пристройка отдела кадров

0,014

13

Приточная вентиляция

40,98

14

Тарный цех

3,25

15

Заводоуправление

0,53

16

Учебный класс

0,02

17

Техотдел

0,028

18

Приточная вентиляция

5,12

19

Заточный участок

0,42

20

Гараж – Лада и ПЧ

0,23

21

Литейка /Л.М.К./

31,67

22

Гараж НИИ

0,92

23

Насосная

0,42

24

НИИ

5,45



150,65



За главную магистраль выбираем направление О-24. Результаты выполненных расчетов сведены в табл.19.



Таблица 19 Определение падения давления на участках

Участок



l, м

d, м

Rл, Па/м

lЭ, м

р, Па

Н-24

5,45

46,00

0,10

72,26

26,82

5261,59

Н-М

6,37

0,80

0,10

98,71

36,64

3695,35

М-Л

6,79

15,00

0,10

112,16

8,51

2637,31

Л-К

38,46

30,00

0,207

78,93

72,74

8109,53

К-И

38,69

56,00

0,207

79,88

73,61

10353,40

И-З

39,31

25,00

0,207

82,46

75,99

8327,70

З-Ж

45,25

28,00

0,207

109,26

100,69

14061,23

Ж-Е

50,92

75,00

0,259

42,66

52,02

5419,09

Е-Д

61,47

40,00

0,259

62,17

75,82

7200,37

Д-Г

66,28

54,00

0,259

72,28

88,14

10274,43

Г-В

85,64

15,00

0,309

47,77

19,81

1662,87

В-Б

146,24

10,00

0,359

63,38

116,25

8001,96

Б-А

147,54

2,00

0,359

64,51

213,34

13892,71

А-О

149,42

220,00

0,359

66,17

121,36

22587,50



Суммарное падение давления на главной магистрали равно:







Расчет второстепенной магистрали. 


Таблица 20 Определение падения давления на участках

Участок



l, м

d, м

Rл, Па/м

lЭ, м

р, Па

Ч-19

0,42

72,00

0,04

52,70

1,27

3861,10

Ч-Ц

5,54

29,00

0,10

74,66

27,71

4234,20

Ц-Х

5,57

30,00

0,10

75,42

27,99

4373,71

Х-Ф

5,59

15,00

0,10

75,96

28,19

3281,05

Ф-У

6,12

26,00

0,10

91,06

33,79

5444,62

У-Т

9,37

38,00

0,125

66,16

6,64

2953,33

Т-С

50,35

38,00

0,259

41,71

50,86

3706,33

С-Р

50,36

24,00

0,259

41,73

50,89

3125,32

Р-В

60,60

180,00

0,259

60,43

73,69

15329,87



Суммарное падение давления на второстепенной магистрали равно:







Расчет ответвлений



Таблица 21 Определение падения давления на участках

Участок



l, м

d, м

р, Па

Rл, Па/м

lЭ, м

р, Па

Н-22

0,92

45,00

0,051

5261,59

70,62

11,64

3999,71

М-23

0,42

70

0,051

3695,35

14,72

2,43

1065,94

Л-21

31,67

70

0,207

2637,31

53,52

50,82

6466,46

К-20

0,23

220

0,04

8109,53

15,80

1,92

3506,93

И-10

0,62

20

0,04

10353,40

114,83

13,97

3900,55

З-9

5,94

20

0,100

8327,70

85,83

32,82

4533,94

Ж-8

5,67

20

0,082

14061,23

221,68

66,15

19097,05

Е-7

10,55

20

0,100

5419,09

270,76

103,54

33449,66

Д-6

4,81

20

0,100

7200,37

56,28

21,52

2336,98

Г-5

19,36

20

0,125

10274,43

282,57

142,81

46005,15

Б-4

1,3

20

0,07

1662,87

26,74

6,55

709,96

А-2

0,28

20

0,033

8001,96

64,30

6,15

1681,40

А-3

1,6

20

0,051

13892,71

213,59

35,20

11790,42

О-1

1,16

100

0,051

22587,50

112,27

18,50

13304,12




Таблица 22 Определение падения давления на участках

Участок



l, м

d, м

р, Па

Rл, Па/м

lЭ, м

р, Па

Ч-18

5,12

20

0,100

3861,10

63,77

24,39

2830,54

Ц-17

0,028

20

0,033

4234,20

0,64

0,06

12,90

Х-16

0,02

20

0,033

4373,71

0,33

0,03

6,57

Ф-15

0,53

55

0,04

3281,05

83,91

10,21

5471,65

У-14

3,25

20

0,082

5444,62

72,83

21,73

3039,50

Т-13

40,98

20

0,207

2953,33

89,62

85,09

9417,38

С-12

0,014

20

0,033

3706,33

0,16

0,02

3,22

П-11

10,24

20

0,125

3125,32

79,05

39,95

4739,40



2.1.3 Гидравлический расчет паровой сети завода

Для расчета паровой сети предприятия используем исходные данные, представленные на рис.13.





Рис.13 Упрощенная паровая сеть завода



Давление пара, отпускаемого потребителям от источника теплоснабжения Ро=0,37 МПа, его температура . Давление пара у всех абонентов принимается одинаковым, равным . Падение температуры перегретого пара по длине паропровода ориентировочно принято 2 на 100 м длины [11]. Паровые нагрузки абонентов (расходы пара) представлены в табл.6.

За главную магистраль выбрано направление, на котором удельное падение давления минимально. При одинаковом давлении у абонентов это направление, соединяющее источник теплоснабжения с наиболее удаленным потребителем, т.е. направление О-21, представленное на рисунке 7.

Расчет главной магистрали

Рассмотрим участок Л-21.

Длина l=70 м; расход пара G=0,640 кг/с.

1. Определим удельное падение давления на участке:



,



где: а- предварительно оценивается.

2. Определяем среднее давление на участке по формуле:



; (52)



3. Определяем среднюю температуру на участке:



; (53)



Используя таблицы воды и водяного пара, определяет среднюю плотность на участке



.

, (54)



4. По стандартной величине диаметра определяем действительное удельное падение давления на участке:




, (55)



где 

 (56)



где: - абсолютная эквивалентная шероховатость для паропровода, .

5. Определим эквивалентную длину местных сопротивлений по формуле (50). На ответвлении имеются задвижка , сальниковый компенсатор , вентиль , тройник .







6. Определяем падение давления на участке по формуле (51):







7. Определим давление в узловой точке Л:







Так как полученное давление не превышает заданного давления пара отпускаемого со станции, то расчет выполнен правильно. Остальные участки магистрали рассчитываются аналогично, результаты расчета представлены в табл.23.




Таблица 23 Определение падения давления на участках

Участок



l, м

d, м

Рср, Па

Tср, Па

ρср, Па

Rл, Па/м

lЭ, м

∆р, Па

р, Па

Л21

0,64

70

0,125

276865,4

160,1

2,1

127,1

12,2

10458,7

280470,5

Л-К

0,64

30

0,125

273410,6

160,2

2,15

147,2

1,0

4579,6

285054,6

К-И

0,64

56

0,125

276832,6

160,3

2,15

158,0

7,0

9963,6

295028,9

И-З

0,64

2,5

0,125

270353,3

160,9

2,14

182,9

1,3

706,3

295736,1

З-Ж

0,64

2,8

0,125

270398,5

161,0

2,14

184,1

1,3

768,3

296505,5

Ж-Е

0,64

7,5

0,125

271076

161,1

2,14

185,7

8,2

2931,9

299441,8

Е-Д

1,14

40

0,15

275865,1

161,5

2,12

190,3

1,7

7953,9

307403,7

Д-Г

1,14

54

0,15

278970,1

162,5

2,11

215,6

2,0

12077,7

319493,6

Г-В

1,14

25

0,15

275060,7

163,3

2,09

262,6

1,9

7078,6

326711,2

В-Б

1,14

2

0,15

270450,5

163,5

2,09

292,1

2,1

1218,6

328094,3

Б-А

1,14

70

0,15

285909,1

164,3

2,06

294,7

2,1

21281,5

349563,2

А-О

1,14

150

0,15

320000

166,5

2,02

431,9

4,03

66605,4

369249,6



Расчет ответвлений

Рассмотрим ответвление Е-7.

Длина ответвления l=20 м, расход пара G=0,505 кг/с.

1. Определим падение давления на ответвлении:







2. Определим удельное падение давления на ответвлении:







где: - предварительно оценивается.

3. Определим среднее давление на участке по формуле (52):



.




4. Определим среднюю температуру на участке по формуле (53):



;



Используя таблицы воды и водяного пара, определяем среднюю плотность на участке .



5. По формуле (56): 

	

где: -абсолютная эквивалентная шероховатость для паропровода, 

6. По стандартной величине диаметра определяем действительное удельное падение давления по формуле:



; (55)



7. Определим эквивалентную длину местных сопротивлений. На ответвлении имеются задвижка , сальниковый компенсатор , вентиль , тройник .



.



8. Определяем падение давления на ответвлении:








9. Определим давление у абонента 7:







что удовлетворяет заданному давлению у абонента  Если давление у абонента получается ниже требуемого, что связано с приближенной предварительной оценкой величины а, следует увеличить диаметр ответвления. Как правило, лучше иметь некоторый экономически оправданный запас по давлению у абонента, который всегда может быть сдросселирован.



2.2 Тепловой расчет толщины изоляционного материала



Одним из способов повышения эффективности работы системы теплоснабжения промышленного предприятия является снижение потерь тепла при транспортировке теплоносителя к потребителям. В современных условиях эксплуатации потери тепла в сетях составляют до 20.. 25% годового отпуска тепла.

При надлежащей эксплуатации тепловых сетей они могут быть снижены до 5… 8% годового отпуска тепла. В связи с этим существенно возрастает роль тепловой изоляции сетевых трубопроводов как фактора, способствующего экономии топлива, а также обеспечивающего необходимый температурный режим в изолируемых системах.

Тепловой расчет включает определение толщины теплоизоляционного слоя; расчет потерь тепла через изоляцию при выбранной теплоизоляционной конструкции; определение соответствующего снижения температуры теплоносителя по длине трубопровода; расчет температурного поля теплоизоляционной конструкции [12].



2.2.1 Тепловой расчет толщины изоляции существующих водяных тепловых сетей

На территории предприятия выполнена надземная прокладка трубопроводов на низких эстакадах (рис.14). Тепловая изоляция выполнена из матов звукопоглощающих базальтовых: плотность теплоизоляционного материала ; температура применения до 450 . Средняя температура наружного воздуха за отопительный период для заданного города . Наружный диаметр трубопроводов найден по внутреннему диаметру из гидравлического расчета, выполненного ранее.





Рис.14 Принципиальная схема теплоизоляционной конструкции при надземной прокладке трубопроводов



Рассмотрим расчет участка О-А.

Для определения толщины теплоизоляционного слоя трубопровода определяем среднюю температуру теплоизоляционного слоя:



; (57)


Определяем коэффициент теплопроводности теплоизоляционного материала в конструкции по формуле:



 (58)



Внутренний диаметр d вн=0,35м. По ГОСТ 10704-91 определяем наружный диаметр и условный проход трубопровода в прямой линии:



; .



По величине условного прохода находим значение , , .

- коэффициент, учитывающий изменение стоимости теплоты и теплоизоляционной конструкции в зависимости от района строительства.

Определяем термическое сопротивление 1м длины теплоизоляционной поверхности по формуле:



; (59)



Определяем величину В, равную отношению наружного диаметра теплоизоляционного слоя dн, м к наружному диаметру трубопровода dтр, м из выражения:



 (60)



где: - коэффициент теплоотдачи от наружной поверхности изоляции к наружному воздуху, при надземной прокладке трубопроводов, .

Определяем толщину теплоизоляционного слоя по формуле:



, (61)



Полученная толщина теплоизоляционного слоя округляется до значений, кратных 20, .



2.2.2 Тепловой расчет толщины изоляции паровых тепловых сетей

На территории предприятия выполнена надземная прокладка трубопроводов на низких эстакадах. Тепловая изоляция выполнена из матов звукопоглощающих базальтовых: плотность теплоизоляционного материала ; температура применения до 450 . Средняя температура наружного воздуха за отопительный период для заданного города [12]. Наружный диаметр трубопроводов найден по внутреннему диаметру из гидравлического расчета, выполненного ранее.

Рассмотрим расчет толщины изоляции для Л-21.

Средняя за отопительный период температура теплоносителя, определяется по формуле (58):







Внутренний диаметр



d вн=0,125 м



По ГОСТ 10704-91 определяем наружный диаметр и условный проход трубопровода в прямой линии:



; .



По величине условного прохода находим значение , , .

- коэффициент, учитывающий изменение стоимости теплоты и теплоизоляционной конструкции в зависимости от района строительства.

Определяем термическое сопротивление 1м длины теплоизоляционной поверхности по формуле (59):



; 



Определяем величину В, равную отношению наружного диаметра теплоизоляционного слоя dн, м к наружному диаметру трубопровода dтр, м из выражения (60):







где: - коэффициент теплоотдачи от наружной поверхности изоляции к наружному воздуху, при надземной прокладке трубопроводов, .

Определяем толщину теплоизоляционного слоя по формуле (61):




,



Полученная толщина теплоизоляционного слоя округляется до значений, кратных 20, .



2.2.3 Расчет потерь тепла через теплоизоляционную конструкцию и температуры теплоносителя

Рассмотрим пример расчета теплопотерь через теплоизоляционную конструкцию и температур теплоносителя для магистрали.

Рассмотрим участок О-А, длина l=220м, диаметр принимаем как в гидравлическом расчете водяной сети, толщину теплоизоляционного слоя принимаем из теплового расчета.

Определяем среднюю температуру теплоизоляционного слоя по (57):



.



Определяем коэффициент теплопроводности теплоизоляционного слоя, выполненного из звукопоглощающих базальтовых матов:



.



Определяем наружные диаметры теплоизоляционного слоя:



;



Предварительно принимаем температуру поверхности теплоизоляционного слоя ;


Определяем коэффициент теплоотдачи конвекцией по формуле:



; (62)



Определяем коэффициент теплоотдачи излучением:



 (63)



		Определяем коэффициент теплоотдачи от поверхности изоляции теплопровода к наружному воздуху по формуле:



; (64)



Определяем термическое сопротивление наружной поверхности изоляции:



; (65)



Определяем термическое сопротивления слоя изоляции:



, (66)



Уточняем температуру поверхности изоляции




, (67)



Расчет следует повторить, используя при этом полученную температуру



 

;

;

,



Что практически совпадает с первоначально принятым значением температуры поверхности изоляции.

Найдем суммарное сопротивление:



; (68)



Удельные потери тепла через изоляцию трубопровода тепловой сети определяем по формуле: 



; (69)



10. Определяем потери тепла на участке тепловой сети:


; (70)



11. Температура сетевой воды в конце расчетного участка определяется по формуле:



. (71)



Вычисления теплопотерь остальных участков магистрали и ответвлений проводятся в той же последовательности, их результаты приведены в табл.24-27.







