Проектирование отопительной котельной для теплоснабжения

Аннотация

Глинина Е. В. Проектирование отопительной котельной для теплоснабжения п. Шеркалы Тюменской области, - Челябинск: ЮУрГУ, Э, 2007, 100с, Библиография литературы 16 наим. Графическая часть 7 листов.

В связи с расширение месторождений и увеличением добычи нефти в районе п. Шеркалы Тюменской области было принято решение о постройке нового микрорайона. Для теплоснабжения горячей водой и теплом на нужды отопления и вентиляции предложен проект котельной с установкой четырех водогрейных котлов КВ-ГМ-30-150.

Произведен расчет тепловых нагрузок, тепловой схемы котельной, тепловой расчет котла, сделан выбор оборудования для предложенной схемы котельной.

Рассмотрены вопросы защиты окружающей среды, выполнен расчет дымовой трубы.

Приводится краткое описание схемы автоматики.

Произведен технико-экономический расчет работы котельной на природном газе.

Рассмотрены вопросы безопасности жизнедеятельности обслуживающего персонала.

Содержание

Введение

Описание системы теплоснабжения

1. Расчет тепловых нагрузок отопления вентиляции и ГВС 13

1.1 Сезонная тепловая нагрузка 14

1.2 Расчет круглогодичной нагрузки 15

1.3 Расчет температур сетевой воды 17

1.4 Расчет расходов сетевой воды 19

2. Расчет тепловой схемы котельной 21

2.1 Построение тепловой схемы котельной 21

2.2 Расчет тепловой схемы котельной 22

3.Тепловой расчет котла 24

3.1 Технические характеристики котла КВ-ГМ-30-150 24

3.2 Конструктивные характеристики котла 26

3.3 Топочное устройство котла КВ-ГМ-30-150 28

3.4 Тепловой расчет котла КВ-ГМ-30-150 31

3.5 Тепловой баланс котла и расход топлива 35

3.6 Расчет теплообмена в топке 37

3.7 Расчет конвективного пучка 39

3.8 Сводная таблица теплового расчета котла и невязка баланса 41

4. Выбор оборудования 42

5. Охрана окружающей среды 44

5.1 Вещества, загрязняющие окружающую среду 44

5.2 Мероприятия по охране окружающей среды 44

5.3 Расчет концентрации загрязняющего вещества 47

5.4 Расчет высоты дымовой трубы 48

6. Автоматизация 52

7. Технико-экономический расчет 57

7.1 Постановка задачи 57

7.2 Расчет капитальных затрат 57

7.3 Расчет основных текущих затрат 59

7.4 SWOT анализ 61

7.5 Поле сил изменений системы 63

7.6 Построение пирамиды целеполагания и дерева целей 64

7.7 Организационная структура 66

7.8 Объемы производства продукции 67

7.9 Планирование на предприятии 67

7.10 Планирование труда и заработной платы 69

7.11 Калькуляция текущих затрат на энергетическое обслуживание 77

7.12 Планирование сметы затрат на энергетическое обслуживание 79

7.13 Основные экономические показатели 80

8.Безопасность жизнедеятельности 81

8.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов 82

8.2 Влияние выявленных ОВПФ на организм человека 84

8.3 Безопасность технологических процессов 91

Заключение

Литература

Введение

Основное назначение любой системы теплоснабжения состоит в обеспечении потребителей необходимым количеством теплоты требуемых параметров.

В зависимости от размещения источника теплоты по отношению к потребителям системы теплоснабжения разделяются на централизованные и децентрализованные.

В децентрализованных системах источник теплоты и теплоприемники потребителей совмещены в одном агрегате или размещены столь близко, что передача теплоты от источника до теплоприемника может производиться без промежуточного звена -тепловой сети.

В системах централизованного теплоснабжения источник теплоты и теплоприемники потребителей размещены раздельно, часто на значительном расстоянии, поэтому передача теплоты от источника до теплоприемников производится по тепловым сетям.

Для транспорта теплоты на большие расстояния применяются два теплоносителя: вода и водяной пар. Как правило, для удовлетворения сезонной нагрузки и нагрузки горячего водоснабжения в качестве теплоносителя используется вода, для промышленно-технологической нагрузки - пар.

