Дипломная работа: 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.

1. 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/(м^3. 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

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/м^3. 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

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

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/м^3. 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

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 115⁰ С, температура обратной воды 70⁰ С, температурный перепад 45⁰ С. 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 t_н =2,92^о С. Закономерность снижения расхода определяется формулой:

, (42)

=-=45^о С; (43)

=(+)/2-=74,5^о С. (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)

2. 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 Р_о =0,37 МПа, его температура . Давление пара у всех абонентов принимается одинаковым, равным . Падение температуры перегретого пара по длине паропровода ориентировочно принято 2на 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 d_н , м к наружному диаметру трубопровода d_тр , 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 d_н , м к наружному диаметру трубопровода d_тр , 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:

.

1. Определяем наружные диаметры теплоизоляционного слоя:

;

Предварительно принимаем температуру поверхности теплоизоляционного слоя ;

2. Определяем коэффициент теплоотдачи конвекцией по формуле:

; (62)

3. Определяем коэффициент теплоотдачи излучением:

(63)

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

; (64)

5. Определяем термическое сопротивление наружной поверхности изоляции:

; (65)

6. Определяем термическое сопротивления слоя изоляции:

, (66)

7. Уточняем температуру поверхности изоляции

, (67)

Расчет следует повторить, используя при этом полученную температуру

;

;

,

Что практически совпадает с первоначально принятым значением температуры поверхности изоляции.

8. Найдем суммарное сопротивление:

; (68)

9. 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’,о С	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,о С	-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’’, о С	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’,о С	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,о С	-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’’, о С	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’,о С	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,о С	-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’’, о С	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’,о С	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,о С	-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’’, о С	114,49	109,10	106,96	113,85	114,71	114,83	103,80	114,83

Суммарные тепловые потери водяной сети через изоляцию:

Q_из =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;

Q_o ^p и Q_в ^р - 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:

3. 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 , ^о С. Величина непрерывной продувки котлов % от паропроизводительности котельной. Температура исходной воды в зимний период – +5^о С, летом – +15^о С. Подогрев сырой воды перед химической водоочисткой производится до 20^о С.

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 ^о С,.

13. Расход пара на пароводяной подогреватель сырой воды:

(85)

где - температура воды после химводоочистки, ^о С;

- 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 ^о С);

- температура подпиточной воды на выходе из атмосферного деаэратора, ^о С;

- температура подпиточной воды на выходе из охладителя, ^о С.

Согласно .

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

(87)

где - температура химочищенной воды на входе в деаэратор, ^о С.

Температура химочищенной воды на входе в деаэратор в первом приближении принимается 80^о С, и если полученная средняя температура потоков в деаэратор не выше 95^о С, 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, ^о С.

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/(м^3. 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 , ^о С. Величина непрерывной продувки котлов % от паропроизводительности котельной.

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

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 ^о С,.

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

где - температура воды после химводоочистки, ^о С;

- 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 ^о С);

- температура подпиточной воды на выходе из атмосферного деаэратора, ^о С;

- температура подпиточной воды на выходе из охладителя, ^о С.

Согласно .

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

где - температура химочищенной воды на входе в деаэратор, ^о С.

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

деаэратор не выше 95^о С, 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, ^о С.

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:

4. 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 – +5^о С, летом – +15^о С;

- 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	,о С								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

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

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

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

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:

N_р = 35 + 4 =39 чел.

3.Себестоимость годового выпуска продукции:

С_полн = 16158926,64 руб.

4.Производительность труда одного работающего:

- в стоимостном выражении

руб/чел.

5. Фондоотдача основных фондов:

- в стоимостном выражении

руб/руб.

5. Прибыль:

П_пр = D - С_полн ;

П_пр = 1500000руб.

6. 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 С_в.осн , С_в.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 = С_полн ;

З₁ = 16158926,64руб.

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

где k_общ – общие капитальные вложения, руб;

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

З₂ = руб.

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

Проектный вариант:

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

6. Сумма результатов в среднегодовом начислении:

7. Экономический эффект:

(101)

Проектный вариант:

Э_ф = 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;

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

k_нер = 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

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.;

Ц_i – 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)

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

Таблица 36 Сводный расчет капитальных вложений

5.2.3 Расчет численности работников и размера единого фонда оплаты труда

Численность сменного дежурного персонала рассчитывается по формуле (104):

(104)

где Т_обсл – время обслуживания операторами рабочих мест, ;

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

Время обслуживания рассчитывается по формуле (105):

(105)

где n_р.д. – число дней работы котельной в году; Т_сут – время работы котельной в течение суток, 24ч; n_оп – 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
1. 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
2. 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 Н_рем – норматив численности дежурного ремонтного персонала для котельной, Н_рем = 1,2;

n_агр – число котельных агрегатов.

Проектный вариант: N_рем = = 6 чел.

Базовый вариант: N_рем = = 7 чел.

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

(107)

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

k_пер = 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);

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

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

Т_с - 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)

Таблица 40 Годовая трудоемкость ремонта теплоэнергетического оборудования (базовый вариант)

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

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

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

Т_эф – 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 n_пр – 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 З_т.д – размер заработной платы и доплат, руб.;

Р_пр – 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 k_фмп =0,1...0,25 – коэффициент, учитывающий размер выплат из ФМП;

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

=32/275=0,12

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

П_эф – число рабочих дней (эффективное время).

Таблица 42 Расчет фонда оплаты труда (проектный вариант)

Таблица 43 Расчет фонда оплаты труда (базовый вариант)

Таблица 44 Штатное расписание и фонд оплаты труда ИТР

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 Р_ч.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 Р_{ч.рез.топ} – номинальный часовой расход при работе одного котлоагрегата на резервном топливе.

Годовой расход электроэнергии для работы теплоэнергетического производства определяется как:

(118)

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

Годовые затраты на химикаты рассчитываются следующим образом:

(119)

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

Годовые затраты на воду определяются как:

,

где Н_в = 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 Н_А – норма амортизации на полное восстановление или капитальный ремонт основных фондов, %;

Ф_сг – первоначальная стоимость.

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

Таблица 47 Расчет амортизационных отчислений (проектный вариант)

Таблица 48 Расчет амортизационных отчислений (базовый вариант)

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: N_р = 31 + 4 =35 чел.

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

3.Себестоимость годового выпуска продукции:

Проектный вариант: С_полн = 772931182,3 руб.

Базовый вариант: С_полн = 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: П_пр = D - С_полн ;

Проектный вариант: П_пр = 134735281,7руб.

Базовый вариант: П_пр = 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 С_в.осн , С_в.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 = С_полн ;

Проектный вариант: З₁ = 772931182,3 руб.

Базовый вариант: З₁ = 772967657,5 руб

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

где k_общ – общие капитальные вложения, руб;

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

Проектный вариант: З₂ = руб.

Базовый вариант: З₂ = = 980131,35руб.

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

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

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

6. Сумма результатов в среднегодовом начислении:

7. Экономический эффект:

Проектный вариант: Э_ф = руб.

Базовый вариант: Э_ф = 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

Таблица 51 Расчет срока окупаемости

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