Таблица 24 Расчет изоляции при надземной прокладке трубопроводов

Участок

М-Н

М-Л

Л-К

К-И

И-З

З-Ж

Ж-Е

Е-Д

Д-Г

Г-В

В-Б

Б-А

А-О

Длина участка, м

0,80

15,00

30,00

56,00

25,00

28,00

75,00

40,00

54,00

15,00

10,00

2,00

220,00

, мм

0,10

0,10

0,21

0,21

0,21

0,21

0,26

0,26

0,26

0,31

0,36

0,36

0,36

, мм

0,11

0,11

0,22

0,22

0,22

0,22

0,27

0,27

0,27

0,33

0,38

0,38

0,38

t’,оС

114,77

114,80

114,81

114,84

114,86

114,87

114,91

114,92

114,94

114,95

114,95

114,95

115,00

Rусл 

2,92

2,92

2,92

1,81

1,81

1,81

1,53

1,53

1,53

1,33

1,18

1,18

1,18



0,56

0,56

0,56

0,74

0,74

0,74

0,73

0,73

0,73

0,72

0,73

0,73

0,73



27,97

27,97

27,97

22,62

22,62

22,62

21,18

21,18

21,18

20,10

19,22

19,22

19,22



28,53

28,53

28,53

23,36

23,36

23,36

21,91

21,91

21,91

20,82

19,95

19,95

19,95

Rн 

0,04

0,04

0,04

0,03

0,03

0,03

0,03

0,03

0,03

0,03

0,03

0,03

0,03

tп,оС

-22,30

-22,30

-22,30

-21,54

-21,54

-21,54

-21,26

-21,26

-21,26

-21,03

-20,83

-20,83

-20,83

R 

2,95

2,95

2,95

1,84

1,84

1,84

1,56

1,56

1,56

1,36

1,21

1,21

1,21

q

47,00

47,01

47,01

75,55

75,56

75,57

89,05

89,07

89,08

101,93

114,69

114,69

114,74

Q Вт

45,12

846,17

1692,51

5076,64

2266,66

2538,99

8014,65

4275,17

5772,66

1834,71

1376,23

275,25

30291,50

t’’, оС

114,77

114,77

114,80

114,81

114,84

114,86

114,87

114,91

114,92

114,94

114,95

114,95

114,95




Таблица 25 Расчет изоляции при надземной прокладке трубопроводов

Участок

Э-Ч

Ч-Ц

Ц-Х

Х-Ф

Ф-У

У-Т

Т-С

С-Р

Р-В

Длина участка, м

72

29

30

15

26

38

38

24

180

, мм

0,04

0,10

0,10

0,10

0,10

0,13

0,26

0,26

0,26

, мм

0,045

0,11

0,11

0,11

0,11

0,13

0,27

0,27

0,27

t’,оС

114,543

114,61

114,69

114,72

114,78

114,84

114,86

114,87

114,95

Rусл 

4,719

2,92

2,92

2,92

2,92

2,55

1,53

1,53

1,53



0,716

0,72

0,72

0,72

0,72

0,72

0,72

0,72

0,72



36,37

27,97

27,97

27,97

27,97

26,28

21,18

21,18

21,18



37,08

28,69

28,69

28,69

28,69

27,00

21,90

21,90

21,90

Rн 

0,035

0,04

0,04

0,04

0,04

0,04

0,03

0,03

0,03

tп,оС

-22,97

-22,31

-22,31

-22,31

-22,31

-22,10

-21,26

-21,26

-21,26

R 

4,754

2,95

2,95

2,95

2,95

2,59

1,56

1,56

1,56

q

29,142

46,93

46,96

46,98

47,00

53,62

89,01

89,02

89,09

Q Вт

2517,87

1633,05

1690,56

845,58

1466,50

2445,18

4058,93

2563,84

19243,07

t’’, оС

113,11

114,54

114,61

114,69

114,72

114,78

114,84

114,86

114,87




Таблица 26 Расчет изоляции при надземной прокладке трубопроводов

Участок

Н-22

М-23

Л-21

К-20

И-10

З-9

Ж-8

Е-7

Д-6

Г-5

Б-4

А-2

А-3

О-1

Длина участка, м

45

70

70

220

20

20

20

20

20

20

20

20

20

100

, мм

0,051

0,051

0,207

0,04

0,04

0,1

0,082

0,1

0,1

0,125

0,07

0,033

0,051

0,05

, мм

0,057

0,057

0,219

0,045

0,045

0,108

0,089

0,108

0,108

0,133

0,076

0,038

0,057

0,05

t’,оС

114,77

114,77

114,54

114,80

114,81

114,84

114,86

114,87

114,91

114,92

114,94

114,95

114,95

114,9

Rусл 

4,19

4,19

1,81

4,72

4,72

2,92

3,28

2,92

2,92

2,55

3,59

5,10

4,18

4,18



0,72

0,72

0,72

0,72

0,72

0,72

0,72

0,72

0,72

0,72

0,72

0,72

0,71

0,71



33,88

33,88

22,62

36,37

36,37

27,97

29,64

27,97

27,97

26,28

31,08

38,26

33,88

33,8



34,60

34,60

23,35

37,09

37,09

28,69

30,36

28,69

28,69

27,00

31,80

38,98

34,59

34,59

Rн 

0,04

0,04

0,03

0,04

0,04

0,04

0,04

0,04

0,04

0,04

0,04

0,03

0,03

0,03

tп,оС

-22,82

-22,82

-21,55

-22,98

-22,98

-22,30

-22,48

-22,30

-22,30

-22,10

-22,61

-23,07

-22,82

-22,82

R 

4,23

4,23

1,84

4,75

4,75

2,95

3,31

2,95

2,95

2,59

3,62

5,14

4,22

4,22

q

32,83

32,83

75,32

29,22

29,22

47,03

41,91

47,04

47,06

53,67

38,34

27,04

32,88

32,88

Q Вт

1772,67

2757,53

6327,21

7712,90

701,25

1128,76

1005,76

1129,06

1129,48

1287,96

920,18

649,04

789,26

3946,34

t’’, оС

114,31

113,20

114,50

106,79

114,54

114,80

114,81

114,84

114,85

114,91

114,77

114,40

114,83

114,13




Таблица 27 Расчет изоляции при надземной прокладке трубопроводов

Участок

Ч-18

Ц-17

Х-16

Ф-15

У-14

Т-13

С-12

П-11

Длина участка, м

20

20

20

55

20

20

20

20

, мм

0,1

0,033

0,033

0,04

0,082

0,207

0,033

0,125

, мм

0,108

0,038

0,038

0,045

0,089

0,219

0,038

0,133

t’,оС

114,54

114,61

114,69

114,72

114,78

114,84

114,86

114,86

Rусл 

2,92

5,11

5,11

4,72

3,28

1,81

5,10

2,55



0,72

0,72

0,72

0,72

0,72

0,72

0,72

0,72



27,97

38,26

38,26

36,37

29,64

22,62

38,26

26,28



28,69

38,98

38,98

37,09

30,36

23,35

38,98

27,00

Rн 

0,04

0,03

0,03

0,04

0,04

0,03

0,03

0,04

tп,оС

-22,31

-23,07

-23,07

-22,98

-22,48

-21,54

-23,07

-22,10

R 

2,95

5,14

5,14

4,75

3,31

1,84

5,14

2,59

q

46,89

26,95

26,97

29,19

41,88

75,54

27,02

53,63

Q Вт

1125,46

646,91

647,37

1926,76

1005,01

1813,07

648,48

1287,18

t’’, оС

114,49

109,10

106,96

113,85

114,71

114,83

103,80

114,83



Суммарные тепловые потери водяной сети через изоляцию:



Qиз=141128,5 Вт=141,128 кВт.



2.2.4 Потери тепла с утечками сетевой воды

Для определения теплопотерь с утечками сетевой воды определяем удельную емкость трубопроводов тепловых сетей в зависимости от внутреннего диаметра.



 (72)



- удельный объем внутренних трубопроводов промпредприятий;

Qop и Qвр - расходы тепла на отопление и вентиляцию всех цехов завода.

Определяем суммарный объём участков и ответвлений:







Итого емкость трубопроводов:







Утечки в тепловых сетях  принимается равным 0,75% объёма воды в трубопроводах:



=0,75.410,04/100=3,075 т/ч




Потери тепла с утечками сетевой воды:








Модернизация источника теплоснабжения завода



При модернизации системы энергетического снабжения предприятия предложено два проекта. Первый проект заключается в демонтаже законсервированных водогрейных котлов ПТВМ-50 и использовании полученной свободной площади под установку турбины ТГ для выработки электроэнергии.

Второй проект заключается в замене водогрейных котлов на паровые котлы и поиске внешнего потребителя, которому можно будет отдать тепло от этих котлов. Недалеко от завода расположены жилые дома, теплоснабжение которых осуществляется от государственных тепловых сетей. Часть этих домов может отапливать котельная ЗАО "Термотрон-завод".

В связи с этим расчет источника теплоснабжения принимает также два направления.





Рис.15 Принципиальная схема источника теплоснабжения

1-пароводяной подогреватель, 2-водоводяной подогреватель, 3-конденсатный насос, 4-бак горячей воды, 5-насос горячего водоснабжения, 6-потребитель горячей воды, 7-технологический потребитель пара, 8-бак конденсатный, 9-подогреватель сетевой воды, 10-охладитель конденсата, 11-насос сетевой, 12-насос подпиточный, 13-подогреватель химочищенной воды, 14-охладитель подпиточной воды, 15-химводоочистка, 16-подогреватель исходной воды, 17-насос питательный, 18-охладитель продувочной воды, 19-насос исходной воды, 20-сепаратор непрерывной продувки, 21-котел паровой, 22-редукцоинно-охладительная установка, 23-деаэратор, 24-охладитель выпара.



Расчет паровой котельной при производстве электрической энергии

Котельная предназначена для централизованного теплоснабжения промышленного предприятия, а именно отпуска пара технологическим потребителям и горячей воды для нужд отопления, вентиляции и горячего водоснабжения [13]. Принципиальная схема котельной представлена на рис. 15.

На технологические нужды требуется пар с параметрами:



р=0,37 МПа, .



Расчетная тепловая нагрузка отопления:







Расчетная тепловая нагрузка вентиляции:



=12099,2 кВт.



Тепловая нагрузка на горячее водоснабжение:








Расход пара на технологию:



=1,145 кг/с.



Температурный график водяных тепловых сетей: 115/70 .

Деаэрация питательной воды осуществляется в атмосферном деаэраторе, при температуре 104, питательная вода имеет температуру 104.

Коэффициент возврата конденсата , оС. Величина непрерывной продувки котлов % от паропроизводительности котельной. Температура исходной воды в зимний период – +5оС, летом – +15оС. Подогрев сырой воды перед химической водоочисткой производится до 20оС.

Котельная работает на газообразном топливе; резервное топливо – мазут.

Расчет выполняется для максимально- зимнего режима.

	Расчёт ведём в следующей последовательности:

	1. Расход пара на подогреватели сетевой воды:

	

	 (73)

	

	где  - потери тепла по трассе, кВт;

	 - энтальпия редуцированного пара, ;

	 - энтальпия конденсата, .

	По результатам гидравлического расчёта паровой тепловой сети нам необходим пар с давлением 0,37 МПа и температурой 168ºС. Поэтому пар на выходе из котла необходимо редуцировать. Энтальпия редуцированного пара:

	

	.

	

	После охладителя конденсата температуру конденсата принимаем -80ºС.

	

	

	

	2. Расход сетевой воды:

	

	 (74)

	

	

	3. Суммарный расход редуцированного пара на внешнее потребление:

	

	 (75)

	

	4. Расход свежего пара на внешнее потребление:

	

	 (76)

	

	где  - энтальпия свежего пара, ;  - энтальпия питательной воды из деаэратора, впрыскиваемая в РОУ, .

	


	

	5. Количество воды, впрыскиваемой в РОУ для получения пара заданных параметров:

	

	 (77)

	

	6. Расход пара на собственные нужды котельной предварительно оценивается как 7% от внешнего потребления с последующим уточнением:

	

	 (78)

	

	7. Суммарная паропроизводительность котельной с учетом расхода пара на собственные нужды и потерь, принимаемых равными 3% от суммарной производительности:

	

	 (79)

	

	8. Потеря конденсата с учетом 3% его потерь внутри котельной:

	

	

	

	9. Рассчитываем узел непрерывной продувки:

	а) Расход воды на непрерывную продувку:

	

	 (80)

	

	

	
б) Количество пара на выходе из расширителя непрерывной продувки:

	

	 (81)

	

где  - степень сухости пара ;

 - энтальпия продувочной воды на входе в расширитель (энтальпия воды при давлении в барабане котла, равном 1,4 МПа), ;

 - энтальпия продувочной воды на выходе из расширителя (энтальпия воды при давлении в расширителе, равном 0,12 МПа), ;

 - энтальпия пара при давлении в расширителе равном 0,12 МПа, .







в) Количество продувочной воды, выходящей из расширителя:



 (82)

	

	10. Расход химочищенной воды для восполнения потерь теплоносителя:

	

	 (83)

	

	где  - потери воды в тепловых сетях, т/ч.

	

	


	

	11. Расход сырой воды:

	

	

	

	

	12. Температура сырой воды после охладителя продувочной воды:

	

	 (84)

	

	где  - температура сырой воды, ºС;

	 - энтальпия продувочной воды после охладителя при оС,.

	

	

	

	13. Расход пара на пароводяной подогреватель сырой воды:

	

	 (85)

	

	где  - температура воды после химводоочистки, оС;

	 - энтальпия конденсата при давлении греющего (редуцированного) пара, .

	

	


	

	14. Температура химочищенной воды после охладителя подпиточной воды:

	

	 (86)

	где  - температура воды на выходе из ХВО (принимается снижение температуры воды в процессе химводоочистки оС);

	 - температура подпиточной воды на выходе из атмосферного деаэратора, оС;

	 - температура подпиточной воды на выходе из охладителя, оС.

	Согласно .

	

	

	

	15. Расход пара на пароводяной подогреватель химочищенной воды, поступающей в деаэратор:

	

	 (87)

	

	где  - температура химочищенной воды на входе в деаэратор, оС.

	Температура химочищенной воды на входе в деаэратор в первом приближении принимается 80оС, и если полученная средняя температура потоков в деаэратор не выше 95оС, то температура химочищенной воды больше не уточняется.

	


	

	16. Суммарное количество воды и пара, поступающих в деаэратор, за вычетом греющего пара:

	

	 (88)

	

	

	18. Расход пара на деаэратор питательной воды:

	

	 (89)

	

	где  - температура питательной воды из деаэратора, оС.

	

	

	

	19. Суммарный расход редуцированного пара на собственные нужды котельной:

	

	

	

	20. Расход свежего пара на собственные нужды:

	

	 (90)

	

	
21. Паропроизводительность котельной с учетом внутренних потерь:

	

	 (91)

	

	22. Расхождение с ранее принятой величиной паропроизводительности котельной:

	

	.

	

	Так как %, то уточнения паропроизводительности котельной не требуются.

	Требуемая паропроизводительность котельной обеспечивается установленными тремя котлами ДКВР-20-13, с параметрами пара: 

	Расчет паровой котельной при отпуске тепла внешнему потребителю

Котельная предназначена для централизованного теплоснабжения промышленного предприятия и прилежащего жилого района, а именно отпуска пара технологическим потребителям завода и горячей воды для нужд отопления, вентиляции и горячего водоснабжения [13].

Принципиальная схема котельной представлена на рис. 15.

На котельной установлено три котла ДКВР-20-14 ГМ. Предполагается демонтировать водогрейные котлы и установить два котла типа ДЕ для отпуска тепла на отопление и горячее водоснабжение расположенного рядом с заводом жилого района. Использование водогрейных котлов нецелесообразно, т.к. они спроектированы на большую нагрузку и при установке паровых котлов упрощается схема источника теплоснабжения. В этом районе расположено 150 пятиэтажных домов, в которых живут 33750 человек. В среднем на одного человека приходится 12 м2 площади. Определим расчетные расходы тепла на отопление и горячее водоснабжение жилого района.

Расчетный расход тепла на отопление i-го жилого дома , кВт, определяется по формуле (1):



,



где: - коэффициент учета района строительства дома (2):



,



где - удельная отопительная характеристика здания, Вт/(м3.К);

- объем здания, м3;

- расчетная температура воздуха в рабочей зоне, ;

- расчетная температура наружного воздуха для расчета отопительной нагрузки, для города Брянска составляет -24.







Объем одного жилого дома равен:







Объем 150 жилых дома равен:





 кВт



Средний за неделю расход тепла на горячее водоснабжение района, оборудованного умывальниками, определяется по формуле (17):







где: -норма потребления горячей воды с температурой =65 на единицу потребления, принимаем =30 л/день;

m- число потребителей, m=33750 человек;

-расчетная длительность подачи тепла на горячее водоснабжение, =24 ч;

-температура холодной воды, =5.

Тогда:







Средний за неделю расход тепла на горячее водоснабжение района, оборудованного душевыми, определяется по формуле (18):







где: - норма потребления горячей воды с температурой =65 на единицу потребления, принимаем =230 л/день;

m- число потребителей, приходящихся на одну душевую, определяемых по формуле (19):







-расчетная длительность подачи тепла на горячее водоснабжение, =24 ч;

-температура холодной воды, =5.

Тогда:







Суммарный расход тепла на хозяйственно- бытовое горячее водоснабжение для всего предприятия равен:







Средненедельный расход тепла на горячее водоснабжение летом уменьшается вследствие повышения температуры холодной водопроводной воды (принимается =15 ) и составляет (21):







На технологические нужды требуется пар с параметрами: р=0,7 МПа, .

Расчетная тепловая нагрузка отопления: 

Расчетная тепловая нагрузка вентиляции: =12099,2 кВт.

Тепловая нагрузка на горячее водоснабжение: 

Расход пара на технологию: =1,145 кг/с.

Температурный график водяных тепловых сетей: 115/70 .

Деаэрация питательной воды осуществляется в атмосферном деаэраторе, при температуре 104, питательная вода имеет температуру 104.

Коэффициент возврата конденсата , оС. Величина непрерывной продувки котлов % от паропроизводительности котельной.

Температура исходной воды в зимний период – +5оС, летом – +15оС. Подогрев сырой воды перед химической водоочисткой производится до 20оС.

Котельная работает на газообразном топливе; резервное топливо – мазут.

Расчет выполняется для максимально- зимнего режима.

	Расчёт ведём в следующей последовательности:

	1. Расход пара на подогреватели сетевой воды по формуле (73):

	

	

	

	где  - потери тепла по трассе, кВт;

	 - энтальпия редуцированного пара, ;

	 - энтальпия конденсата, .

	По результатам гидравлического расчёта паровой тепловой сети нам необходим пар с давлением 0,37 МПа и температурой 168ºС. Поэтому пар на выходе из котла необходимо редуцировать. Энтальпия редуцированного пара: .

	После охладителя конденсата температуру конденсата принимаем -80ºС.

	

	

	

	2. Расход сетевой воды по формуле (74):

	

	

	

	

	3. Суммарный расход редуцированного пара на внешнее потребление:

	

	

	

	4. Расход свежего пара на внешнее потребление по формуле (76):

	

	

	

	где  - энтальпия свежего пара, ;

	 - энтальпия питательной воды из деаэратора, впрыскиваемая в РОУ, .

	

	

	

	5. Количество воды, впрыскиваемой в РОУ для получения пара заданных параметров по формуле (77):

	

	

	

	6. Расход пара на собственные нужды котельной предварительно оценивается как 7% от внешнего потребления с последующим уточнением:

	

	

	

	
7. Суммарная паропроизводительность котельной с учетом расхода пара на собственные нужды и потерь, принимаемых равными 3% от суммарной производительности по формуле (79):

	

	

	

	8. Потеря конденсата с учетом 3% его потерь внутри котельной:

	

	

	

	9. Рассчитываем узел непрерывной продувки:

	а) Расход воды на непрерывную продувку:

	

	

	

	

	б) Количество пара на выходе из расширителя непрерывной продувки по (81):

	

	



где  - степень сухости пара ;

 - энтальпия продувочной воды на входе в расширитель (энтальпия воды при давлении в барабане котла, равном 1,4 МПа), ;

 - энтальпия продувочной воды на выходе из расширителя (энтальпия воды при давлении в расширителе, равном 0,12 МПа), ;

 - энтальпия пара при давлении в расширителе равном 0,12 МПа, .