Подготовка теплоносителей производится в специальных, так называемых теплоприготовительных установках на ТЭЦ, а также в городских, групповых (квартальных) или промышленных котельных.

Развитие электроэнергетики ведется в основном за счет строительства крупных тепловых и атомных электростанций с мощными конденсационными турбинами 300, 500, 800 и 1000 МВт. В этих условиях постройка новых ТЭЦ экономически оправдана лишь в районах, где имеются комплексы промышленных предприятий и жилые массивы с большой концентрацией тепловых потребителей.

В тех районах, где концентрация теплового потребления не достигает экономически целесообразного для постройки ТЭЦ максимума, должна осуществляться оптимальная централизация теплоснабжения на основе развития сети крупных районных котельных.

При централизации теплоснабжения и закрытии небольших малоэкономичных заводских и домовых котельных уменьшаются расходы топлива, сокращается количество обслуживающего персонала и уменьшается загрязнение окружающей среды.

Таким образом, развитие теплоснабжения потребителей намечается по основным направлениям централизации системы, базирующейся на комбинированной выработке электроэнергии и тепла на мощных ТЭЦ и АТЭЦ высокого давления, в том числе на чисто отопительных ТЭЦ; централизации систем теплоснабжения крупных районных производственно-отопительных и чисто отопительных котельных.

Децентрализованное теплоснабжение от небольших заводских, а также отопительных квартальных и домовых котельных, от печей и индивидуальных нагревательных приборов в ближайшее время будет сокращаться, но все же будет иметь заметное место в покрытии общего теплоснабжения.

Необходимо отметить, что даже при теплоснабжении от современных ТЭЦ высокого и сверхвысокого давления покрытие пиков отопительных нагрузок осуществляется от крупных пиковых водогрейных котлов, устанавливаемых как на территории ТЭЦ, так и в отдельно стоящих районных котельных.

Однако 95% городов и поселков городского типа будут иметь расчетную тепловую нагрузку менее 500 Гкал/ч, и для них основными источниками теплоснабжения будут котельные. Продолжающееся удорожание всех видов органического топлива и изменение стоимости оборудования могут изменить в меньшую сторону расчетные технико-экономические показатели, являющиеся в настоящее время оптимальными для постройки ТЭЦ.

Таким образом, использование производственно-отопительных и отопительных котельных в будущем сохранится и при этом предусматривается их укрупнение, повышение экономичности использования органического топлива и оснащение новым современным оборудованием.

Описание системы теплоснабжения.

В настоящее время наиболее распространены двухтрубные закрытые системы теплоснабжения.

Основными преимуществами закрытой системы теплоснабжения являются:

стабильность (по запаху, цветности и другим санитарным показателям) качества воды, поступающей на водоразбор;

достаточно простой санитарный контроль системы теплоснабжения;

достаточно простая эксплуатация, т.к. стабильный гидравлический режим;

простота контроля герметичности системы теплоснабжения;

Источником теплоснабжения района является отопительная котельная, которая состоит из четырех водогрейных котлов КВ-ГМ-30-150 общей мощностью 111,9 МВт (96,3 Гкал/ч). Основным топливом для данных котлов является газ, резервным - мазут.

Данная котельная предназначена для отпуска тепла в виде горячей воды на нужды отопления, вентиляции и горячего водоснабжения района. Потребителями тепла являются жилые дома района и общественные здания (нагрузка вентиляции).

Схема теплоснабжения закрытая двухтрубная, регулирование отпуска тепла качественное по отопительной нагрузке, температурный график отпуска тепла 150/70 °С.

Население района 30 000 человек.

1. Расчет тепловых нагрузок отопления, вентиляции и горячего водоснабжения.

В качестве потребителя коммунально-бытовой нагрузки выбран строящийся микрорайон п. Шеркалы с жилыми домами квартирного типа при высоте зданий 5 и более этажей. Для расчета берем данные г. Красноярска.

Таблица 1.

