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 2 на 100 м длины [11]. Паровые нагрузки абонентов (расходы пара) представлены в табл.6.

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

Расчет главной магистрали

Рассмотрим участок Л-21.

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

1. Определим удельное падение давления на участке:

,

где: а- предварительно оценивается.

2. Определяем среднее давление на участке по формуле:

; (52)

3. Определяем среднюю температуру на участке:

; (53)

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

.

, (54)

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

, (55)

где

(56)

где: - абсолютная эквивалентная шероховатость для паропровода, .

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

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

7. Определим давление в узловой точке Л:

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

Таблица 23 Определение падения давления на участках

Участок		l, м	d, м	Рср, Па	Tср, Па	?ср, 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',оС	114,77	114,80	114,81	114,84	114,86	114,87	114,91	114,92	114,94	114,95	114,95	114,95	115,00
Rусл	2,92	2,92	2,92	1,81	1,81	1,81	1,53	1,53	1,53	1,33	1,18	1,18	1,18
	0,56	0,56	0,56	0,74	0,74	0,74	0,73	0,73	0,73	0,72	0,73	0,73	0,73
	27,97	27,97	27,97	22,62	22,62	22,62	21,18	21,18	21,18	20,10	19,22	19,22	19,22
	28,53	28,53	28,53	23,36	23,36	23,36	21,91	21,91	21,91	20,82	19,95	19,95	19,95
Rн	0,04	0,04	0,04	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03
tп,оС	-22,30	-22,30	-22,30	-21,54	-21,54	-21,54	-21,26	-21,26	-21,26	-21,03	-20,83	-20,83	-20,83
R	2,95	2,95	2,95	1,84	1,84	1,84	1,56	1,56	1,56	1,36	1,21	1,21	1,21
q	47,00	47,01	47,01	75,55	75,56	75,57	89,05	89,07	89,08	101,93	114,69	114,69	114,74
Q Вт	45,12	846,17	1692,51	5076,64	2266,66	2538,99	8014,65	4275,17	5772,66	1834,71	1376,23	275,25	30291,50
t'', оС	114,77	114,77	114,80	114,81	114,84	114,86	114,87	114,91	114,92	114,94	114,95	114,95	114,95

Таблица 25 Расчет изоляции при надземной прокладке трубопроводов

Участок	Э-Ч	Ч-Ц	Ц-Х	Х-Ф	Ф-У	У-Т	Т-С	С-Р	Р-В
Длина участка, м	72	29	30	15	26	38	38	24	180
, мм	0,04	0,10	0,10	0,10	0,10	0,13	0,26	0,26	0,26
, мм	0,045	0,11	0,11	0,11	0,11	0,13	0,27	0,27	0,27
t',оС	114,543	114,61	114,69	114,72	114,78	114,84	114,86	114,87	114,95
Rусл	4,719	2,92	2,92	2,92	2,92	2,55	1,53	1,53	1,53
	0,716	0,72	0,72	0,72	0,72	0,72	0,72	0,72	0,72
	36,37	27,97	27,97	27,97	27,97	26,28	21,18	21,18	21,18
	37,08	28,69	28,69	28,69	28,69	27,00	21,90	21,90	21,90
Rн	0,035	0,04	0,04	0,04	0,04	0,04	0,03	0,03	0,03
tп,оС	-22,97	-22,31	-22,31	-22,31	-22,31	-22,10	-21,26	-21,26	-21,26
R	4,754	2,95	2,95	2,95	2,95	2,59	1,56	1,56	1,56
q	29,142	46,93	46,96	46,98	47,00	53,62	89,01	89,02	89,09
Q Вт	2517,87	1633,05	1690,56	845,58	1466,50	2445,18	4058,93	2563,84	19243,07
t'', оС	113,11	114,54	114,61	114,69	114,72	114,78	114,84	114,86	114,87