в) Количество продувочной воды, выходящей из расширителя из (82):





	

	10. Расход химочищенной воды для восполнения потерь теплоносителя по (83):

	

	

	

	где  - потери воды в тепловых сетях, т/ч.

	

	

	

	11. Расход сырой воды по формуле:

	

	

	

	

	12. Температура сырой воды после охладителя продувочной воды:

	

	

	

	
где  - температура сырой воды, ºС;

	 - энтальпия продувочной воды после охладителя при оС,.

	

	

	

	13. Расход пара на пароводяной подогреватель сырой воды по (85):

	

	

	

	где  - температура воды после химводоочистки, оС;

	 - энтальпия конденсата при давлении греющего (редуцированного) пара, .

	

	

	

	14. Температура химочищенной воды после охладителя подпиточной воды по формуле (86):

	

	

	

	где  - температура воды на выходе из ХВО (принимается снижение температуры воды в процессе химводоочистки оС);

	 - температура подпиточной воды на выходе из атмосферного деаэратора, оС;

	 - температура подпиточной воды на выходе из охладителя, оС.

	Согласно .

	

	

	

	15. Расход пара на пароводяной подогреватель химочищенной воды, поступающей в деаэратор по формуле (87):

	

	

	

	где  - температура химочищенной воды на входе в деаэратор, оС.

	Температура химочищенной воды на входе в деаэратор в первом приближении принимается 80оС, и если полученная средняя температура потоков в

	

	деаэратор не выше 95оС, то температура химочищенной воды больше не уточняется.

	

	

	

	16. Суммарное количество воды и пара, поступающих в деаэратор, за вычетом греющего пара по формуле (88):

	

	

	

	

	
18. Расход пара на деаэратор питательной воды из (89):

	

	

	

	где  - температура питательной воды из деаэратора, оС.

	

	

	

	19. Суммарный расход редуцированного пара на собственные нужды котельной:

	

	

	

	20. Расход свежего пара на собственные нужды (20):

	

	

	

	

	21. Паропроизводительность котельной с учетом внутренних потерь по (91):

	

	

	

	22. Расхождение с ранее принятой величиной паропроизводительности котельной:

	
.

	

	Так как %, то уточнения паропроизводительности котельной не требуются.

	Требуемая паропроизводительность котельной обеспечивается установленными тремя котлами ДКВР-20-13 и устанавливаемыми двумя котлами ДЕ-10-14ГМ, с параметрами пара:  или установленными тремя котлами ДКВР-20-13 и устанавливаемыми тремя котлами ДЕ-6,5-14ГМ, с параметрами пара: 




Оценка эффективности производства электрической энергии на заводской котельной



4.1 Производство электрической энергии за счет использования энергии избыточного давления промышленного пара

	

	В большинстве случаев требующееся давление производственного пара на месте потребление не превышает 0,2-0,8 МПа. Целесообразно использовать энергию пара в турбине с противодавлением для производства электрической энергии и лишь затем направлять пар потребителю. При малых перепадах давлений (от 1,4 до 0,3…0,15 МПа) такая мощность достигается лишь при очень больших расходах пара. Производительность большинства даже очень крупных котельных такие расходы пара не обеспечивает, поэтому до последних лет пар дросселировался в РОУ [3].

	Энергетическая доля себестоимости электрической энергии значительно мала, что обеспечивает окупаемость оборудования мини-ТЭЦ в срок до 1,5 лет. Схема перевода производственной паровой котельной в режим мини-ТЭЦ представлена на рис.16.

	

	

	Рис.16 Схема работы мини-ТЭЦ на базе паровой котельной: ПК- паровой котел, РОУ- редукционно-охладительная установка, Т- турбина с противодавлением, ТА- технологический агрегат, СП- сетевой подогреватель, КН- конденсатный насос.

	
4.2 Расчет годовой выработки электроэнергии на заводской мини-ТЭЦ



Построим в диаграмме h-S цикл работы турбины на номинальном режиме (рис.17).

Определим изменение энтальпии с учетом КПД.  при номинальном режиме работы турбины.



 (92)

 (93)



Определим мощность турбины при работе на номинальном режиме.



 (94)





Рис.17 Цикл работы турбины




На основании результатов была выбрана турбина ТГ 8/0,4 Р13/4,0. Определим площадь, полученную при демонтаже двух котлов ПТВМ-50 и вспомогательного оборудования. Ширина освободившейся площади – 18м, длина – 42м и высота – 7м. Размеры турбины ТГ 8/0,4 Р13/4,0 7,018х12,077х6,657м. Как видно по соотношению размеров, данной площади достаточно, чтобы разместить турбоустановку.

Расход теплоты на турбину определяется по формуле:



 (95)



Затраты электроэнергии на выработку 1Гкал определяются по формуле:



 (96)



С учетом размерностей и внутреннего КПД турбины







Проанализируем работу турбины на частичном режиме. Построим цикл работы в h-S диаграмме [2] (рис.17).

Пусть исследуемый частичный режим соответствует .

Тогда,







Используя зависимость , определим давление пара, выходящего из котла и соответствующего D. Т.к.  при h=const, то .

Зная изменение внутреннего КПД в зависимости от расхода пара на турбину, определим  по диаграмме (рис.18).





Рис.18 Зависимость внутреннего КПД турбины от расхода пара, поступающего в турбину



Внутренний КПД турбины на рассматриваемом частичном режиме равен .

Определим изменение энтальпии с учетом КПД по (92) и (93).









Определим мощность турбины при работе на частичном режиме по (94).








Расход теплоты на турбину определяется по формуле (95):







Затраты электроэнергии на выработку 1Гкал определяются по формуле (96):







С учетом размерностей и внутреннего КПД турбины







Построим зависимость затрат электроэнергии от мощности турбины.





Рис.19 Зависимость затрат электроэнергии от мощности турбины



Если отклонять расход пара на турбину от номинального, то сокращается изменение энтальпии . В то же время мощность турбины также меняется, причем, чем ниже расход пара, тем ниже мощность. Чтобы увеличить мощность турбины, расход пара на турбину должен расти опережающим путем. С определенного момента расход увеличивается, а мощность перестает расти из-за увеличения потерь. Иногда это имеет место, когда потребителю необходим большой расход [4].

Минимум затрат электроэнергии можно добиться только на номинальном режиме. При снижении мощности турбины ниже номинальной энергозатраты растут. Номинальный режим является режимом максимальной выработки электрической энергии.

Расход пара, подаваемый на турбину, прямо пропорционально зависит от паропроизводительности котельных агрегатов. В свою очередь паропроизводительность меняется исходя из изменения температуры наружного воздуха [7]. При увеличении этой температуры паропроизводительность котлов уменьшается, т.к. снижается нагрузка отопления.

	Суммарную тепловую нагрузку помесячно определяем, учитывая, что:

	- температура холодной воды в зимний период – +5оС, летом – +15оС;

	- отопление отключается при температуре наружного воздуха выше температуры начала-конца отопительного периода, рассчитанной по формуле (4), или выше +8 ºС;

	- вентиляция отключается при температуре наружного воздуха выше температуры +8 ºС.

	Тепловая нагрузка на отопление при данной температуре наружного воздуха в расчётный период определяется по формуле (6):

	

	 

	

	где  - температура наружного воздуха в данный период, ºС.

	Расчёт тепловой нагрузки на вентиляцию при данной температуре наружного воздуха в расчётный период производится по следующей формуле (14):

	

	 

	

	Расход пара на подогреватели сетевой воды по формуле (73):

	

	

	

	где  - энтальпия редуцированного пара, ;

	 - энтальпия конденсата, .

	После охладителя конденсата температуру конденсата принимаем -80ºС.

	Суммарный расход пара на внешнее потребление по (75):

	

	

	

	Расход пара на собственные нужды котельной оценивается как 7% от внешнего потребления (78):

	

	

	

	Суммарная паропроизводительность котельной с учетом расхода пара на собственные нужды и потерь, принимаемых равными 3% от суммарной производительности (79):

	


	

	Внутренний КПД турбины определяем по рис.18 в зависимости от суммарной паропроизводительности котельной.

Определим изменение энтальпии с учетом КПД по h-S диаграмме по формулам (92) и (93).









Определим мощность турбины при работе на частичном режиме определяем по формуле (94).





	

	



Таблица 28 Расчет изменения мощности турбины в течение года

Месяц года

,оС















D, кг/с



,

кДж/кг

,

кДж/кг

N,

кВт

январь

-9,1

11344,7

9441,08

21985,81

32,94

37,06

2,59

40,88

11,36

0,7

540

378

6049,21

февраль

-8,4

10994,9

9197,22

21392,08

32,26

36,38

2,55

40,13

11,15

0,7

540

378

6049,21

март

-3,2

10241,5

8478,26

19919,78

30,05

34,18

2,39

37,70

10,47

0,6

510

306

4896,979

апрель

5,9

9587,12

8129,45

18916,57

28,55

32,67

2,29

36,04

10,01

0,6

510

306

4896,979

май

12,8

-

-

1200

2,01

6,13

0,43

6,76

1,88

0,3

470

141

2256,451

июнь

16,7

-

-

1200

2,01

6,13

0,43

6,76

1,88

0,3

470

141

2256,451

июль

18,1

-

-

1200

2,01

6,13

0,43

6,76

1,88

0,3

470

141

2256,451

август

16,9

-

-

1200

2,01

6,13

0,43

6,76

1,88

0,3

470

141

2256,451

сентябрь

11,5

-

-

1200

2,01

6,13

0,43

6,76

1,88

0,3

470

141

2256,451

октябрь

5

9721,61

8159,62

19081,23

28,80

32,92

2,30

36,31

10,09

0,6

510

306

4896,979

ноябрь

-0,4

10052,5

8265,84

19518,32

29,45

33,57

2,35

37,04

10,29

0,6

510

306

4896,979

декабрь

-5,2

10487

8842,37

20529,4

30,97

35,09

2,46

38,71

10,75

0,6

510

306

4896,979





Рис.20 Изменение мощности турбины в течение года



Анализируя (рис.20), можно сделать следующие выводы:

Мощность в течение года меняется сильно вследствие того, что нет отопительной нагрузки летом, а также снижается нагрузка горячего водоснабжения.

Изменение мощности турбины в течение года имеет ступенчатый характер. При выработке электрической энергии в месяцы январь и февраль часть пара сконденсирована для номинальной работы турбины.

При построении изменения мощности в месяцы март и апрель, а также в месяцы октябрь, ноябрь и декабрь, были взяты усредненные показатели.




5. Экономическая часть проекта



5.1 Экономическая оценка модернизации системы энергоснабжения за счет использования турбоагрегата для снижения давления пара



5.1.1Структура потребления и производства энергетических ресурсов

Топливо и электрическую энергию ЗАО "Термотрон-завод" покупает, тепловая энергия производится в собственной котельной.

Среднемесячный расход природного газа по котельной составляет 900-1900нм3/ч в отопительный период и 100нм3/ч в летний период. Стоимость топлива 1940 руб/1000нм3 без учета НДС.

Котельная предприятия оборудована 3 паровыми котлами ДКВР-20-13. Максимальная выработка пара составляет 60 т/ч.

Годовая выработка электрической энергии составит 50 млн. кВт ч. Средняя стоимость для предприятия электроэнергии – 0,53 руб/кВт ч.



5.1.2 Финансовая оценка проекта

Общие инвестиционные издержки на проект составляют 16000 тыс. руб. (без учета НДС), из них:

- проектные работы – 700 тыс. руб.;

- турбогенераторная установка ТГ 8/0,4 Р13/4,0 – 9500 тыс. руб.;

- строительные и монтажные работы – 4900 тыс. руб.;

- шефмонтажные и пусконаладочные работы – 900 тыс. руб.

В соответствии сданными Минэкономики РФ по ценовой динамике в области топливно-энергетических ресурсов, ожидается повышение цен на природный газ до 2,795 руб/нм3 к 2015 году и электроэнергию до 1,54 руб/кВт ч к 2015 году. Практика опровергает прогнозы Минэкономики. Реальный рост цен превышает планируемый.

Рост стоимости природного газа вероятнее всего будет происходить по плану Минэкономики РФ.Исходя из этих данных, финансовая оценка проекта проведена с учетом прогнозируемого изменения цен на газ и электроэнергию.



Таблица 29 Прогнозируемые изменения цен на газ и электроэнергию

Годы

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

Газ, руб./1000нм3

1940

2172

2405

2483

2561

2639

2717

2795

Электроэнергия, руб./кВт ч

0,53

0,67

0,95

1,05

1,27

1,43

1,55

1,68



5.1.3 Производственные издержки

Стоимость дополнительно сжигаемого топлива определяется по формуле (97):



 (97)



кг у.т./кВт ч – удельный расход условного топлива на выработку 1 кВт час;

 - теплотворная способность условного топлива на выработку 1кВт час;

 - средняя теплотворная способность используемого природного газа,;

 - годовая выработка электроэнергии;

 - прогнозируемая стоимость природного газа (без учета НДС) на первый полный год эксплуатации комплекса.

Годовые производственные затраты на выработку электроэнергии установкой (на первый полный год эксплуатации – 2009) без учета НДС приведены в табл. 30.




Таблица 30 Годовые производственные затраты

Топливо, руб

15299622,64

Оплата труда (4 смены по 1 человеку по 4000руб/мес), руб

192000

Отчисления на социальное страхование (26,2%), руб

50304

Вспомогательные материалы, руб

10000

Сервисное обслуживание, руб

15000

Амортизационные отчисления (3,7%), руб

592000

Итого:

16158926,64

Себестоимость, руб/кВт час

0,32



Исходя из табл.30, себестоимость 1кВт час электроэнергии равна 0,32руб. В соответствии с изменением цен на природный газ на протяжении эксплуатации энергокомплекса будет изменятся и себестоимость вырабатываемой электроэнергии.



5.1.4 Доход проекта

Доход проекта образуется за счет снижения затрат на приобретение электроэнергии. Прибыль годовая определяется следующим образом:



 (98)



 - годовая выработка электроэнергии;

 - себестоимость вырабатываемой электроэнергии без учета НДС, рассчитанная в соответствии с прогнозом изменения цен;

 - стоимость электроэнергии из внешней сети (без учета НДС) в соответствии с прогнозом изменения цен.

За первый полный год эксплуатации энергокомплекса (2009год) доход составит:







Выручка от выработки собственной электроэнергии – сумма, которую предприятие выплатило бы внешней энергоснабжающей организации за приобретение электроэнергии. Выручка от выработки собственной электроэнергии определяется по формуле (99):



 (99)



 - годовая выработка электроэнергии;

 - стоимость электроэнергии из внешней сети (с учетом НДС) в каждом конкретном году в соответствии с прогнозом изменения цен.

Амортизационные отчисления – отчисления в амортизационный фонд в размере 3,7% от стоимости приобретаемого оборудования (3,7% - принятая в России норма амортизационных отчислений на паровые турбины в комплекте с генератором). Включаются в себестоимость продукции.

Прибыль от выработки электроэнергии определяется как разница между выручкой от выработки собственной электроэнергии без НДС и затратами на выработку электроэнергии.

Налог на имущество – объектом налогообложения в данном расчете является среднегодовая стоимость приобретаемого энергетического оборудования (ставка налога – 2%).



Таблица 31 Потоки денежных поступлений и выплат

Год

2009

2010

2011

2012

2013

1. Капитальные вложения, тыс.руб.

19200

-

-

-

-

2. Выручка от реализации продукции, в т.ч., тыс.руб.

-

89000

92000

94500

97500

2.1.НДС, тыс.руб.

-

17800

18400

18900

19500

3. Выручка от реализации продукции за вычетом налогов, тыс.руб.

-

71200

73600

75600

78000

4. Общие затраты на производство продукции, в т.ч., тыс.руб.

-

17800,18

18349,62

18899,05

19448,49

4.1. Амортизационные отчисления, тыс.руб.

-

658,61

678,94

699,26

719,59

5. Прибыль, тыс.руб.

-

52741,21

54571,45

56001,68

57831,92

6. Налог на имущество, тыс.руб.

-

1054,82

1091,43

1120,03

1156,64

7. Налогооблагаемая прибыль, тыс.руб.

-

51686,38

53480,02

54881,65

56675,28

8. Налог на прибыль, тыс.руб.

-

12404,73

12835,20

13171,60

13602,07

9. Чистая прибыль, тыс.руб.

-

39281,65

40644,81

41710,05

43073,21

10. Сумма чистой прибыли и амортизационных отчислений с возвратом НДС, тыс.руб.

-

39940,26

41323,75

42409,32

43792,81

11. Сальдо, тыс.руб.

-19200

39940,26

41323,75

42409,32

43792,81

12. По нарастающему итогу, тыс.руб.

-19200

20740,26

62064,01

104473,3

148266,1



5.1.5 Расчет срока окупаемости

Эффективность проекта оценивается с помощью показателя "срок окупаемости". Срок окупаемости представляет собой период времени с начала реализации проекта до момента, когда разность между накопленной суммой чистой прибыли и амортизационных отчислений и объемом капитальных затрат приобретет положительное значение.



Таблица 32 Расчет срока окупаемости

1. Год

2009

2010

2011

2012

2013

2. Капитальные затраты, тыс.руб

19200

-

-

-

-

3. Сумма чистой прибыли и амортизационных отчислений с учетом возврата НДС, тыс.руб

-

39940,26

41323,75

42409,32

43792,81

4. Сальдо (3-2), тыс.руб

-19200

39940,26

41323,75

42409,32

43792,81

5. По нарастающему итогу, тыс. руб

-19200

20740,26

62064,01

104473,33

148266,13



Анализируя данные табл.32, приходим к выводу, что срок окупаемости проекта 6 месяцев с начала реализации проекта.

