Проект источника теплоснабжения для промышленного предприятия и жилого района расположенных в Ир

--PAGE_BREAK--, руб.
гдеd– удельные капиталовложения на сооружение ЛЭП, руб./МВт,

принимаем d=10000 руб/MВт;

Lлэп– длина ЛЭП, принимаем Lлэп=400 км;

а – коэффициент пропорциональности, руб./(А∙км),

принимаем а=20 руб./(А∙км);

U– напряжение на ЛЭП, кВ, принимаем U=500 кВ;
Клэп = млн. руб.
5.1.4 Капитальное вложение в строительство производственно –

отопительной котельной

Стоимость принимается пропорционально тепловой мощности установленных паровых и водогрейных котлов.
,
где и   — удельные капиталовложения в паровые и водогрейные

котлы, тыс.руб./МВт, принимаем  тыс.руб./МВт,  тыс.руб./МВт;

  — мощность установленных в котельной паровых и водогрейных котлов, МВт;
 млн. руб.
5.1.5 Доля издержек на амортизацию и ремонт
a= 1/Тсл,

где Тсл – срок службы оборудования, принимаем Тслтэц = 25 лет, котельной

Тслкот = 15 лет;

aтэц= 1/25 = 0,04;       aкот= 1/15 = 0,07.
5.1.6 Эффективность затрат
e= 1/Ток=1/7=0,143,

где Ток = 7лет — срок окупаемости.
5.1.7 Дополнительные капиталовложения в расширение топливной базы
КТБ=р∙∆В
Где р – удельные капиталовложения в расширение топливной базы,

 принимаем р = 50 руб./т топлива в год

КТБ=50∙40,62∙103=2,031 млн. руб.


5.2 Расчёт годовых расходов топлива по вариантам
5.2.1 Годовой расход условного топлива в котельной

Годовой расход условного топлива в котельной рассчитывается исходя из удельных расходов условного топлива на получение пара и горячей воды:

где  и   — годовые расходы теплоты паровыми и водогрейными

котлами, ГДж

 и   — удельные расходы условного топлива в котельной,

кг условного топлива/ГДж
,

где   — КПД трубопроводов, принимаем ;

  — КПД паровых котлов;

=0,84 – КПД водогрейных котлов;

 кг у.т./ГДж;

 кг у.т./ГДж;

 т у.т./год.
5.2.2 Годовой расход условного топлива на КЭС

Годовой расход условного топлива на КЭС определяется пропорционально выработке электроэнергии и удельному расходу условного топлива на выработку 1 кВт∙ч.


Вкэс=bкэс∙Wкэс;

Wкэс=(1+Сэ)Wтэц,
где Сэ – коэффициент, учитывающий потери электроэнергии на транспортировку и трансформацию, Сэ=0,1;
bкэс=, кг у.т./кВт∙ч;

где ηкэс – КПД турбоустановки на КЭС, для турбоустановки К-200-130

ηкэс=0,37;

bкэс=0,332 кг у.т./кВт∙ч;

Вкэс=bкэс∙(1+Сэ)Wтэц=0,332∙(1+0,1)∙191,44∙106=69,91∙103 т у.т./год.
5.2.3 Годовой расход условного топлива на ТЭЦ

Годовой расход условного топлива на ТЭЦ складывается из расхода топлива на выработку электроэнергии и расхода топлива на выработку теплоты. Определение расходов топлива по видам продукции в комбинированном процессе ТЭЦ один из сложнейших вопросов.

Распределение годового расхода топлива по видам продукции рассчитывается по эксергетическому методу:
,
где bэ, bп, bо– удельные расходы топлива.

Удельный расход топлива на выработку электроэнергии
;

=0,31,


где   — КПД цикла Ренкина,

где Токр = 305 К– температура окружающей среды;

Т`св= 582 К– температура насыщенного пара;
 кг у.т./кВт∙ч;
Удельный расход условного топлива на выработку теплоты, отпускаемой паротурбинной установкой:
,
где ψ – коэффициент трансформации теплоты свежего пара в теплоту отборного пара.
ψп=ηсв/ηп;                     ψо=ηсв/ηо.
Коэффициент трансформации тепла показывает, сколько единиц теплоты низкого потенциала получается при обратимой трансформации теплоты высокого потенциала.
ψп=1,4;            ψо=2,45;

 кг у.т./ГДж;

 кг у.т./ГДж;


Годовая выработка электроэнергии на тепловом потреблении производственным и отопительным потоками пара:
, кВт∙ч,
где ηoi– относительный внутренний КПД турбоустановки = 0,8;

w– доля выработки электроэнергии на тепловом потреблении;
;          ,
 Т`п = 461 К, Т`0= 377 К – температуры пара производственного и

отопительного отборов;
;         ;

, кВт∙ч/год;

 т у.т./год.
5.2.4 Годовой перерасход условного топлива по варианту КЭС и котельной по сравнению с ТЭЦ
;

 т у.т./год.




5.3 Расчёт годовых издержек по вариантам
5.3.1 Годовые издержки на топливо для ТЭЦ
,
гдеСт – стоимость топлива, принимаем Ст =23 руб./т.у.т.;

Стр – стоимость транспортировки топлива, принимаем

Стр =0,01 руб./тыс.км;

L– расстояние, км, принимаем L=500 км;
 млн. руб/год.
5.3.2 Годовые издержки на топливо для котельной
;

 млн. руб/год.
5.3.3 Годовые издержки на топливо для КЭС
;

 млн. руб/год.
5.3.4 Годовые издержки на заработную плату по вариантам

Годовые издержки на заработную плату принимаются исходя из среднегодовой зарплаты на одного человека в данной отрасли и количество персонала обслуживающего энергоустановку без учета ремонтного персонала.