Таблица 26 Расчет изоляции при надземной прокладке трубопроводов

Участок	Н-22	М-23	Л-21	К-20	И-10	З-9	Ж-8	Е-7	Д-6	Г-5	Б-4	А-2	А-3	О-1
Длина участка, м	45	70	70	220	20	20	20	20	20	20	20	20	20	100
, мм	0,051	0,051	0,207	0,04	0,04	0,1	0,082	0,1	0,1	0,125	0,07	0,033	0,051	0,05
, мм	0,057	0,057	0,219	0,045	0,045	0,108	0,089	0,108	0,108	0,133	0,076	0,038	0,057	0,05
t',оС	114,77	114,77	114,54	114,80	114,81	114,84	114,86	114,87	114,91	114,92	114,94	114,95	114,95	114,9
Rусл	4,19	4,19	1,81	4,72	4,72	2,92	3,28	2,92	2,92	2,55	3,59	5,10	4,18	4,18
	0,72	0,72	0,72	0,72	0,72	0,72	0,72	0,72	0,72	0,72	0,72	0,72	0,71	0,71
	33,88	33,88	22,62	36,37	36,37	27,97	29,64	27,97	27,97	26,28	31,08	38,26	33,88	33,8
	34,60	34,60	23,35	37,09	37,09	28,69	30,36	28,69	28,69	27,00	31,80	38,98	34,59	34,59
Rн	0,04	0,04	0,03	0,04	0,04	0,04	0,04	0,04	0,04	0,04	0,04	0,03	0,03	0,03
tп,оС	-22,82	-22,82	-21,55	-22,98	-22,98	-22,30	-22,48	-22,30	-22,30	-22,10	-22,61	-23,07	-22,82	-22,82
R	4,23	4,23	1,84	4,75	4,75	2,95	3,31	2,95	2,95	2,59	3,62	5,14	4,22	4,22
q	32,83	32,83	75,32	29,22	29,22	47,03	41,91	47,04	47,06	53,67	38,34	27,04	32,88	32,88
Q Вт	1772,67	2757,53	6327,21	7712,90	701,25	1128,76	1005,76	1129,06	1129,48	1287,96	920,18	649,04	789,26	3946,34
t'', оС	114,31	113,20	114,50	106,79	114,54	114,80	114,81	114,84	114,85	114,91	114,77	114,40	114,83	114,13

Таблица 27 Расчет изоляции при надземной прокладке трубопроводов

Участок	Ч-18	Ц-17	Х-16	Ф-15	У-14	Т-13	С-12	П-11
Длина участка, м	20	20	20	55	20	20	20	20
, мм	0,1	0,033	0,033	0,04	0,082	0,207	0,033	0,125
, мм	0,108	0,038	0,038	0,045	0,089	0,219	0,038	0,133
t',оС	114,54	114,61	114,69	114,72	114,78	114,84	114,86	114,86
Rусл	2,92	5,11	5,11	4,72	3,28	1,81	5,10	2,55
	0,72	0,72	0,72	0,72	0,72	0,72	0,72	0,72
	27,97	38,26	38,26	36,37	29,64	22,62	38,26	26,28
	28,69	38,98	38,98	37,09	30,36	23,35	38,98	27,00
Rн	0,04	0,03	0,03	0,04	0,04	0,03	0,03	0,04
tп,оС	-22,31	-23,07	-23,07	-22,98	-22,48	-21,54	-23,07	-22,10
R	2,95	5,14	5,14	4,75	3,31	1,84	5,14	2,59
q	46,89	26,95	26,97	29,19	41,88	75,54	27,02	53,63
Q Вт	1125,46	646,91	647,37	1926,76	1005,01	1813,07	648,48	1287,18
t'', оС	114,49	109,10	106,96	113,85	114,71	114,83	103,80	114,83

Суммарные тепловые потери водяной сети через изоляцию:

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

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 168?С. Поэтому пар на выходе из котла необходимо редуцировать. Энтальпия редуцированного пара:

.

После охладителя конденсата температуру конденсата принимаем -80?С.

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, ?С;

- энтальпия продувочной воды после охладителя при ^оС,.

13. Расход пара на пароводяной подогреватель сырой воды:

(85)

где - температура воды после химводоочистки, ^оС;

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



14. Температура химочищенной воды после охладителя подпиточной воды:

(86)

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

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

- температура подпиточной воды на выходе из охладителя, ^оС.

Согласно .

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

(87)

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

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



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

(88)

18. Расход пара на деаэратор питательной воды:

(89)

где - температура питательной воды из деаэратора, ^оС.

19. Суммарный расход редуцированного пара на собственные нужды котельной:

20. Расход свежего пара на собственные нужды:

(90)

21. Паропроизводительность котельной с учетом внутренних потерь:

(91)

22. Расхождение с ранее принятой величиной паропроизводительности котельной:

.

Так как %, то уточнения паропроизводительности котельной не требуются.

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

Расчет паровой котельной при отпуске тепла внешнему потребителю

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

Принципиальная схема котельной представлена на рис. 15.

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

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

,

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

,

где - удельная отопительная характеристика здания, Вт/(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 , ^оС. Величина непрерывной продувки котлов % от паропроизводительности котельной.

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

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 168?С. Поэтому пар на выходе из котла необходимо редуцировать. Энтальпия редуцированного пара: .

После охладителя конденсата температуру конденсата принимаем -80?С.

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, ?С;

- энтальпия продувочной воды после охладителя при ^оС,.