	

	5.1.6 Расчет основных технико-экономических показателей работы котельной

	1.Годовой объем производства электрической энергии

		- в стоимостном выражении:

			

			
 руб.

			

	2.Численность работников, в том числе ИТР и служащих:

			

			Nр = 35 + 4 =39 чел.

	

	3.Себестоимость годового выпуска продукции:

			

			Сполн = 16158926,64 руб.

	

	4.Производительность труда одного работающего:

		- в стоимостном выражении

		

		

			 руб/чел.

			

			5. Фондоотдача основных фондов:

		- в стоимостном выражении

		

		

		 руб/руб.

		

	Прибыль:

	

	Ппр = D - Сполн;

		Ппр = 1500000руб.

		

	Рентабельность:

	

	


		R = (1500000/16000000) 100 = 9,37 %.

		

	5.1.7 Экономическое обоснование улучшения показателей эффективности

		1. Экономический результат от производства теплоэнергетической продукции:

		

		 руб.

		

		2. Экономический результат от вредного воздействия выбросов отработанного топлива в атмосферу:

		

		 (100)

		

		где Св.осн, Св.рез – соответственно стоимость вредного воздействия от выбросов отходов при снижении единицы объема или веса основного или резервного топлива, руб.

		

		

		

		3. Текущие затраты на осуществление проектного решения: З1 = Сполн;

		

		З1 = 16158926,64руб.

		

		4. Капитальные и другие единовременные затраты, необходимые для производства теплоэнергетической продукции:

		

		


		

		где kобщ – общие капитальные вложения, руб;

		kр = 0,067 – коэффициент, учитывающий полное восстановление основных фондов; Ен = 0,1 – нормативный коэффициент экономической эффективности.

		

		З2 =  руб.

		

		5. Затраты в среднегодовом исчислении: Зг = З1 + З2;

		Проектный вариант:

		

		Зг = 16158926,64+2672000=18830926,64руб.

		

		6. Сумма результатов в среднегодовом начислении:

		

		

		

		7. Экономический эффект:

		

		 (101)

		

		Проектный вариант:

		

		Эф =  руб.




5.2 Экономическая оценка модернизации системы энергоснабжения при отпуске тепла внешнему потребителю

	

	5.2.1 Расчет основных технико-экономических показателей

		Теплоснабжение завода всеми видами тепловой энергии можно обеспечивать оборудованием котельной, выбранным по двум вариантам:

		-проектный вариант: уже установленные 3 паровых котла ДКВР-20-13 и устанавливаемые 2 паровых котла типа ДЕ-10-14ГМ;

		-базовый вариант: уже установленные 3 паровых котла ДКВР-20-13 и устанавливаемые 3 паровых котла типа ДЕ-6,5-14ГМ.

		

	5.2.1.1 Расчет производственной программы

		Производственная программа теплоэнергетического производства по выработке тепловой энергии i-го вида определяется по формуле (102):

		

		 (102)

		

		где  - годовая потребность предприятия в i-м виде тепловой энергии, Гкал;

		kп = 1,2 – коэффициент, учитывающий потери тепловой энергии в системе теплоснабжения;

		kнер = 1,2 – коэффициент, учитывающий неравномерность во времени потребления теплоэнергетической продукции.

		Полученные результаты расчетов производственной программы теплоэнергетического производства сведены в табл. 33.

		

		
Таблица 33 Расчет производственной программы

		Теплоэнергетическая продукция

		Годовая потребность в тепловой энергии, Гкал/год

		Производственная программа, Гкал

		Отопление

		27641,54

		39803,82

		Вентиляция

		56073,62

		80746,01

		Горячее водоснабжение

		2016760,63

		2904135,31

		Технологическая нагрузка

		603,99

		869,74

		Итого:

		

		3025554,88

		

		5.2.2 Расчет сметы капитальных вложений на строительство системы теплоснабжения промышленного предприятия

		Сметная стоимость объектов определяется по каждой теплотрассе в зависимости от диаметра и типа трубопровода по формуле (103):

		

		 (103)

		

		где  - сметная стоимость i-го элемента, руб.;

		Цi – цена единицы оборудования для i-го объекта, руб.;

		 - число (протяженность) единиц i-го объекта;

		 = 1,2 – коэффициент, учитывающий транспортные, складские и другие расходы при сооружении объекта.

		При модернизации системы теплоснабжения ЗАО "Термотрон-завод" эксплуатируется уже спроектированная система трубопроводов. Поэтому сметную стоимость объектов по каждой теплотрассе не рассчитываем.

		Расчеты капитальных затрат на строительство системы теплоснабжения предприятия сведены в табл. 34 и 35. Результаты сводного расчета капитальных вложений сведены в таблицу 36.

		

		
Таблица 34 Расчет капитальных затрат на строительство системы теплоснабжения предприятия (проектный вариант)

		Объект котельной

		Цена единицы, руб.

		Число единиц

		Сметная стоимость, руб.

				Котлы типа:

		ДКВР-20-13

		ДЕ-10-14ГМ

		

		-

		1200000

		

		3

		2

		

		установлено

		2400000

		2. Оборудование для котлоагрегатов

		250000

		2

		500000

		3. Здание котельной

		-

		1

		установлено

		4. Дымовая труба для ДЕ-10-14ГМ

		1426500

		1

		1426500

		5. Мазутохранилище

		-

		1

		установлено

		6. Приемная емкость на 100 м3

		-

		1

		установлено

		7. Резервуар железобетонный

		-

		2

		установлено

		8. Камера для коренных задвижек

		-

		2

		установлено

		9. Железнодорожные эстакады для мазутослива

		-

		1

		установлено

		10. Очистные сооружения

		-

		1

		установлено

		11. Резервуар воды для пожаротушения

		-

		3

		установлено

		12. Прочие инженерные сети

		350850

		2

		701700

		Итого:

		

		

		5028200

		

		Таблица 35 Расчет капитальных затрат на строительство системы теплоснабжения предприятия (базовый вариант)

		Объект котельной

		Цена единицы, руб.

		Число единиц

		Сметная стоимость, руб.

		Котлы типа:

		ДКВР-20-13

		ДЕ-6,5-14ГМ

		

		-

		880000

		

		3

		3

		

		установлено

		2640000

		2. Оборудование для котлоагрегатов

		250000

		3

		750000

		3. Здание котельной

		-

		1

		установлено

		4. Дымовая труба для ДЕ-6,5-14ГМ

		1426500

		1

		1426500

		5. Мазутохранилище

		-

		1

		установлено

		6. Приемная емкость на 100 м3

		-

		1

		установлено

		7. Резервуар железобетонный

		-

		2

		установлено

		8. Камера для коренных задвижек

		-

		2

		установлено

		9. Железнодорожные эстакады для мазутослива

		-

		1

		установлено

		10. Очистные сооружения

		-

		1

		установлено

		11. Резервуар воды для пожаротушения

		-

		3

		установлено

		12. Прочие инженерные сети

		350850

		3

		1052550

		Итого:

		

		

		5869050

		

		Таблица 36 Сводный расчет капитальных вложений

		Объект капитальных вложений

		Сумма капитальных затрат по вариантам, руб.

		

		проектный

		базовый

	1.Заводская котельная:

		2.Водяная сеть

		3.Паропровод

		4.Прочие инженерные сооружения:

		5028200

		установлено

		установлено

		400000

		5869050

		установлено

		установлено

		550000

		Итого капитальных вложений

		5428200

		6419050

		

		5.2.3 Расчет численности работников и размера единого фонда оплаты труда

		Численность сменного дежурного персонала рассчитывается по формуле (104):

		

		 (104)

		

		где Тобсл – время обслуживания операторами рабочих мест, ;

		Тэф - годовой эффективный фонд рабочего времени для операторов, ч.

		Время обслуживания рассчитывается по формуле (105):

		

		 (105)

		

		где nр.д. – число дней работы котельной в году; Тсут – время работы котельной в течение суток, 24ч; nоп – число операторов, работающих в смене.

		Расчет годового эффективного фонда рабочего времени для операторов котельной сведен в табл. 37.

		Проектный вариант: 

		


		

		Базовый вариант:

		

		

		

		Таблица 37 Расчет годового эффективного фонда рабочего времени

		Элемент рабочего времени

		Единица

		Рабочее время

		1. Календарное время

		дни

		365

		2. Выходные и праздничные дни

		дни

		58

		3. Номинальный фонд

		дни

		365-58 = 307

				Неявки на работу (всего) в том числе:

		отпуск

		отпуск учащимся

		выполнение гособязанностей

		по болезни

		отпуск по беременности

		прочие неявки

		дни

		дни

		дни

		дни

		дни

		дни

		дни

		32

		24

		2

		1

		3

		1

		1

				Эффективный фонд

		Продолжительность смены

		Подготовительно-заключительное время

		Эффективное рабочее время в течение смены

		дни

		ч

		ч

		

		ч

		307-32 = 275

		8

		0,25

		

		8-0,25 = 7,75

		3. Годовой эффективный фонд рабочего времени

		ч

		

		

		Численность дежурного ремонтного персонала в котельной определяется по формуле (106):

		

		 (106)

		

		где Нрем – норматив численности дежурного ремонтного персонала для котельной, Нрем = 1,2;

		nагр – число котельных агрегатов.

		

		Проектный вариант: Nрем =  = 6 чел.

		Базовый вариант: Nрем =  = 7 чел.

		

		Численность персонала по эксплуатации, техническому обслуживанию и текущему ремонту трубопроводов и оборудования тепловой сети завода определяется по формуле (107):

		

		 (107)

		

		где Тсум – суммарная трудоемкость текущего ремонта и технической эксплуатации энергетического оборудования, чел/час;

		kпер = 1,25 – коэффициент, учитывающий перевыполнение норм времени рабочими.

		Трудоемкость планово-предупредительных ремонтов теплоэнергетического оборудования определяется по каждому виду оборудования.

		Годовая суммарная трудоемкость по содержанию и эксплуатации теплоэнергетического оборудования определяется по формуле (108):

		

		 (108)

		

		где =0,1 - коэффициент, учитывающий соотношение трудоемкости работ по техническому обслуживанию и эксплуатации энергетического оборудования и трудоемкости ремонтных работ;

		=0,3 - коэффициент, учитывающий сложность проведения работ при среднем ремонте;

		 - годовая трудоемкость ремонта i-го оборудования.

		

		 (109)

		

		где m – число малых ремонтов, выполняемых в течение года (норматив);

		Тм – нормативная трудоемкость одного малого ремонта, чел/час;

		С – число средних ремонтов, выполняемых за год (норматив);

		Тс - нормативная трудоемкость одного среднего ремонта, чел/час.

		Данные расчета годовой трудоемкости ремонта оборудования сведены в табл.38 для проектного варианта и табл.39 – для базового.

		

		Таблица 38 Годовая трудоемкость ремонта теплоэнергетического оборудования (проектный вариант)

		Наименование

		оборудования

		Группа

		сложности

		Периодичность

		Нормативная

		трудоемкость

		Кол-во

		оборудования, шт

		Годовая трудоемкость, чел/час

		

		

		малый

		ремонт

		средний

		ремонт

		малый

		ремонт

		средний

		ремонт

		

		

		1

		2

		3

		4

		5

		6

		7

		8

		Котел:

		ДЕ- 10-14ГМ

		85

		2

		1

		362,95

		1391,25

		2

4234,3

		Котел:

		ДКВР-20-13

		85

		2

	1

		362,95

		1391,25

		3

6351,45

		Дымосос 

		2,1

		2

	1

		8,97

		34,13

		5

260,35

		Вентилятор 

		4,0

		2

	1

		17,08

		65

		5

495,8

		Теплообменники

		6,2

		2

	1

		26,47

		100,75

		6

922,14

		Блок сетевых насосов

		6,0

		1

	1

		25,62

		97,5

		1

123,12

		Блок конденсатных насосов

		6,0

		1

	1

		25,62

		97,5

	1

123,12

		Блок подпиточных насосов

		6,0

		1

	1

		25,62

		97,5

	1

123,12

		Блок насосов исходной воды

		6,0

		1

	1

		25,62

		97,5

	1

123,12

		Бак-отстойник конденсата 

		1,0

		1

	1

		4,27

		16,25

	1

20,52

		Бак хранения резервного топлива

		1,2

		1

	1

		5,124

		19,5

	1

24,624

		Блок деаграционно-питательный

		3,7

		2

	1

		15,8

		60,13

	1

91,73

	Итого:

12893,39

		

		Таблица 40 Годовая трудоемкость ремонта теплоэнергетического оборудования (базовый вариант)

		Наименование

		оборудования

		Группа

		сложности

		Периодичность

		Нормативная

		трудоемкость

		Кол-во

		оборудования, шт

		Годовая трудоемкость, чел/час

		

		

		малый

		ремонт

		средний

		ремонт

		малый

		ремонт

		средний

		ремонт

		

		

		Котел:

		ДЕ- 6,5-14ГМ

		85

		2

		1

		362,95

		1391,25

		3

4173,75

		Котел:

		ДКВР-20-13

		85

		2

	1

		362,95

		1391,25

		3

6351,45

		Дымосос 

		2,1

		2

	1

		8,97

		34,13

		6

294,48

		Вентилятор 

		4,0

		2

	1

		17,08

		65

		6

560,8

		Теплообменники

		6,2

		2

	1

		26,47

		100,75

		6

922,14

		Блок сетевых насосов

		6,0

		1

	1

		25,62

		97,5

		1

123,12

		Блок конденсатных насосов

		6,0

		1

	1

		25,62

		97,5

	1

123,12

		Блок подпиточных насосов

		6,0

		1

	1

		25,62

		97,5

	1

123,12

		Блок насосов исходной воды

		6,0

		1

	1

		25,62

		97,5

	1

123,12

		Бак-отстойник конденсата 

		1,0

		1

	1

		4,27

		16,25

	1

20,52

		Бак хранения резервного топлива

		1,2

		1

	1

		5,124

		19,5

	1

24,624

		Блок деаграционно-питательный

		3,7

		2

	1

		15,8

		60,13

	1

91,73

	Итого:

14383,77

		

		Трудоемкость ремонта трубопроводов определяем по формуле (110):

		

		 (110)

		

		где  - группа сложности рассчитываемого трубопровода.

		Результаты расчета приведены в табл.41.

		

		Таблица 41 Трудоемкость ремонта трубопроводов и его элементов

		Элемент тепловой сети

		Группа сложности

		Коэффициент

		Базовая трудоемкость ремонта

		Годовая трудоемкость,

		чел/час

		

		

		m

		C

		малого

		среднего

		

		Водяная тепловая сеть

		Трубопроводы

		d=33 мм

		40 мм

		51 мм

		70 мм

		82 мм

		100 мм

		125 мм

		207 мм

		259 мм

		309 мм

		359 мм

		1,5

		1,5

		2,0

		2,5

		2,5

		2,5

		4,3

		4,3

		4,8

		4,8

		5,2

		2

		2

		2

		2

		2

		1

		1

		1

		1

		1

		1

		1

		1

		1

		1

		1

		1

		1

		1

		1

		1

		1

		80,27

		80,27

	80,27

	80,27

	80,27

	80,27

	80,27

	80,27

	80,27

	80,27

	80,27

		297,4

		297,4

	297,4

	297,4

	297,4

	297,4

	297,4

	297,4

	297,4

	297,4

	297,4

		686,91

		686,91

		915,88

		1144,85

		1144,85

		944,175

		1623,981

		1623,981

		1812,816

		1812,816

		1963,884

		Запорная арматура

		d=33 мм

		40 мм

		51 мм

		70 мм

		82 мм

		100 мм

		125 мм

		207 мм

		259 мм

		309 мм

		359 мм

		0,06

		0,06

		0,08

		0,10

		0,10

		0,10

		0,18

		0,18

		0,22

		0,22

		0,30

		0

		0

		0

		0

		0

		0

		0

		0

		0

		0

		0

		1

		1

		1

		1

		1

		1

		1

		1

		1

		1

		1

		2,78

		2,78

	2,78

	2,78

	2,78

	2,78

	2,78

	2,78

	2,78

	2,78

	2,78

		10,56

		10,56

	10,56

	10,56

	10,56

	10,56

	10,56

	10,56

	10,56

	10,56

	10,56

		0,6336

		0,6336

		0,8448

		1,056

		1,056

		1,056

		1,9008

		1,9008

		2,3232

		2,3232

		3,168

		Тройники

		40 мм

		100 мм

		125 мм

		207 мм

		259 мм

		309 мм

		359 мм

		0,22

		0,32

		0,32

		0,42

		0,52

		0,52

		0,62

		0

		0

		0

		0

		0

		0

		0

		1

		1

		1

		1

		1

		1

		1

		5,64

		5,64

		5,64

		5,64

		5,64

		5,64

		5,64

		21,45

		21,45

		21,45

		21,45

		21,45

		21,45

		21,45

		4,719

		6,864

		6,864

		9,009

		11,154

		11,154

		13,299

		Паровая сеть

		Трубопроводы

		d=100мм

		125 мм

		150 мм

		3,5

		3,5

		4,4

		2

		2

		2

		1

		1

		1

	82,83

	82,83

	82,83

	315,25

	315,25

	315,25

		1683,185

		1683,185

		2116,004

		Запорная арматура

		d=100 мм

		125 мм

		150 мм

		0,11

		0,13

		0,16

		0

		0

		0

		1

		1

		1

		2,78

		2,78

		2,78

		10,56

	10,56

	10,56

		1,162

		1,373

		1,690

		Тройники

		150 мм

		0,32

		0

		1

		5,64

		21,45

		6,864

		Итого:

		19945,63

		

		Из табл.41 итоговая годовая трудоемкость ремонта оборудования и трубопроводов составляет:

	для проектного варианта:

		

		12893,394+19945,63=32839,02чел/час;

	

	для базового варианта:

		

		14383,77+19945,63=34329,4чел/час.;

		

		Находим численность персонала по эксплуатации, техническому обслуживанию и текущему ремонту трубопроводов и оборудования тепловой сети:

	проектный вариант:

	

	

	

	базовый вариант:

		

		

		

		Всего рабочих:

		

		проектный вариант N =  = 8 + 6 +17 = 31 чел.