;              ,
где d≈ 1 – дополнительная оплата (пенсионный фонд, фонд занятости, фонд социального страхования и т.д.);

Р – средняя годовая зарплата в отрасли, руб./(чел∙год),

принимаем Р = 1500 руб./(чел∙год),

П – количество персонала, установленное согласно штатному

расписанию,

— по варианту ТЭЦ
,
где — штатный коэффициент, принимаем  = 9 чел/МВт

N– мощность энергоисточника, N= 25 МВт,
 чел.

 млн. руб/год.
— по варианту котельной:
,
где   — штатный коэффициент, чел/МВт, =0,34 чел/МВт;

  — суммарная нагрузка котельной,

 =139,76 + 68,97 = 208,73 МВт;

 чел;

 млн. руб/год.


5.4 Расчёт приведённых затрат по вариантам
5.4.1 Приведённые затраты по варианту ТЭЦ


Зтэц=(α + ε + ρ)∙Ктэц+Итсм+ Иотсн,
где Итсм – издержки на топливо, сырье и материалы,

Итсм = 1,2×Итопл = 1,2×3,44 = 4,128 млн.руб.

Иотсн – издержки на оплату труда и социальные нужды,

Иотсн = 2×Изп = 2×0,675 = 1,35 млн.руб.

α – доля отчислений на полное восстановление основных фондов;
,
где Там = 40 лет – срок амортизации;

ε – уровень эффективности инвестиций;
ε =,
где Ток = 7 лет – срок окупаемости;

ρ – доля отчислений на капитальный и текущий ремонт основных производственных фондов;
ρ =
где Тсл = 20 лет – срок службы


Зтэц=(0,025+0,14+0,05)∙8,125 + 4,128 + 1,35= 7,22 млн.руб./год.
5.4.2 Приведённые затраты по варианту котельной


Зкот=(α + ε + ρ)∙(Ккот+Клэп)+ ++Иотсн,
где   — годовые издержки на покупку электроэнергии;
;
где T– тариф на электроэнергию,


 руб./кВт·ч;

 млн.руб./год.

Зкот=(0,025+0,14 + 0,05)∙(8,23+0,65)+1,2×2,62 + 3,1+

+ 2×0,213 = 8,58 млн.руб./год.
Таким образом, по приведённым затратам, строительство ТЭЦ выгоднее:

В результате технико-экономического расчёта по приведённым затратам вариант ТЭЦ выгоднее, поэтому в качестве проектируемого источника энергоснабжения жилого посёлка и промышленного предприятия выбираем производственную ТЭЦ.



6. Выбор системы теплоснабжения и схема присоединения

подогревателей горячего водоснабжения
Согласно СНиП для системы теплоснабжения должна применяться двухтрубная водяная тепловая сеть с перегретой водой и расчетной температурой в подающем трубопроводе 150 °С, а в обратном — 70°С. По условиям качества подпиточной воды, которая имеет высокое содержание солей кальция и магния, применяется закрытая тепловая сеть.

Закрытая тепловая сеть имеет преимущества:

1.    Стабильное качество горячей воды, поступающей в установки горячего водоснабжения, одинаковое с качеством водопроводной воды;

2.    Гидравлическая изолированность воды, циркулирующей в тепловой сети;

3.    Простота контроля герметичности системы по величине подпитки;

4.    Простота санитарного контроля местных установок горячего водоснабжения.

Недостатки закрытой тепловой сети:

1.    Сложность эксплуатации в абонентских вводах из-за подогревателей горячего водоснабжения;

2.    Коррозия местных установок горячего водоснабжения из-за поступления в них недеаэрированной водопроводной воды;

3.    Выпадение накипи в подогревателях и системах горячего водоснабжения при повышенной жесткости водопроводной воды.

Схема присоединения подогревателей горячего водоснабжения.

В закрытых тепловых сетях возможна комбинация установок отопления и горячего водоснабжения, которая позволяет снизить потребление горячей воды абонентами, т.е. снизить расчетный расход воды в тепловой сети, уменьшить диаметры трубопроводов тепловых сетей, а следовательно и капиталовложения.

Выбор схемы присоединения установки ГВС к отопительной установке на абонентском вводе производится в зависимости от относительной величины нагрузки ГВС по сравнению с отопительной нагрузкой.
Qгвс/Qo= 20,88/74,7 = 0,28
Принимаем к установке двухступенчатую последовательную схему, которая приведена на рисунке 6.1.


Рисунок 6.1. Двухступенчатая последовательная схема присоединения установки ГВС.



7. Выбор метода центрального регулирования отпуска теплоты
Согласно СНиП, в двухтрубных тепловых сетях должно применяться центральное качественное регулирование отпуска тепла по температуре наружного воздуха с поправкой на силу ветра. При соотношении нагрузок отопления и ГВС:
= 9,447/74,7 = 0,13
применяется график центрального регулирования по отопительной нагрузке.



8. Расчёт расхода сетевой воды и определение диаметра

магистрального трубопровода
Для определения диаметра магистральных трубопроводов необходимо вычислить расчётный расход сетевой воды, который в закрытых тепловых сетях является постоянным для всех режимов работы. Величина расхода сетевой воды зависит от способа присоединения и метода центрального регулирования отпуска тепла. При центральном регулировании по отопительной нагрузке расчётный расход сетевой воды определяется по формуле:
Gp=Go+ Gв+0,6·,
где Go, Gв – расчётные расходы воды на отопление и вентиляцию, кг/с.

  — средний расход воды на ГВС, кг/с;

Расчетные расходы воды на отопление и вентиляцию
    продолжение
--PAGE_BREAK--