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

где - температура воды после химводоочистки, ^оС;

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

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

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

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

- температура подпиточной воды на выходе из охладителя, ^оС.

Согласно .

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

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

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

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

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

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

где - температура питательной воды из деаэратора, ^оС.

19. Суммарный расход редуцированного пара на собственные нужды котельной:

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

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

22. Расхождение с ранее принятой величиной паропроизводительности котельной:

.

Так как %, то уточнения паропроизводительности котельной не требуются.

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

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^оС, летом - +15^оС;

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

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

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

где - температура наружного воздуха в данный период, ?С.

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 -80?С.

Суммарный расход пара на внешнее потребление по (75):

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

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



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

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

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

Таблица 28 Расчет изменения мощности турбины в течение года

Месяц года	,оС								D, кг/с		, кДж/кг	, кДж/кг	N, кВт
январь	-9,1	11344,7	9441,08	21985,81	32,94	37,06	2,59	40,88	11,36	0,7	540	378	6049,21
февраль	-8,4	10994,9	9197,22	21392,08	32,26	36,38	2,55	40,13	11,15	0,7	540	378	6049,21
март	-3,2	10241,5	8478,26	19919,78	30,05	34,18	2,39	37,70	10,47	0,6	510	306	4896,979
апрель	5,9	9587,12	8129,45	18916,57	28,55	32,67	2,29	36,04	10,01	0,6	510	306	4896,979
май	12,8	-	-	1200	2,01	6,13	0,43	6,76	1,88	0,3	470	141	2256,451
июнь	16,7	-	-	1200	2,01	6,13	0,43	6,76	1,88	0,3	470	141	2256,451
июль	18,1	-	-	1200	2,01	6,13	0,43	6,76	1,88	0,3	470	141	2256,451
август	16,9	-	-	1200	2,01	6,13	0,43	6,76	1,88	0,3	470	141	2256,451
сентябрь	11,5	-	-	1200	2,01	6,13	0,43	6,76	1,88	0,3	470	141	2256,451
октябрь	5	9721,61	8159,62	19081,23	28,80	32,92	2,30	36,31	10,09	0,6	510	306	4896,979
ноябрь	-0,4	10052,5	8265,84	19518,32	29,45	33,57	2,35	37,04	10,29	0,6	510	306	4896,979
декабрь	-5,2	10487	8842,37	20529,4	30,97	35,09	2,46	38,71	10,75	0,6	510	306	4896,979

Рис.20 Изменение мощности турбины в течение года

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

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

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

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

5. Экономическая часть проекта

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

5.1.1Структура потребления и производства энергетических ресурсов

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

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

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

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

5.1.2 Финансовая оценка проекта

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

- проектные работы - 700 тыс. руб.;

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

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

- шефмонтажные и пусконаладочные работы - 900 тыс. руб.

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

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

Таблица 29 Прогнозируемые изменения цен на газ и электроэнергию

Годы	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015
Газ, руб./1000нм3	1940	2172	2405	2483	2561	2639	2717	2795
Электроэнергия, руб./кВт ч	0,53	0,67	0,95	1,05	1,27	1,43	1,55	1,68

5.1.3 Производственные издержки

Стоимость дополнительно сжигаемого топлива определяется по формуле (97):

(97)

кг _у.т./кВт ч - удельный расход условного топлива на выработку 1 кВт час;

- теплотворная способность условного топлива на выработку 1кВт час;

- средняя теплотворная способность используемого природного газа,;

- годовая выработка электроэнергии;

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

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

Таблица 30 Годовые производственные затраты

Топливо, руб	15299622,64
Оплата труда (4 смены по 1 человеку по 4000руб/мес), руб	192000
Отчисления на социальное страхование (26,2%), руб	50304
Вспомогательные материалы, руб	10000
Сервисное обслуживание, руб	15000
Амортизационные отчисления (3,7%), руб	592000
Итого:	16158926,64
Себестоимость, руб/кВт час	0,32

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

5.1.4 Доход проекта

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

(98)

- годовая выработка электроэнергии;

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

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

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

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

(99)

- годовая выработка электроэнергии;