		базовый вариант N =  = 8 + 7 +18 = 33 чел.

		

		5.2.4 Расчет фонда оплаты труда

		1). Заработная плата по тарифу рассчитывается как:

		

		 (111)

		

		где Тст – часовая тарифная ставка рабочего соответствующей профессии и квалификации, руб/ч;

		Nр – число рабочих данной профессии и квалификации котельной, чел.;

		Тэф – годовой эффективный фонд рабочего времени, ч.

		Размер доплат за работу во II и III смены:

		

		
 (112)

		

		где  = 0,33 - соответственно доля рабочего времени данной профессии во II и III смене в общем годовом фонде эффективного времени;

		а2, а3 – соответственно размер доплат (в долях единицы) за работу во II и III смену рабочим предприятия; а2 = 0,2, а3 = 0,4.

		Размер доплат за работу в праздничные дни:

		

		 (113)

		

		где  - доля праздничного времени в годовом эффективном фонде рабочего времени.

		

		/365,

		

		где nпр – число праздничных дней в году.

		Размер других видов доплат при расчете фонда оплаты труда принимать равным 10% от размера заработной платы по тарифу.

		Премия рабочим определяется по формуле (114):

		

		 (114)

		

		где Зт.д – размер заработной платы и доплат, руб.;

		Рпр – процент премии рабочим данной профессии, %.

		Основная заработная плата определяется как сумма заработной платы по тарифу, всех видов доплат и премии.

		Результаты расчета фонда оплаты труда рабочим сведены в табл.42 –для проектного варианта и табл.43 – для базового.

	Расчет фонда оплаты труда инженерно-технических работников котельной представлен в табл.44.

		Размер основной, дополнительной заработной платы с учетом выплат из фонда материального поощрения рассчитывается по формуле (115):

		

		 (115)

		

		где kфмп=0,1...0,25 – коэффициент, учитывающий размер выплат из ФМП;

		kдоп – коэффициент, учитывающий долю дополнительной заработной платы, который определяется из соотношения:

		

		=32/275=0,12

		

		где Пн.я. – число оплачиваемых дней–неявок на работу;

		Пэф – число рабочих дней (эффективное время).

		

		

		

	Таблица 42 Расчет фонда оплаты труда (проектный вариант)

	Профессия рабочих

	Число

	рабочих

	Разряд рабочих

	Тариф-ная ставка, руб/час

	Зарплата по тарифу, руб.

	Доплата за работу в ночное время, руб.

	Доплата за праздничные дни, руб.

	Зарплата с учетом всех доплат, руб.

	Премия, руб.

	(40%)

	Основная и дополнительная зарплата с учетом выплат из ФМП, руб.

	1

	2

	3

	4

	5

	6

	7

	8

	9

	10

	Старший оператор

1

6

45

95895

18987,21

15238,11

130120,3

52048,13

240462,3

	Оператор

7

4

35

522095

103374,81

82963,04

708432,8

283373,1

1309183,

	Сменный дежурный слесарь

2

4

32

136384

27004,03

21671,98

185060,0

74024,00

341990,8

	Слесарь по ремонту котельного оборудования

2

5

31

132122

26160,16

20994,73

179276,8

71710,75

331303,6

	Слесарь по обслуживанию внутриплощадных сетей

1

3

31

66061

13080,08

10497,36

89638,44

35855,38

165651,8

	Слесарь по автоматике

1

5

31

66061

13080,08

10497,36

89638,44

35855,38

165651,8

	Аппаратчик ХВО

2

3

29

123598

24472,40

19640,23

167710,6

67084,25

309929,2

	Машинист насосной установки

2

3

29

123598

24472,40

19640,23

167710,6

67084,25

309929,2

	Приборист 

2

4

29

123598

24472,40

19640,23

167710,6

67084,25

309929,2

	Старший лаборант

1

5

30

63930

12658,14

10158,74

86746,88

34698,75

160308,2

	Лаборант

2

4

28

119336

23628,53

18962,98

161927,5

64771,00

299242,0

	Электро-газосварщик

2

4

27

115074

22784,65

18285,73

156144,3

62457,75

288554,8

	Уборщица 

2



13

55406

10970,39

8804,24

75180,63

30072,25

138933,8

	Электромонтер

2

4

27

115074

22784,65

18285,73

156144,3

62457,75

288554,1

	Рабочий по обслуживанию тепловых сетей 

2

4

28

119336

23628,53

18962,98

161927,5

64771,00

299242,0

	Итого:

4958867,96

	

	Таблица 43 Расчет фонда оплаты труда (базовый вариант)

	Профессия рабочих

	Число

	рабочих

	Разряд рабочих

	Тарифная ставка, руб/час

	Зарплата по тарифу, руб.

	Доплата за работу в ночное время, руб.

	Доплата за праздничные дни, руб.

	Зарплата с учетом всех доплат, руб.

	Премия, руб.

	(40%)

	Основная и дополнительная зарплата с учетом выплат из ФМП, руб.

	1

	2

	3

	4

	5

	6

	7

	8

	9

	10

	Старший оператор

1

6

45

95895

18987,21

15238,11

130120,3

52048,13

240462,3

	Оператор

7

4

35

522095

103374,81

82963,04

708432,8

283373,1

1309183,

	Сменный дежурный слесарь

2

4

32

136384

27004,03

21671,98

185060,0

74024,00

341990,9

	Слесарь по ремонту котельного оборудования

3

5

31

198183

39240,23

31492,09

268915,3

107566,1

496955,5

	Слесарь по обслуживанию внутриплощадных сетей

1

3

31

66061

13080,08

10497,36

89638,44

35855,38

165651,8

	Слесарь по автоматике

1

5

31

66061

13080,08

10497,36

89638,44

35855,38

165651,8

	Аппаратчик ХВО

2

3

29

123598

24472,40

19640,23

167710,6

67084,25

309929,2

	Машинист насосной установки

2

3

29

123598

24472,40

19640,23

167710,6

67084,25

309929,2

	Приборист 

2

4

29

123598

24472,40

19640,23

167710,6

67084,25

309929,2

	Старший лаборант

1

5

30

63930

12658,14

10158,74

86746,88

34698,75

160308,2

	Лаборант

2

4

28

119336

23628,53

18962,98

161927,5

64771,00

299242,0

	Электрогазосварщик

2

4

27

115074

22784,65

18285,73

156144,3

62457,75

288554,8

	Уборщица 

2



13

55406

10970,39

8804,24

75180,63

30072,25

138933,8

	Электромонтер

2

4

27

115074

22784,65

18285,73

156144,3

62457,75

288554,8

	Рабочий по обслуживанию тепловых сетей 

3

4

28

179004

35442,79

28444,47

242891,2

97156,51

448863,0

	Итого:

5274140,8

		

		

	Таблица 44 Штатное расписание и фонд оплаты труда ИТР

	Должность 

	Число работников

	Месячный оклад, руб.

	Месячная премия, руб.

	(30%)

	Основная и дополнительная заработная плата, руб.

	Годовой фонд оплаты труда, руб.

	Начальник котельной

	1

	12000

	3600

	15600

	239616

	Инженер по электроснабжению

	1

	8000

	2400

	10400

	159744

	Мастер по ремонту оборудования котельной

	1

	6000

	1800

	7800

	119808

	Мастер по эксплуатации оборудования

	1

	7000

	2100

	9100

	139776

	Итого:

	658944

	

	Совокупный фонд оплаты труда:

	

	-для проектного варианта: 4958867,96+658944=5617811,96руб.;

	-для базового варианта: 5274140,89+658944=5933084,89руб.

		

		5.2.5 Расчет потребности производства в энергетических и материальных ресурсах

		Расчет годовой потребности теплоэнергетического производства в основном виде топлива ведется следующим образом:

		

		 (116)

		

		где Рч.ном =  удельный расход на 1 Гкал – номинальный часовой расход топлива для работы одного котлоагрегата;

		 = 0,8 – коэффициент, учитывающий время работы теплоэнергетического производства;

		k1 = 1,1 – коэффициент, учитывающий расход топлива на разогрев котлоагрегатов.

		Расход резервного топлива определяется как:

		

		 (117)

		

		где Рч.рез.топ – номинальный часовой расход при работе одного котлоагрегата на резервном топливе.

		Годовой расход электроэнергии для работы теплоэнергетического производства определяется как:

		

		 (118)

		

		где Нэл - удельный расход электроэнергии на производство 1 Гкал тепла, ;  - годовая производственная программа по производству тепловой энергии.

		Годовые затраты на химикаты рассчитываются следующим образом:

		

		 (119)

		

		где Нх = 26 – норматив расхода химикатов на производство 1 Гкал тепловой энергии, руб/Гкал.

		Годовые затраты на воду определяются как:

		

		,

		

		где Нв = 1,6 – норматив расхода воды на производство 1 Гкал тепловой энергии, Гкал.

		Все полученные при расчете данные сведены в табл.45 и 46.

		
Таблица 45 Расход материальных и энергетических ресурсов (проектный вариант)

		Ресурсы

		Единицы

		Удельный расход на 1 Гкал

		Годовой расход

		Газ

		м3

		130

		346123478,3

		Мазут

		т

		0,08

		212999,064

		Электрическая энергия

		

		21

		63536652,48

		Химикаты

		руб

		0,003

		9076,66

		Вода 

		м3

		1,5

		4538332,32

		

		Таблица 46 Расход материальных и энергетических ресурсов (базовый вариант)

		Ресурсы

		Единицы

		Удельный расход на 1 Гкал

		Годовой расход

		Газ

		м3

		140

		346123478,3

		Мазут

		т

		0,08

		212999,064

		Электрическая энергия

		

		21

		63536652,48

		Химикаты

		руб

		0,003

		9076,66

		Вода 

		м3

		1,5

		4538332,32

		

		5.2.6 Расчет амортизационных отчислений

		Амортизационные отчисления определяются по каждой группе фондов теплоэнергетического производства по формуле (120):

		

		 (120)

		

		где НА – норма амортизации на полное восстановление или капитальный ремонт основных фондов, %;

		Фсг – первоначальная стоимость.

		Все результаты расчетов сведены в табл.47 – проектный вариант и табл.48 – базовый вариант.

		

		
Таблица 47 Расчет амортизационных отчислений (проектный вариант)

		Основные фонды

Капитальные вложения, руб

Стоимость основных фондов, руб

		Амортизационные отчисления, руб.

		



		

		на полное восстановление

		на капитальный ремонт

		общие

		ДКВР-20-13

-

1500000

300000

375000

675000

		ДЕ-10-14ГМ

2400000

-

480000

600000

1080000

		Оборудование для котлоагрегатов

500000

500000

35000

50000

85000

		Здание котельной

-

1188750

41606,25

59437,5

101043,7

		Дымовая труба

1426500

2853000

99855

142650

242505

		Мазутохранилище

-

1331400

46599

66570

113169

		Приемная емкость на 100 м3

-

261525

9153,375

13076,25

22229,6

		Резервуар железобетонный 

-

1188750

41606,25

59437,5

101043,7

		Камера для коренных задвижек 

-

190200

6657

9510

16167

		Железнодорожные эстакады 

-

475500

16642,5

23775

40417,5

		Очистные сооружения 

-

594375

20803,125

29718,75

50521,87

		Резервуар для пожаротушения

-

178314

6240,99

8915,7

15156,69

		Инженерные сети

701700

-

24559,5

35085

59644,5

		Итого:

		

		

1128722,99

1473175,7

2601898

		

		Таблица 48 Расчет амортизационных отчислений (базовый вариант)

		Основные фонды

Капитальные вложения, руб

Стоимость основных фондов, руб

		Амортизационные отчисления, руб.

		



		

		на полное восстановление

		на капитальный ремонт

		общие

		ДКВР-20-13

-

1500000

300000

375000

675000

		ДЕ-6,5-14ГМ

2640000

-

480000

600000

1080000

		Оборудование для котлоагрегатов

750000

500000

17500

25000

42500

		Здание котельной

-

1188750

41606,25

59437,5

101043,7

		Дымовая труба

1426500

2853000

99855

142650

242505

		Мазутохранилище

-

1331400

46599

66570

113169

		Приемная емкость на 100 м3

-

261525

9153,375

13076,25

22229,62

		Резервуар железобетонный 

-

1188750

41606,25

59437,5

101043,7

		Камера для коренных задвижек 

-

190200

6657

9510

16167

		Железнодорожные эстакады 

-

475500

16642,5

23775

40417,5

		Очистные сооружения 

-

594375

20803,125

29718,75

50521,87

		Резервуар для пожаротушения

-

178314

6240,99

8915,7

15156,69

		Инженерные сети

1052550

-

24559,5

35085

59644,5

		Итого:

		

		

1111222,99

1448175,7

2559398,

		

	5.2.7 Расчет годовых эксплуатационных затрат и себестоимости производства 1 Гкал тепловой энергии

		Наименование статей, по которым ведется расчет годовых эксплуатационных затрат и порядок их расчета, приведен в табл.49.

		

		Таблица 49 Расчет себестоимости производства тепловой энергии

		Статья расходов

		Расчетная формула и порядок расчета затрат по статье

		Топливо

		а)основное (газ)

		б)резервное (мазут)

		

		где ,  - соответственно годовой расход основного и резервного топлива, м3(т); ,  - оптовая цена на основное и резервное топливо

			Электроэнергия

		

		где Рэл – годовой расход электроэнергии, кВт/ч; Цэл – тариф за 1 кВт/ч энергии

		Химреактивы

		

		Вода на технические нужды

		 руб., где Рв – годовой расход воды для теплоэнергетического производства, м3; Цв – цена 1 м3 воды для производственных целей, руб.

		Отчисления на социальное страхование

		26,2% от ФОТ

		Проектный вариант Зо.с = 0, = 1471866,73 руб.

		Базовый вариант Зо.с =  = 1554468,24 руб.

		Ремонт и содержание энергетического оборудования

		, где kрсэо = 1,15

		Проектный вариант:

		Зрсэо =  =2992183,49руб.

		Базовый вариант: Зрсэо =  =2943308,49руб.

		Цеховые расходы

		

		Проектный вариант: Зцех = 21440532,1 руб.

		Базовый вариант: Зцех = 21441543,9 руб.

		Цеховая себестоимость годового выпуска энергетической продукции

		

		Проектный вариант: Сцех =736124935,5 руб.

		Базовый вариант: Сцех = 736159673,8 руб.

		Внеэксплуатационные расходы

		

		Проектный вариант: Зв.эк = 36806246,78руб.

		Базовый вариант: Зв.эк = 36807983,69 руб.

		Полная себестоимость годового выпуска энергетической продукции

		

		Проектный вариант: Сполн = 772931182,3 руб.

		Базовый вариант: Сполн = 772967657,5руб.

		

	5.2.8 Расчет основных технико-экономических показателей работы котельной

	1.Годовой объем производства тепловой энергии

		- в натуральном выражении:

		

		 Гкал;

		

		- в стоимостном выражении:

			

			 руб.

			

	
2.Численность работников, в том числе ИТР и служащих:

			

			Проектный вариант: Nр = 31 + 4 =35 чел.

			Базовый вариант: Nр = 33 + 4 = 37 чел.

	

	3.Себестоимость годового выпуска продукции:

			

			Проектный вариант: Сполн = 772931182,3 руб.

			Базовый вариант: Сполн = 772967657,5 руб.

	

	4.Себестоимость производства 1Гкал тепловой энергии:

			

			Проектный вариант: С = 255,477 руб.

			Базовый вариант: С = 255,479 руб.

	

	5.Производительность труда одного работающего:

		

		- в натуральном выражении 

			Проектный вариант:  Гкал/чел.

			Базовый вариант:  Гкал/чел.

		- в стоимостном выражении 

			Проектный вариант:  руб/чел.

			Базовый вариант:  руб/чел.

			

			6. Фондоотдача основных фондов:

		

		- в натуральном выражении 

			Проектный вариант: Гкал/руб.

			Базовый вариант:  Гкал/руб.

		- в стоимостном выражении 

		Проектный вариант:  руб/руб.

		Базовый вариант:  руб/руб.

		7. Прибыль: Ппр = D - Сполн;

		Проектный вариант: Ппр = 134735281,7руб.

		Базовый вариант: Ппр = 134698806,5руб.

		8. Рентабельность: 

		Проектный вариант: R = (134735281,7/772931182,3) 100 = 17,43 %.

		Базовый вариант: R = (134698806,5/772967657,5 ) 100 = 17,42 %.

		

	5.2.9 Экономическое обоснование улучшения показателей эффективности

		1. Экономический результат от производства теплоэнергетической продукции:

		

		 руб.

		

		2. Экономический результат от вредного воздействия выбросов отработанного топлива в атмосферу:

		

		

		

		где Св.осн, Св.рез – соответственно стоимость вредного воздействия от выбросов отходов при снижении единицы объема или веса основного или резервного топлива, руб.

		

		

		
3. Текущие затраты на осуществление проектного решения:

		

		З1 = Сполн;

		Проектный вариант: З1 = 772931182,3 руб.

		Базовый вариант: З1 = 772967657,5 руб

		

		4. Капитальные и другие единовременные затраты, необходимые для производства теплоэнергетической продукции:

		

		

		

		где kобщ – общие капитальные вложения, руб;

		kр = 0,067 – коэффициент, учитывающий полное восстановление основных фондов; Ен = 0,1 – нормативный коэффициент экономической эффективности.

		

		Проектный вариант: З2 =  руб.

		Базовый вариант: З2 =  = 980131,35руб.

		5. Затраты в среднегодовом исчислении: Зг = З1 + З2;

		Проектный вариант: Зг = 772931182,3+839709,4=773770891,7руб.

		Базовый вариант: Зг = 772967657,5+980131,35=773947788,9руб.

		

		6. Сумма результатов в среднегодовом начислении:

		

		

		

		7. Экономический эффект:

		

		

		Проектный вариант: Эф =  руб.

		Базовый вариант: Эф =  руб.

		

5.2.10 Расчет срока окупаемости

Эффективность проекта оценивается с помощью показателя "срок окупаемости". Срок окупаемости представляет собой период времени с начала реализации проекта до момента, когда разность между накопленной суммой чистой прибыли и амортизационных отчислений и объемом капитальных затрат приобретет положительное значение.



Таблица 50 Потоки денежных поступлений и выплат

Год

2009

2010

2011

1. Капитальные вложения, тыс.руб.

5028200

-

-

2. Выручка от реализации продукции, в т.ч., тыс.руб.

-

5445489

5445489

2.1.НДС, тыс.руб.

-

1089097,8

1089097,8

3. Выручка от реализации продукции за вычетом налогов, тыс.руб.

-

4356391,2

4356391,2

4. Общие затраты на производство продукции, в т.ч., тыс.руб.

-

772931

772931

4.1. Амортизационные отчисления, тыс.руб.

-

1541,34

1541,34

5. Прибыль, тыс.руб.

-

3581918,86

3581918,86

6. Налог на имущество, тыс.руб.

-

71638,37

71638,37

7. Налогооблагаемая прибыль, тыс.руб.

-

3510280,49

3510280,49

8. Налог на прибыль, тыс.руб.

-

702056,09

702056,09

9. Чистая прибыль, тыс.руб.

-

2808224,39

2808224,39

10. Сумма чистой прибыли и амортизационных отчислений с возвратом НДС, тыс.руб.

-

2809765,73

2809765,73

11. Сальдо, тыс.руб.

-5028200

2809765,73

2809765,73

12. По нарастающему итогу, тыс.руб.

-5028200

-2218434,27

591331,46



Таблица 51 Расчет срока окупаемости

1. Год

2009

2010

2011

2. Капитальные затраты, тыс.руб

5028200

-

-

3. Сумма чистой прибыли и амортизационных отчислений с учетом возврата НДС, тыс.руб

-

2809765,73

2809765,73

4. Сальдо (3-2), тыс.руб

-5028200

2809765,73

2809765,73

5. По нарастающему итогу, тыс. руб

-5028200

-2218434,27

591331,46



Анализируя данные табл.51, приходим к выводу, что срок окупаемости проекта 1 год и 10 месяцев с начала реализации проекта.



5.3 Выводы по экономической части

	

	Расчет экономической части проекта показал, что модернизирование котельной целесообразно и выгодно.

	Итак, рассмотрены два варианта модернизации котельной. Первый вариант модернизации – перевод заводской котельной в режиме мини-ТЭЦ с установкой паровых котлов и турбоагрегата. Второй вариант – замена водогрейных котлов паровыми меньшей теплопроизводительности для отпуска тепла внешнему потребителю.

		Для сравнения основных экономических показателей составим таблицу.

		

		Таблица 52 Основные экономические показатели

		Показатель

		Проект 1

		Проект 2

		Капиталовложения, руб.

		19200000

		5028200

		Экономический эффект, руб.

		17131071,26

		593234882,6

		

	По сравнению с первым проектом модернизации, второй проект требует меньших капиталовложений. Также при втором проекте модернизации экономический эффект выше, чем при первом. Однако, срок окупаемости у первого проекта 6 месяцев, а у второго-1 год и 10 месяцев.

	Тепловую энергию ЗАО "Термотрон-завод" планирует отпускать внешнему потребителю, но внешний потребитель - жилые дома, расположенные рядом с заводом, - отапливаются от государственных тепловых сетей. Государство никогда не отдаст своих потребителей тепловой энергии заводу, т.к. это им экономически не выгодно. Поэтому данный проект в реальности неосуществим, несмотря на высокий экономический эффект.

	Электрическую энергию завод производит для собственных нужд. Внедрение этого проекта модернизации системы теплоснабжения экономически выгодно для завода, несмотря на большие капитальные вложения. Срок окупаемости при переводе заводской котельной в режиме мини-ТЭЦ с установкой паровых котлов и турбоагрегата ниже двух лет. Что позволяет получить прибыль в маленький срок. Учитывая, что у предприятия ЗАО "Термотрон-завод" достаточно инвестиций, в качестве рекомендуется реализовывать первый проект по установке турбины для выработки электрической энергии.

	


6. Организационная часть проекта



6.1 Проведение энергоаудита ЗАО "Термотрон-завод"



Представляется целесообразным дополнительно к инспекционному энергоаудиту (в объемах существующих положений) создавать комплексную систему организации энергосберегающих работ на каждом предприятии. Основными исполнителями здесь должны быть соответствующие технические службы предприятия с обязательным привлечением специализированных организаций [1].

В ходе работы было проведено энергетическое обследование ЗАО "Термотрон-завод". Практика энергетических обследований показала, что при их организации следует учитывать самые различные условия и факторы:

	отраслевую принадлежность предприятия;

	функциональные особенности предприятия только как потребителя энергоресурсов или как производителя отдельных видов энергии;

	возможности по использованию энергоресурсов только для собственных нужд или для оказания услуг по передаче тепла и электроэнергии другим потребителям;

	уровень эффективности использования энергоресурсов;

	инвестиционные вложения предприятия, т. е. его способность решать проблему повышения эффективности использования энергоресурсов путем проведения эксплуатационных и организационно-экономических мероприятий, а также путем внедрения новых энергосберегающих технологий и оборудования;

	виды сформулированных задач, например повышение эффективности основного производства или обоснование необходимости предоставления льготных тарифов на энергию.

При выполнении работ по энергетическим обследованиям завода был произведен отбор энергосберегающих мероприятий путем их ранжирования по эффективности. Перечень мероприятий по экономии энергоресурсов следует формировать следующим образом:

- различные организационные и другие мероприятия по срокам окупаемости затрат менее года (организация контроля, учета и нормирования расходов топлива и энергии, создание систем материального стимулирования и т.п.);

- мероприятия технического характера (ремонтные, эксплуатационные) по срокам окупаемости от года до 2,5 лет: работы, связанные с переходом на новые технологии и оборудование, требующие больших инвестиций с привлечением заемного капитала, оборудования по лизингу и т.п.

В ходе проведения энергетических обследований было выявлено ряд характерных недостатков, присущих большинству промышленных предприятий. Основные из них:

- на заводе отсутствуют специализированные архивы по энергосбережению (нормативная и техническая документация ГОСТ, ОСТ, постановления правительства Российской Федерации и местных органов власти, решения федеральной и региональной энергетических комиссий и др.);

- не выпускаются приказы, обязывающие и регламентирующие порядок выполнения и ведения технической документации по энергосбережению (энергетические паспорта, изменения к действующим ГОСТам, выполнения требований новых ГОСТов);

- вновь строящиеся здания, сооружения, капитальные ремонты старых зданий сооружаются, как правило, без учета требований изменений к СНиПам;

	ввод тепловых объектов в эксплуатацию заканчивается обычно актом рабочей комиссии без участия представителей соответствующих инспекций;

	энергетические паспорта на здания и сооружения не разрабатываются.

Для того чтобы создать эффективную систему управления энергосбережением на предприятиях, необходимо было провести внешний (независимый) и внутренний аудиты.

Внутренний энергетический аудит служит инструментом выявления на предприятии резервов экономии энергоресурсов. Так как обеспечение эффективного и рационального использования топлива и энергии является одной из основных задач службы главного энергетика предприятия, проведение внутреннего аудита должно рассматриваться как выполнение энергетиками своих служебных обязанностей. Следовательно, выполнять эту работу они могут без предварительного получения специальных свидетельств, сертификатов.

Учитывается только соответствие специалиста тем требованиям, которые предъявляются к энергетикам на производстве: состояние здоровья, знание производственных инструкций, наличие допуска к работе на электроустановках и др. Сроки проведения внутреннего энергоаудита и объекты обследования предприятия устанавливают самостоятельно, исходя из сложившейся практики разработки планов по рационализации энергопотребления. Внутренний энергетический аудит предприятия может быть также выполнен по договору со специализированной организацией.

При проведении внутреннего энергетического обследования учитывались следующие факторы:

	энергетические обследования проводились как собственными силами, так и с привлечением специализированных организаций;

- с учетом специфики предприятия был определен состав показателей энергетической эффективности, вносимых в техническую документацию на энергопотребляющую продукцию, технологические процессы, работы, услуги и, как правило, включающих количественную оценку энергоемкости изготовления продукции [5].




6.2 Программа проведения энергетического обследования



С учетом приведенных целей и организационных особенностей энергоаудит включал следующие этапы:

	разработка технической программы (предварительный этап);

	обследование в объеме технической программы;

	обработка и анализ результатов обследования;

	разработка рекомендаций по энергосбережению;

- составление энергетического паспорта.

На предварительном этапе определялись основные характеристики предприятия: ассортимент выпускаемой продукции, состав потребляемых энергоресурсов, производственная структура, численность работников, состав основного оборудования и зданий, режим работы, структура управления и т.д.

На этом этапе была определена доступную информацию по энергоиспользованию на ЗАО "Термотрон-завод", оценена степень ее достоверности, выделена та ее часть, которая использовалась в энергоаудите. Выделены наиболее энергоемкие подразделения, технологические циклы и места наиболее вероятных потерь энергоресурсов.

В конце предварительного этапа была составлена программа проведения энергоаудита, которая была согласована с руководством предприятия.

На этапе обследования собиралась информация в соответствии с разработанной программой. Источниками информации являлись:

	интервью и анкетирование руководства и технического персонала;

	схемы энергосбережения и учета энергоресурсов;

	отчетная документация по коммерческому и техническому учету энергоресурсов;

	счета от поставщиков энергоресурсов;

- суточные, недельные и месячные графики нагрузки;

	данные по объёму произведенной продукции, ценам и тарифам;

	техническая документация на технологическое и вспомогательное оборудование (технологические схемы, спецификации, режимные карты, регламенты и т.д.);

	отчетная документация по ремонтным, наладочным, испытательным и энергосберегающим мероприятиям;

	перспективные программы, ТЭО, проектная документация на любые технологические или организационные усовершенствования, утвержденные планом развития предприятия.

При подготовке всех исходных материалов целесообразно использовать результаты инструментальных измерений, выполненных в объеме конкретного энергетического обследования.

Инструментальное обследование проводилось с целью восполнить отсутствующую информацию, которая необходима для оценки эффективности энергоиспользования, но не могла быть получена из документов или вызывала сомнение в достоверности.

Для проведения инструментального обследования применялись стационарные или специализированные портативные приборы.

При инструментальном обследовании предприятие делится на системы или объекты, которые подлежат (по возможности) комплексному исследованию.

Обработка и анализ информации выполнялась на основе исходных материалов, полученных на предыдущем этапе. Была проанализирована информация об отдельных объектах и предприятии в целом.

Методы анализа подразделяются на физические и финансово-экономические.

Физический анализ оперирует физическими (натуральными) величинами, его цель – определение характеристик эффективности энергоиспользования.

	Физический анализ, как правило, включает следующие стадии:

	- определяется состав объектов энергоиспользования (отдельные потребители, системы, технологические линии, подразделения и предприятие в целом), по которым будет проводиться анализ;

- определяется распределение всей потребляемой объектами энергии по отдельным видам энергоресурсов и энергоносителей;

- определяются для каждого объекта факторы, влияющие на потребление энергии (для технологического оборудования таким фактором служит выпуск продукции, для системы отопления - наружная температура, для систем передачи и преобразования энергии - выходная полезная энергия);

- вычисляется удельное энергопотребление по отдельным видам энергоресурсов и объектам;

- сравниваются удельное потребление энергии и базовое значение этого потребления по отрасли, после чего делается вывод об эффективности энергоиспользования по каждому;

- определяются прямые потери энергии вследствие утечек энергоносителей, нарушения изоляции, неправильной эксплуатации оборудования, простоя, недогрузки и других выявленных нарушений;

выявляются в конечном итоге наиболее неблагополучные объекты с точки зрения эффективности энергоиспользования.

Финансово-экономический анализ проводился параллельно с физическим. Его цель – придать экономическое обоснование выводам, полученным на основании физического анализа. На этом этапе вычисляется распределение затрат на энергоресурсы по всем объектам энергопотребления и видам энергоресурсов. Были оценены прямые потери в денежном выражении.

Финансово-экономические критерии имеют решающее значение при анализе энергосберегающих рекомендаций и проектов.

Энергосберегающие рекомендации разрабатывались путем использования типовых методов энергосбережения к выявленным на этапе анализа объектам с наиболее расточительным и неэффективным использованием энергоресурсов. При разработке рекомендаций было необходимо:

	определить техническую сущность предлагаемого усовершенствования и принцип получения экономии;

	рассчитать потенциальную годовую экономию в физическом и денежном выражении;

	определить состав оборудования, необходимого для реализации рекомендации, его примерную стоимость, основываясь на мировой цене аналогов, стоимость доставки, установки и ввода в эксплуатацию;

	рассмотреть все возможные способы снижения затрат, например изготовление или монтаж оборудования силами самого предприятия;

	определить возможные побочные эффекты от внедрения рекомендации, влияющей на реальную экономическую эффективность;

	оценить общий экономический эффект предлагаемой рекомендации с учетом всех перечисленных пунктов.

Для оценки экономического эффекта был использован такой показатель, как срок окупаемости.

Полученные данные при обследовании завода можно использовать при составлении отчета по энергоаудиту, который содержит описательную и аналитическую части.

В описательной части представляется информация об обследуемом предприятии, имеющая отношение к вопросам энергоиспользования, а также общая характеристика предприятия.

В аналитической части приводится физический и финансово-экономический анализ эффективности энергоиспользования, описываются энергосберегающие рекомендации и порядок их выполнения.

Основной объем отчета составляют приложения, в которые выносятся:

	исходный фактический материал в виде числовых данных, таблиц, схем, диаграмм и т.д.;

	расчетные методики, формулы и примеры вычислений;

	список приборов, используемых для измерений;

	другая вспомогательная информация.

Эффективность разрабатываемой энергоаудиторским коллективом программы энергосбережения обследуемого объекта напрямую зависит от глубины знания каждого технологического процесса и современных технологий и технических средств энергосбережения [5].

	


7. Безопасность и экологичность проекта



7.1 Техника безопасности в котельной



Персонал котельной должен четко знать и выполнять все требования, изложенные в производственной инструкции.

К обслуживанию котлов, трубопроводов и сосудов могут быть допущены лица, прошедшие медицинское освидетельствование, обученные по соответствующим программам, аттестованные и имеющие удостоверение на право обслуживания котлов и знающие производственную инструкцию.

Вступление персонала котельной на дежурство и уход с дежурства должны производиться с соблюдением требований Правил внутреннего распорядка.

Машинистам (операторам), находящимся на дежурстве в котельной, запрещается отвлекаться от выполнения обязанностей, возложенных на них производственной инструкцией.

Запрещается оставлять котел без постоянного наблюдения со стороны обслуживающего персонала, как во время работы котла, так и после его остановки (до полного прекращения горения в топке и снижения давления до нуля).

Помещение, котлы и все оборудование котельной должны содержаться в исправном состоянии и надлежащей чистоте.



7.1.1 Подготовка котельного агрегата к работе

	Подготовка к растопке и растопка котла производится только по распоряжению начальника котельной, а в его отсутствие начальника смены, записанного в вахтенном журнале.

	В процессе подготовки оператор обязан:

	произвести осмотр котла и убедиться в отсутствии опасных повреждений, а также в хорошей очистке и отсутствии в котле людей и посторонних предметов. После осмотра закрыть лазы и люки;

	осмотреть состояние обмуровки и футеровки, убедиться в отсутствии в них выпучин, трещин, непромазаных швов, а также удостовериться в надежности футеровки по огневой линии и защите барабанов от воздействия газов с высокой температурой;

	убедиться, что сняты заглушки перед и после предохранительных клапанов и заглушки отсоединявшие котел от общих трубопроводов (паропроводы, газопроводы, питательные, спускные и продувочные линии);

	проверить исправность оборудования для сжигания газообразного топлива, запорных и регулирующих устройств у котлов ДКВР-20/13, работающих на газообразном топливе;

	заполнить экономайзер водой, установленного водным режимом качества, при этом предварительно надо убедиться в исправности и правильном положении арматуры;

	открыть установленный на экономайзере воздушный клапан (для удаления воздуха) и после появления из клапана воды закрыть его;

	заполнить (через экономайзер) котел питательной водой установленного водным режимом качества до отметки низшего уровня, при этом необходимо убедиться в исправности и правильном положении арматуры, открыть один из предохранительных клапанов для выпуска воздуха;

	проверить исправность контрольно-измерительных приборов и устройств автоматического регулирования, питательных устройств, дымососов и вентиляторов, а также наличие естественной тяги;

	проверить набивки сальников вентилей, задвижек, насосов, водоуказательных колонок и т.п., наличие смазки в масленках насосов и тягодутьевых устройств.