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

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

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

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

Таблица 31 Потоки денежных поступлений и выплат

Год	2009	2010	2011	2012	2013
1. Капитальные вложения, тыс.руб.	19200	-	-	-	-
2. Выручка от реализации продукции, в т.ч., тыс.руб.	-	89000	92000	94500	97500
2.1.НДС, тыс.руб.	-	17800	18400	18900	19500
3. Выручка от реализации продукции за вычетом налогов, тыс.руб.	-	71200	73600	75600	78000
4. Общие затраты на производство продукции, в т.ч., тыс.руб.	-	17800,18	18349,62	18899,05	19448,49
4.1. Амортизационные отчисления, тыс.руб.	-	658,61	678,94	699,26	719,59
5. Прибыль, тыс.руб.	-	52741,21	54571,45	56001,68	57831,92
6. Налог на имущество, тыс.руб.	-	1054,82	1091,43	1120,03	1156,64
7. Налогооблагаемая прибыль, тыс.руб.	-	51686,38	53480,02	54881,65	56675,28
8. Налог на прибыль, тыс.руб.	-	12404,73	12835,20	13171,60	13602,07
9. Чистая прибыль, тыс.руб.	-	39281,65	40644,81	41710,05	43073,21
10. Сумма чистой прибыли и амортизационных отчислений с возвратом НДС, тыс.руб.	-	39940,26	41323,75	42409,32	43792,81
11. Сальдо, тыс.руб.	-19200	39940,26	41323,75	42409,32	43792,81
12. По нарастающему итогу, тыс.руб.	-19200	20740,26	62064,01	104473,3	148266,1

5.1.5 Расчет срока окупаемости

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

Таблица 32 Расчет срока окупаемости

1. Год	2009	2010	2011	2012	2013
2. Капитальные затраты, тыс.руб	19200	-	-	-	-
3. Сумма чистой прибыли и амортизационных отчислений с учетом возврата НДС, тыс.руб	-	39940,26	41323,75	42409,32	43792,81
4. Сальдо (3-2), тыс.руб	-19200	39940,26	41323,75	42409,32	43792,81
5. По нарастающему итогу, тыс. руб	-19200	20740,26	62064,01	104473,33	148266,13

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

5.1.6 Расчет основных технико-экономических показателей работы котельной

1.Годовой объем производства электрической энергии

- в стоимостном выражении:

 руб.

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

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

Теплоэнергетическая продукция	Годовая потребность в тепловой энергии, Гкал/год	Производственная программа, Гкал
Отопление	27641,54	39803,82
Вентиляция	56073,62	80746,01
Горячее водоснабжение	2016760,63	2904135,31
Технологическая нагрузка	603,99	869,74
Итого:		3025554,88

5.2.2 Расчет сметы капитальных вложений на строительство системы теплоснабжения промышленного предприятия

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

(103)

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

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)

Объект котельной	Цена единицы, руб.	Число единиц	Сметная стоимость, руб.
1. Котлы типа: ДКВР-20-13 ДЕ-10-14ГМ	- 1200000	3 2	установлено 2400000
2. Оборудование для котлоагрегатов	250000	2	500000
3. Здание котельной	-	1	установлено
4. Дымовая труба для ДЕ-10-14ГМ	1426500	1	1426500
5. Мазутохранилище	-	1	установлено
6. Приемная емкость на 100 м3	-	1	установлено
7. Резервуар железобетонный	-	2	установлено
8. Камера для коренных задвижек	-	2	установлено
9. Железнодорожные эстакады для мазутослива	-	1	установлено
10. Очистные сооружения	-	1	установлено
11. Резервуар воды для пожаротушения	-	3	установлено
12. Прочие инженерные сети	350850	2	701700
Итого:			5028200

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

Объект котельной	Цена единицы, руб.	Число единиц	Сметная стоимость, руб.
1. Котлы типа: ДКВР-20-13 ДЕ-6,5-14ГМ	- 880000	3 3	установлено 2640000
2. Оборудование для котлоагрегатов	250000	3	750000
3. Здание котельной	-	1	установлено
4. Дымовая труба для ДЕ-6,5-14ГМ	1426500	1	1426500
5. Мазутохранилище	-	1	установлено
6. Приемная емкость на 100 м3	-	1	установлено
7. Резервуар железобетонный	-	2	установлено
8. Камера для коренных задвижек	-	2	установлено
9. Железнодорожные эстакады для мазутослива	-	1	установлено
10. Очистные сооружения	-	1	установлено
11. Резервуар воды для пожаротушения	-	3	установлено
12. Прочие инженерные сети	350850	3	1052550
Итого:			5869050

Таблица 36 Сводный расчет капитальных вложений

Объект капитальных вложений	Сумма капитальных затрат по вариантам, руб.
	проектный	базовый
1.Заводская котельная: 2.Водяная сеть 3.Паропровод 4.Прочие инженерные сооружения:	5028200 установлено установлено 400000	5869050 установлено установлено 550000
Итого капитальных вложений	5428200	6419050

5.2.3 Расчет численности работников и размера единого фонда оплаты труда

Численность сменного дежурного персонала рассчитывается по формуле (104):

(104)

где 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.