	Во избежание расстройства вальцовочных соединений и возникновения термических деформаций от неравномерного прогрева котла температура воды, применяемой для заполнения котла, не должна превышать 90°С в зимнее время и 50-60°С в летнее время. Не рекомендуется заполнять котел ДКВР-20/13 водой с температурой ниже 50°С в особенности, если металл котла и его облицовка недостаточно остыли. Нельзя заполнять котел водой при температуре облицовки ниже 0°С. Заполнять котел водой следует постепенно.

После заполнения котла водой необходимо закрыть питательный вентиль и наблюдать за уровнем воды в стекле не падает ли он. Если падает, то найти место утечки и устранить.

	Перед растопкой котла ДКВР-20/13 должна быть произведена вентиляция топки и газоходов котла в течение 10-15 мин путем открытия шиберов для регулирования подачи воздуха, а дымососов и вентиляторов - путем их включения.

Необходимо обращать внимание на тщательность вентиляции топки, газоходов и воздухопроводов при работе на взрывоопасных топливах.

	Непосредственно перед растопкой котла еще раз следует проверить правильность открытия и закрытия вентилей, задвижек, заслонок (шиберов).

Должны быть открыты: вентили и задвижки перед питательным насосом, вентили обводного трубопровода экономайзера, вентиль между котлом и обратным клапаном, вентиль между котлом и пароперегревателем (если он имеется), спускной (дренажный) кран пароперегревателя. Один из предохранительных клапанов котла должен быть приподнят и подклинен для выпуска воздуха из котла во время заполнения его водой.

Должны быть закрыты: задвижка на выходном (напорном) патрубке питательного насоса, вентили на входе в экономайзер и на выходе из него, спускные и дренажные вентили (задвижки, краны) экономайзера и котла, главный парозапорный орган котла.

	Если в котельной, работающей на газообразном топливе, не работали все котлы, то прежде чем войти в нее необходимо включить приточно-вытяжную вентиляцию, электрооборудование которой выполнено во взрывозащищенном исполнении.

При входе в котельную (через 5-10 мин) следует проверить отсутствие газа в помещении газоанализатором или другим надежным способом.

При обнаружении признаков загазованности помещения котельной включение и выключение электроосвещения и электрооборудования, выполненного не во взрывозащищенном исполнении, растопка котлов, а также пользование открытым огнем не допускаются.

	При подготовке к растопке котла ДКВР-20/13 необходимо:

	а)убедиться в том, что закрыты шиберы на газоходах котлов, не включаемых в работу;

	б)открыть задвижки на вводе газа в котельную и все последующие задвижки (краны) по ходу газа, кроме кранов перед горелками и запальником растапливаемого котла;

	в)проверить исправность участка включенного газопровода. Убедиться в отсутствии утечек газа из газопровода, газового оборудования и арматуры путем обмыливания их. Использовать открытый огонь (горящие спички, свечи и т.п.) при выполнении этой работы запрещается. Спустить возможно скопившийся конденсат из газопровода через дренаж, после чего плотно закрыть вентиль (кран) дренажа;

	г)проверить по манометрам соответствие давления газа, а при двухпроводных горелках, кроме этого, соответствие давления воздуха перед задвижками горелок при работающем дутьевом вентиляторе установленным давлением (газа, воздуха);

	д)провентилировать топку, газоходы и воздуховоды в течение 10-15 мин. Отрегулировать тягу растапливаемого котла, установив разрежение в верхней части топки 20 - 30 Па (2 - 3 мм. вод. ст.), а на уровне газовых горелок не менее 40 - 50 Па (4 - 5 мм.вод.ст.).



7.1.2 Растопка котельного агрегата

	Растопка котла ДКВР-20/13 должна производиться при слабом огне, уменьшенной тяге, закрытом паровом вентиле и открытом (подклиненном) предохранительном клапане для выпуска воздуха.

	Перед началом розжига котла на газообразном топливе необходимо произвести осмотр газового оборудования котла и проверить запорную арматуру газопровода на плотность, а именно, произвести опрессовку.

При обнаружении утечки газа при проверке запорной арматуры на плотность, котел не разжигать, сообщить в газовую службу.

После устранения утечек газа слесарем-газовиком и повторной опрессовки машинист (оператор) имеет право разжигать котел.

	Пока давление пара в котле не превысило 0,1 МПа (1 кгс/см2), следует проверить исправность действия предохранительных клапанов, манометра и водоуказательных приборов. Проверить, не пропускают ли обратные клапаны, а также продувочные и спускные вентили.

Подняв давление пара до 0,3 МПа (3 кгс/см2), еще раз проверить исправность арматуры котла, плотность люков (лючков) и лазов. Убедившись, что арматура исправна, а люки (лючки) и лазы не парят и плотно подтянуты, можно постепенно повышать давление пара в котле до рабочего путем увеличения интенсивности горения в топке.

	Приступая к приему газа в газопровод, проверяют, закрыты ли задвижки газопровода к котлу и задвижки (вентили, кран) газовых горелок, после чего открывают свечу в конце газопровода. Затем открывают задвижку на газопроводе и пускают газ, наблюдая по манометру за его давлением. После того как из свечи пойдет газ, закрывают ее вентиль (кран), в течение 10-15 мин вентилируют топку и газоходы котла, регулируют тягу так, чтобы разрежение вверху топки было равно 20-30 Па (2-3 мм.вод.ст.).

	Розжиг смесительных головок (с принудительной подачей воздуха) должен производиться следующим образом: проверяют закрытие перед горелками, закрывают воздушную заслонку, открывают кран у переносного запальника и зажигают выходящий из него газ. Затем запальник вводят в топку и его пламя подносят к выходному отверстию горелки; медленно открывают газовый кран перед горелкой и после зажигания газа, выходящего из горелки, запальник вынимают из топки и вешают на место.

Если газ не загорелся или, будучи зажжен, погас, необходимо закрыть кран перед горелкой, прекратив подачу газа, провентилировать топку и газоходы в течение 16-15 мин, открыв воздушную заслонку. Только после этого можно снова приступить к розжигу горелки.

Если же зажигание горелки прошло успешно, несколько приоткрывают воздушную заслонку на воздухопроводе. Затем понемногу открывают газовый кран перед горелкой и постепенно воздушной заслонкой прибавляют воздух, добиваясь нормального горения газа: пламя должно быть устойчивым, некоптящим (прозрачным) и не отрывающимся от горелки.

При отрыве пламени следует уменьшить подачу воздуха, при длинном коптящем пламени надо убавить подачу газа. Во избежание отрыва пламени из-за чрезмерного избытка воздуха увеличивать нагрузку следует прибавлением вначале подачи газа, а затем подачи воздуха, а снижать нагрузку надо уменьшением вначале подачи воздуха, а затем подачи газа.

Если при растопке погаснут все горелки, следует немедленно прекратить подачу газа к ним, убрать из топки запальник и провентилировать топку и газоходы в течение 10-15 мин. только после этого можно повторно зажигать горелки.

	После розжига остальных горелок закрывают кран переносного запальника, вынимают его из топки и вешают на место.

	Зажигая газовые горелки не следует стоять против отверстий-гляделок (растопочных люков), чтобы не пострадать от случайно выброшенного из топки пламени. Обслуживающий персонал должен быть обеспечен средствами индивидуальной защиты (защитные очки и др.).

	Запрещается:

	а)разжигать в топке погасшие горелки без предварительной вентиляции топки и газоходов котла;

	б)зажигать газовый факел от соседней горелки или от раскаленной кладки топки..

	При растопке котла следует обеспечить равномерный прогрев его частей и заблаговременно включить устройство для подогрева воды в нижнем барабане котла.

Для равномерного нагрева футеровки и обмуровки котла и предупреждения их от преждевременного разрушения рекомендуется работать на малой нагрузке топки в течение 30-40 мин.

При растопке необходимо вести контроль за перемещением элементов котла при тепловом расширении по установленным индикаторам (реперам).

	Во время растопки котла необходимо проверять не нагревается ли вода в экономайзере. Снизить температуру воды в экономайзере можно увеличением подачи питательной воды в котел путем открытия продувки и спуска воды из экономайзера в питательный бак по сгонной линии.

	В начале парообразования в котле, что будет видно по выходу пара из открытого предохранительного клапана или воздушного вентиля (крана), необходимо привести в нормальное рабочее состояние предохранительный клапан, закрыть воздушный вентиль и включить продувку: затем следует увеличить тягу, усилить горение в топке, проверить исправное действие арматуры, продуть водоуказательные приборы и следить за уровнем воды в котле; проверить исправность действия манометра и следить за показаниями его стрелки. Если стрелка манометра не сдвинется с нуля, следует уменьшить горение в топке и выяснить причину, почему она не движется (нужно продуть сифонную трубу и манометр, если и после этого стрелка будет оставаться на нуле - заменить манометр). Произвести проверку исправности действия всех питательных насосов с паровым приводом.

	Продувка водоуказательных приборов и проверка исправности действия манометра должна быть произведена при давлении в котле 0,5-1,0 кгс/см2, а также перед включением котла в паровую магистраль.

	Подтягивание болтов, шпилек, лазов, люков, лючков во время растопки котла должно производиться с большой осторожностью, только нормальным ключом, без применения удлиняющих рычагов, в присутствии лица, ответственного за исправное состояние и безопасную эксплуатацию котлов.

	Для котлов с рабочим давлением от 0,6 до 6 МПа (6-60 кгс/см2) подтягивание шпилек, болтов и гаек разъемных соединений (лазы, люки, лючки, фланцы и т.п.) допускается при давлении не более 50 % рабочего давления котла, не более 0,3 МПа (3 кгс/см2).

	Растопку котла ведут до момента достижения в котле разрешенного рабочего давления, т.е. достижения стрелкой манометра красной черты. Затем растапливаемый котел подготавливают для включения в общую паровую магистраль. Время начала и окончания растопки котла записывается в сменный (вахтенный) журнал.



7.1.3 Аварийная остановка котельного агрегата

Обслуживающий персонал обязан немедленно остановить и отключить котел путем закрывания главного парозапорного органа и сообщить об этом руководителю котельной или лицу заменяющему его в следующих случаях:

	а)произошел упуск воды из котла (при перекрытом паровом кране водоуказательного прибора вода не поднимается из нижней гайки и не появляется в стекле), подпитка котла водой при этом категорически запрещается во избежание возможного взрыва котла и последующих разрушений;

	б)уровень воды быстро снижается, несмотря на усиленное питание котла водой;

	в)уровень воды поднялся выше верхней точки водоуказательного стекла (или выше верхнего водопробного крана), а продувкой котла не удается быстро его снизить;

	г)давление поднялось выше разрешенного более чем на 10% и продолжает расти, несмотря на принятые меры (прекращение подачи топлива, уменьшение тяги и дутья, усиленное питание котла водой);

	д)обнаружены неисправности предохранительного клапана;

	е)перестали действовать все водоуказательные приборы;

	ж)перестали действовать все питательные устройства (насосы);

	з)если в основных элементах котлоагрегата (барабан, коллектор, камера, грязевик, жаровая труба, огневая коробка, кожух топки, трубная решетка, внешний сепаратор, пароводоперепускные и водоспускные трубы, паропроводы и питательные трубопроводы, трубы поверхности нагрева котла, пароперегревателя и водяного экономайзера и т.п.) обнаружены трещины, выпучины, пропуски в сварных швах, разрывы труб, обрыв анкерного болта или связи;

и) расплавлена контрольная пробка котла;

к) прекращена подача электроэнергии при искусственной тяге (остановились дымосос и вентилятор);

л) исчезло напряжение на всех контрольно-измерительных приборах, устройствах дистанционного и автоматического управления;

м) если повреждены футеровка и обмуровка котла с угрозой обвала их при накаливании докрасна элементов котла, его каркаса или обшивки;

н) произошло возгорание сажи и частиц топлива, осевших в газоходах и хвостовой части котлоагрегата (экономайзер);

о) если упало давление газа у горелок ниже допустимого предела, установленного инструкцией, или совсем прекратилась подача газа или воздуха (вышел из строя регулятор, сработал запорный предохранительный клапан, обрыв дисков в газовых задвижках, авария на газопроводе);

п) резко и сильно повысилось давление газа у горелок (неисправность регулятора, предохранительного запорного клапана);

р) повреждения газопроводов и газовой арматуры, едущие к утечкам газа и загазованности помещений котельной;

с) появились существенные ненормальности в работе котла или неисправности, опасные для котла и обслуживающего персонала (вибрация, стук, шум, взрывы в газоходах, повреждения арматуры и т.п.);

т) при погасании факелов в топке;

у) при возникновении пожара у котельной, угрожающего обслуживающему персоналу или котлу.

Аварийная остановка котла оперативным персоналом в выше перечисленных случаях выполняется воздействием на кнопку "Аварийной остановки".

Причина аварийной остановки котла и время отключения должны быть записаны в сменном журнале и сообщено администрации.

После аварийной остановки оперативному персоналу необходимо:

	а)поддерживать уровень воды в котле выше среднего;

	б)отключить все горелки и газопровод данного котла от магистрали;

	в)открыть продувочные свечи, провентилировать топку и газоходы в течение 10 мин, после чего остановить вентилятор и дымосос.

Служба охраны природы предприятия, в состав которого входит котельная, осуществляет контроль за вредными выбросами в атмосферу. Контроль осуществляется на основе ежемесячных расчетов выбросов и прямых измерений выбросов в соответствии с "Типовым положением об организации контроля за выбросами в атмосферу на тепловых электростанциях", "Методическими указаниями по определению содержания окислов азота в дымовых газах котлов". Измерения содержания в уходящих дымовых газах вредных веществ должно проводиться в определенных местах газового тракта, как правило, в наиболее узком его сечении.

Результаты расчетов и измерений заносятся в регистрационный журнал, по которому выполняется отчет за количество выбросов на территорию предприятия.



7.2 Расчет выбросов загрязняющих веществ котельной



Основным видом топлива для котельной ЗАО "Термотрон-завод", расположенного в городе Брянске, является природный газ из газопровода Брянск-Смоленск.


Основные характеристики данного газа:







1). Определяем расход газа котельной:



.



2). Определяем выброс оксида углерода:



 (122)



где В = Vгаза = 0,62 м3/с – расход топлива;

q4 = 0 – потери тепла с механическим недожогом;  - выход оксида углерода, г/м3; q3 = 0,5 % - потеря теплоты от химического недожога; R = 0,5 – коэффициент, учитывающий долю потери теплоты вследствие химической неполноты сгорания топлива, обусловленный наличием СО в дымовых газах;



;





3). Количество оксидов азота, выбрасываемых в единицу времени, определяем по формуле:


, (123)



где b = 0, так как мероприятия по снижению выбросов оксидов азота не предусмотрены.







4). Определяем выброс бенз(а)пирена.

Определяем концентрацию бенз(а)пирена в дымовых газах:



, (124)



где qпг = 0,111 МВт/м2– теплонапряжение поверхности зоны активного горения;

qv = 421 кВт/м3 – теплонапряжение топочного объёма (является проектной величиной, определяется из технической документации на котел);

т" – коэффициент избытка воздуха в дымовых газах на выходе из топки;

kр – коэффициент, учитывающий влияние рециркуляции (kр = 1);

kд – коэффициент, учитывающий нагрузку котла;

kст – коэффициент, учитывающий ступенчатое сжигание топлива (kст=1,7).



.

.


Массу выброса бенз(а)пирена Мбп в граммах в секунду рассчитывают по следующей формуле:

	

	Мбп = В · Vcr · Сбп; (125)



где В – расход топлива, кг/с (м3/с).

Сбп – концентрацию бенз(а)пирена в сухом дымовом газе;

Vcr – объём сухих дымовых газов м3/м3.

	

	Vcr = V + 0,984 ( – 1) · V –  (126)



V, V,  – соответственно объём дымовых газов, воздуха и водяных паров при стехиометрическом сжигании одного м3 топлив в м3/м3.



Vcг = 10,72 + 0,984 (1,4 – 1) · 9,54 – 2,14 = 12,33 м3/м3.

Мбп = 0,62 · 12,33 · 0,000026 = 0,000198 мг/с = 0,000000198 г/с.



Так как значение выброса бенз(а)пирена значительно ниже его предельно-допустимого, то в дальнейших расчетах им можно пренебречь.

Для не превышения ПДК дымовые газы выбрасываются в дымовую трубу и рассеиваются в атмосфере. Максимальная концентрация каждого токсичного соединения в приземном слое атмосферы не должна превышать предельной допустимой концентрации данного вещества ПДКм.р. в атмосферном воздухе:



Сmax ПДКм.р.



Значение Сmax при выбросе нагретой газовоздушной смеси из одиночного источника с круглым устьем (трубы) при неблагоприятных метеорологических условиях на расстоянии , м от источника определяют по формуле:



, (127)



где  – коэффициент, зависящий от условий вертикального и горизонтального рассеивания вредных веществ в атмосферном воздухе;

М – масса вредного вещества, выбрасываемого в атмосферу, г/с;

F– безразмерный коэффициент, учитывающий скорость оседания частиц загрязняющих веществ в атмосферном воздухе;

 – высота трубы над уровнем земли, м;

 – безразмерные коэффициенты, учитывающие условие выхода газовоздушной смеси из источника (трубы);



 ºС



– разность температур выбрасываемой газовоздушной смеси и воздуха, ºС;

 – объём выбрасываемой газовоздушной смеси, м3/с.

Соответственно получаем:







Максимальная концентрация каждого токсичного соединения в приземном слое не превышает максимально разовой предельно допустимой концентрации данного вещества ПДК в атмосферном воздухе и существование котельной ЗАО "Термотрон-завод" отрицательного влияния на окружающую среду не оказывает.

Плату за выбросы загрязняющих веществ в размерах, не превышающих установленные предельно допустимые нормативы выбросов, определяют путём умножения соответствующих ставок платы на величину загрязнения и суммирования полученных произведений по видам загрязняющих веществ.



Пн атм = SUM Снi атм · Мi атм (128)

при Мi атм ≤ Мнi атм, где



i – вид загрязняющего вещества (i = 1, 2, 3... n);

Пн атм – плата за выбросы загрязняющих веществ в размерах, не превышающих предельно допустимые нормативы выбросов (руб.);

Снi атм – ставка платы за выброс 1 тонны i-го загрязняющего вещества в пределах допустимых нормативов выбросов (руб.);

Мi атм – фактический выброс i-го загрязняющего вещества (т);

Мнi атм – предельно допустимый выброс i-го загрязняющего вещества (т).



Снi атм = Нбнi атм · Кэ атм, где:



Нбнi атм – базовый норматив платы (руб.) за выброс 1 тонны i-го загрязняющего вещества в размерах, не превышающих предельно допустимые нормативы выбросов;

Кэ атм – коэффициент экологической ситуации и экологической значимости атмосферы в данном регионе.



Пн атм=0,6 ·1,9 ·0,15768+52 ·1,9 ·0,18291=18,25 руб.


7.3 Расчет защитного зануления



Существующие электрозащитные мероприятия можно разделить на следующие основные группы:

1. Организационные мероприятия (для квалифицированного персонала), включающие оформление работ нарядом-допуском, подготовку рабочих мест и допуск к работе, надзор во время выполнения работы и т. п.

2. Организационно-технические мероприятия, включающие изоляцию и ограждение токоведущих частей электрооборудования; безопасные режимы работы сети; применение блокировок, защитных средств, защитной изоляции, сигнализации, переносных заземлителей, предупредительных плакатов; изолирование рабочего места и др.

3. Технические меры защиты, предусматривающие:

– защитное заземление;

– автоматическое отключение питания (защитное зануление, защитное отключение);

– уравнивание (выравнивание) потенциалов;

– двойную изоляцию, изолирование рабочего места;

– сверхнизкое (малое) напряжение;

– защитное электрическое разделение сетей;

– контроль, профилактика изоляции, обнаружение её повреждений, защита от замыканий на землю;

– защиту от перехода напряжения с высшей стороны на низшую;

– грозозащиту.

В стандарте ГОСТ Р МЭК 61140-2000 основное правило защиты от поражения электрическим током сформулировано следующим образом: опасные токоведущие части не должны быть доступными, а доступные проводящие части не должны быть опасными в нормальных условиях и при наличии неисправности.

В настоящее время одним из наиболее эффективных электрозащитных средств является автоматическое отключение источника питания, включающее защитное зануление или защитное отключение, которое защищает человека от поражения в условиях неисправности электроустановки – при повреждении или пробое изоляции электроустановки на корпус. Этот способ является превентивным электрозащитным мероприятием и в сочетании с современными системами заземления (TN-S, TN-C-S, ТТ) обеспечивает высокий уровень электробезопасности при эксплуатации электроустановок в сетях до 1000 В .

Задача защитного зануления – быстрое и надёжное автоматическое отключение электрооборудования при нарушении изоляции и появлении на корпусах электрооборудования опасного напряжения.

Для решения этой задачи металлические нетоковедущие части электрооборудования, которые могут оказаться под напряжением, соединяют проводниками с заземлённой нейтральной точкой обмотки источника тока или её эквивалентом (глухозаземлённой нейтралью). Принципиальная схема зануления в сети трёхфазного тока показана на рис.21.

Проводник, обеспечивающий соединения зануляемых частей с глухозаземленными нейтральной точкой, называется нулевым защитным проводником. В качестве нулевых защитных проводников применяют голые или изолированные проводники, стальные полосы, кожухи шинопроводов, алюминиевые оболочки кабелей, различные металлоконструкции зданий, подкрановые пути и т. д.

Принцип действия зануления заключается в том, что при появлении напряжения на нетоковедущих частях оборудования возникает ток короткого замыкания Iк.з., то есть замыкание между фазным и нулевым защитным проводниками (петля "фаза – ноль"). Его значение превышает номинальный ток плавкой вставки ближайшего предохранителя или автоматических выключателей (расцепителя автоматического выключателя, магнитного пускателя со встроенной тепловой защитой, контактора с тепловыми реле и т. п.) не менее чем в 3 раза. При такой силе тока короткого замыкания происходит быстрое перегорание плавкой вставки (или срабатывание других автоматических защитных средств). Перегорание плавких вставок происходит за 5…7 с, отключение повреждённых фаз автоматическими устройствами – за 1…2 с.





Рис.21 Принципиальная схема защитного зануления корпуса электрооборудования в трёхфазной сети до 1000 В (1 – аппараты защиты от токов короткого замыкания (предохранители, автоматические выключатели и т. п.); 2 – корпус электрооборудования; Iк.з. – ток короткого замыкания; Iз. – часть тока короткого замыкания, протекающая через землю; Zт – сопротивление обмотки трансформатора; Rн – сопротивление нулевого провода; Rф – сопротивление фазного провода; R0 – сопротивление заземления нейтрали обмотки источника тока; Rп – сопротивление повторного заземления нулевого защитного проводника)



Из рис.21 видно, что для схемы зануления необходимо наличие глухого заземления нейтрали обмоток источника тока и повторного заземления нулевого защитного проводника. Заземление нейтрали обмоток источника тока, питающего сеть, предназначено для снижения напряжения занулённых корпусов (а следовательно, нулевого защитного проводника) относительно земли до безопасного значения при замыкании фазы на землю. Повторное заземление нулевого защитного проводника практически не влияет на отключающую способность схемы зануления и в этом смысле без него можно обойтись.

Однако при отсутствии повторного заземления нулевого защитного проводника возникает опасность для людей, прикасающихся к занулённому оборудованию в период, пока существует замыкание фазы на корпус.

Это связано с тем, что напряжение относительно земли участка нулевого защитного проводника за местом обрыва и всех присоединённых к нему корпусов исправного электрооборудования окажется близким по значению фазному напряжению сети. Это напряжение будет существовать длительно, поскольку повреждённая установка автоматически не отключится, и её трудно обнаружить среди исправных установок, чтобы отключить вручную.

При проектировании систему защитного зануления рассчитывают по трём характеристикам: 1) на отключающую способность; 2) на безопасность прикосновения к корпусу при замыкании фазы на землю (расчёт заземления нейтрали); 3) на безопасность прикосновению к корпусу электрооборудования при замыкании фазы на корпус (расчёт повторного заземления нулевого защитного проводника).

Расчёт системы защитного зануления на отключающую способность сводится к выбору плавких вставок предохранителей, гарантирующих срабатывание системы.



7.3.1 Задание

Рассчитать систему защитного зануления для трёхфазной четырёхпроводной линии напряжением 380/220 В, питающей асинхронный электродвигатель 4А80А4У3 (частота вращения n = 1500 мин-1).

Дано: источник тока – трансформатор мощностью 160 кВ·А с номинальным напряжением обмоток 6/10 кВ и схемой соединения обмоток λ (звезда).

Фазный провод – медный,  6 мм, сечение Sф = 28,26 мм2, длина



Lф = 150 м = 0,15 км.



Нулевой провод – стальной с сечением 430 мм, Sн = 120 мм2, длина



Lн = 100 м = 0,1 км.



7.3.2 Решение

Надёжность и быстродействие системы защитного зануления определяется правильным выбором плавкой вставки предохранителя, что определяется расчётом значения номинального тока  и соблюдением условия (129)



Iк.з. ≥ 3. (129)



1. Для нахождения номинального тока  рассчитываются номинальный ток электродвигателя  по зависимости (130) и значение пускового тока электродвигателя  по зависимости (131).

По прил.2 для двигателя типа 4А80А4У3 принимается



N = 1,1 квт, cos φ = 0,81, Iпус/Iн = β = 5,0.



Следовательно,



= 2,06 А. (130)


Пусковой ток электродвигателя



= · β = 2,06 · 5,0 = 10,32 А. (131)



Значение номинального тока плавкой вставки



 =  = 5,16 А.



По зависимости (129) определяется ожидаемое значение тока короткого замыкания.



Iк.з. ≥ 3 = 3 · 5,16 = 15,47 А.



2. Проверим условие обеспечения отключающей способности защитного зануления. Для этого определяются значения сопротивления трансформатора Zт и сопротивления петли "фаза – ноль" Zп.

Сопротивление трансформатора Zт принимается по прил.3. Для трансформатора с мощностью 160 кВ·А.



Zт = 0,487 Ом.



3. По прил.4 определяются активные и индуктивные сопротивления проводников для расчёта сопротивления Zп.

Для фазного провода рассчитывается только активное сопротивление по зависимости (132)



 =  = 0,095 Ом. (132)


Так как значениями индуктивных сопротивлений медных проводников пренебрегают, то Хф = 0 Ом.

Для нулевого провода активное Rн и внутреннее индуктивное Хн сопротивления рассчитываются по зависимости (133). Для этого по прил.4 задаются значениями удельного активного rω и удельного внутреннего индуктивного хω сопротивлений, которые зависят от плотности тока (134).

Плотность тока  нулевого провода



 = 0,13  0,5 А/мм2. (133)

Rн = rω · Lн = 13,7  0,1 = 1,37 Ом. (134)

Хн = хω · Lн = 8,2  0,1 = 0,82 Ом.



4. По зависимости (135) рассчитывается внешнее индуктивное сопротивление петли "фаза – ноль" Хп. Удельное внешнее индуктивное сопротивление хп принимается равным 0,6 Ом/км. Тогда



Хп = хп · (Lф + Lн) = 0,6 · (0,15 + 0,1) = 0,15 Ом. (135)



5. Рассчитывается значение сопротивления петли "фаза – ноль"



 =

=  = 1,76 Ом.






Рис.22 Схемы для расчёта зануления в сети переменного тока на отключающую способность: а) полная; б) упрощённая



6. Сила тока короткого замыкания Iк.з. рассчитывается по схеме замещения, представленной на рис.22. Значение Iк.з. зависит от фазного напряжения сети Uф и сопротивлений цепи, в том числе от полных сопротивлений трансформатора Zт, фазного проводника Rф, нулевого защитного проводника Rн, внешнего индуктивного сопротивления петли (контура) "фазный проводник – нулевой защитный проводник" (петли "фаза – ноль") Zп, а также от активных сопротивлений заземлений нейтрали обмоток источника тока (трансформатора) R0 и повторного заземления нулевого защитного проводника Rп (рис.22а). Поскольку R0 и Rп, как правило, велики по сравнению с другими сопротивлениями цепи, можно не принимать во внимание параллельную ветвь, образованную ими. Тогда расчётная схема упростится (рис.22б). По зависимости (131) рассчитается сила тока короткого замыкания



 =   197,68 А.

\
7. Проверяется условие надёжного срабатывания защиты:



Iк.з. ≥ 3

197,68 > 3 · 5,16.

550,7 > 15,47.



Ток Iк.з. более чем в 3 раза превышает номинальный ток плавкой вставки.

8. По рассчитанному значению номинального тока Iн = 15,47 А в прил.1 находится ближайшее значение из рядов номинальных токов стандартных предохранителей, равное 15 А. Итак, принимается предохранитель серии НПИ15 с номинальным током 15 А.




Заключение



	В данном дипломном проекте произведена модернизация системы теплоснабжения от производственной котельной для ЗАО "Термотрон-завод" расположенного в городе Брянске.

Был предложен рациональный проект по снижению энергопотребления данного завода. Для достижения поставленной цели были решены поставленные задачи:

1. Произведен анализ тепловых нагрузок завода.

Определена потребность завода в тепле при проектировании. Отопительная нагрузка предприятия равна 69300,14ГДж/год, вентиляционная нагрузка равна 240366,86ГДж/год, нагрузка на технологические нужды равна 2530,7ГДж/год, нагрузка на горячее водоснабжение равна 3948691,93ГДж/год.

Определена потребность завода в теплев настоящий момент. Отопительная нагрузка предприятия равна 65843,69ГДж/год, вентиляционная нагрузка равна 234948,45ГДж/год, нагрузка на технологические нужды равна 2530,7ГДж/год, нагрузка на горячее водоснабжение равна 2504057,51ГДж/год.

Также была рассчитана температура начала-конца отопительного периода для предприятия tнк=80С и для отдельных цехов.

2. Произведен анализ режима работы тепловых сетей завода.

Были произведены гидравлические расчеты прошлой и существующей водяных сетей, существующей паровой сети. Произведен поверочный тепловой расчет данных сетей.

3. Произведен расчет источника теплоснабжения.

В рамках дипломного проекта были выбраны два проекта модернизации системы теплоснабжения. Поэтому проводится расчет двух схем источников теплоснабжения. При модернизации системы теплоснабжения с отпуском тепла внешнему потребителю были выбраны три существующих котла ДКВР-20-13 и два устанавливаемых котла ДЕ-10-14ГМ. При модернизации системы теплоснабжения с выработкой электрической энергии были выбраны три существующих котла ДКВР-20-13.

4. Был рассчитан проект внедрения турбинной установки ТГ 8/0,4 Р13/4,0 для снижения затрат при потреблении электроэнергии заводом.

Определена работа турбины на номинальном и частичных режимах, а также мощность, вырабатываемая в течение года.

5. Рассчитана экономическая часть проекта.

При экономическом обосновании проекта при производстве электрической энергии рассчитаны производственные издержки и срок окупаемости внедренной турбоустановки. При экономическом обосновании проекта при отпуске тепла внешнему потребителю рассчитаны два варианта устанавливаемого количества котлов.

6. Разработана методика энергетического обследования оборудования котельной на заводе.

7. Рассчитана безопасность и экологичность проекта.




Стандартизация



Таблица 23

№

п/п

Номер ГОСТа

Наименование ГОСТа

1

2.001-93

ЕСКД. Общие положения.

2

2.101-68

ЕСКД. Виды изделий.

3

2.104-68

ЕСКД. Основные надписи.

4

2.105-95

ЕСКД. Основные требования к текстовым документам.

5

2.106-96

ЕСКД. Текстовые документы.

6

2.109-73

ЕСКД. Основные требования к чертежам.

7

2.301-68

ЕСКД. Форматы

8

2.302-68

ЕСКД. Масштабы.

9

2.303-68

ЕСКД. Линии.

10

2.304-81

ЕСКД. Шрифты чертежные.

11

2.305-68

ЕСКД. Изображения-виды, разрезы, сечения.

12

2.307-68

ЕСКД. Нанесение размеров и предельных отклонений.

13

2.316-68

ЕСКД. Правила нанесения на чертежах надписей, технических требований и таблиц.

14

2.701-84

ЕСКД. Схемы. Виды и типы. Общие требования к выполнению.

15

2.721-74

ЕСКД. Обозначения условные графические в схемах. Обозначения общего применения.

16

2.780-96

ЕСКД. Обозначения условные графические. Элементы гидравлических и пневматических сетей.

17

2.784-96

ЕСКД. Обозначения условные графические. Элементы трубопроводов.

18

2.785-70

ЕСКД. Обозначения условные графические. Арматура трубопроводная.

19

3.1102-81

ЕСКД. Стадии разработки и виды документов.

20

21.001-93

СПДС. Общие положения.

21

21.110-95

СПДС. Правила выполнения спецификации оборудования, изделий и материалов.

22

21.403-80

СПДС. Обозначения условные графические в схемах. Оборудование энергетическое.

23

21.602-79

СПДС. Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха. Рабочие чертежи.

24

21.605-82

СПДС. Сети тепловые (тепломеханическая часть). Рабочие чертежи.

25

21.606-95

СПДС. Правила выполнения рабочей документации тепломеханических решений котельных.



			
Список использованной литературы

			

			Варнавский Б.П., Колесников А.И., Федоров М.Н. Энергоаудит промышленных и коммунальных предприятий. Учебное пособие. – Москва, 1999.

				Вукалович М.П. Теплофизические свойства воды и водяного пара. Издательство"Машиностроение", Москва, 1967.

			Копытов Ю.В., Чуланов Б.А. Экономия электроэнергии в промышленности: Справочник.- 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1982. – 112 с., ил.

			Михайлов В.В. и др. Рациональное использование топлива и энергии в промышленности/Михайлов В.В., Гудков Л.В., Терещенко А.В. – М.: Энергия, 1978. – 224 с., ил.

			Михальченко Г.Я. Энергосбережение: правовая база, технология и технические средства: учеб. пособие / Г.Я. Михальченко, А.С. Стребков, В.А. Хвостов. – Брянск, БГТУ. 2005. – 303 с.

			6. Ривкин С.Л., Александров А.А. Термодинамические свойства воды и водяного пара. – 2-е изд. – М.: Энергоатомиздат, 1984. – 80 с.

			7. Сафонов А.П. Сборник задач по теплофикации и тепловым сетям. – 3-е изд., перераб. – М.: Энергоатомиздат, 1983. – 402 с.

			СНиП 23-01-99 Строительная климатология. Москва, 2003.

				9. СНиП II-3-79*. Строительная теплотехника. – М.: Стройиздат, 1979.

				10. СНиП 2.04-05-91. Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха. Нормы проектирования. – М.: ЦНТИ, 1992.

				11. СНиП 2.04.07-86. Тепловые сети. – М.: Стройиздат, 1987.

				12. СНиП 2.04.14-88. Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов. – М.: Госстройком СССР, 1989.

						13. СНиП II-35-76. Котельные установки. – М.: Стройиздат, 1978.

						14. Справочник проектировщика. Отопление и вентиляция. – М.: Энергоатомиздат, 1979. – 159 с.