Исходные данные

Наименование	Обозначение	Единица измерения	Величина
Расчетная температура воздуха проектирования отопления [1]	tно	?С	- 40
Средняя температура наиболее холодного месяца [1]	tнхм	?С	- 17
Расчетная температура воздуха внутри жилых помещений	tв	?C	+ 20
Расчетная температура горячей воды у абонента	tг	?С	+ 65
Расчетная температура холодной воды у абонента в летний период		?С	+ 15
Расчетная температура холодной воды у абонента в зимний период		?С	+ 5
Количество квадратных метров жилой площади на одного жителя	fуд	м2/чел	18
Количество жителей	z	чел	30000
Укрупненный показатель макс. теплового потока на отопление жилых зданий на 1 м2 общей площади	qf	Вт/м2	85
Норма среднего недельного расхода горячей воды для жилых помещений	а	л/сут	100
Норма среднего недельного расхода горячей воды для общественных и административных зданий	b	л/сут	25
Коэффициент, учитывающий расход тепла на общественные здания	К1	-	0,25
Коэффициент, учитывающий тип застройки зданий	К2	-	0,6
Продолжительность работы системы отопления	no	ч/год	5650

1.1 Сезонная тепловая нагрузка

Таблица 2.

Расчет сезонных нагрузок

Величина	Единица измерения	Расчет
Наименование	Расчетная формула или способ определения
Расчетная нагрузка отопления (t = tно = - 40 ?С)		МВт
Расчетная нагрузка вентиляции (t = tно = - 40 ?С)		МВт
Нагрузка отопления (tн = + 8 ?C)		МВт
Нагрузка вентиляции (tн = + 8 ?C)		МВт
Нагрузка отопления (tнхм = - 17 ?C)		МВт
Нагрузка вентиляции (tнхм = -17 ?C)		МВт

1.2 Расчет круглогодичной нагрузки

Таблица 3.

Расчет круглогодичной нагрузки

Величина	Единица измерения	Расчет
Наименование	Расчетная формула или способ определения
Средненедельный расход тепла на ГВС для зимнего периода		МВт
Средненедельный расход тепла на ГВС для летнего периода		МВт
Коэффициент недельной неравномерности	Кн	-	1,2
Коэффициент суточной неравномерности	Кс	-	1,9
Расчетный расход тепла на ГВС для зимнего периода		МВт
Расчетный расход тепла на ГВС для летного периода		МВт
Средняя температура воздуха отопительного периода	(табл. 4.1 [1])	?С	- 7,2
Годовой расход тепла на отопление		МВт
Годовой расход тепла на вентиляцию		МВт
Годовой расход тепла на ГВС		МВт
Суммарный годовой расход теплоты		МВт

1.3 Расчет температур сетевой воды

Таблица 4.

Расчет температур сетевой воды

Величина	Единица измерения	Расчет
Наименование	Расчетная формула или способ определения
Расчетная температура воды в подающем трубопроводе	(по условию)	?С	150
Расчетная температура воды в обратном трубопроводе	(по условию)	?С	70
Температура воды в стояке местной системы после смешения на вводе		?С	95
Перепад температур воды в местной системе		?С	95 - 70 = 25
Перепад температур тепловой сети		?С	150 - 70 = 80
Температурный напор нагревательного прибора местной системы		?С

Текущие значения температур сетевой воды в подающем и обратном трубопроводах рассчитываем по формулам:

, (1)

; (2)

где - величина относительной тепловой нагрузки:

. (3)

Таблица 5. Температуры сетевой воды

tн	+ 8	+ 3	0	- 5	- 10	- 15	- 20	- 25	- 30	- 35	- 40
	0,20	0,28	0,33	0,42	0,50	0,58	0,67	0,75	0,83	0,92	1
	65,0	65,0	69,3	80,1	90,8	101,3	111,6	121,9	132,0	142,0	150,0
	28,4	32,7	35,3	39,7	44,0	48,3	52,7	57,0	61,3	65,7	70,0

Рис. 2. Графики температур сетевой воды

1.4 Расчет расходов сетевой воды

Таблица 6. Расчет расходов сетевой воды

Величина	Единица измерения	Расчет
Наименование	Расчетная формула или способ определения
Расчетный расход воды на отопление (tн = tно)		кг/с	171
Расход воды на отопление при tн = + 8 ?С		кг/с	85
Расчетный расход воды на вентиляцию (tн = tно)		кг/с	20,5
Расход воды на вентиляцию при tн = + 8 ?С		кг/с	10,3

При t_н > t_ни:

, (4)

кг/с.

При t_н < t_ни:

(5)

Таблица 7. Расчет расходов воды сетевой воды на ГВС

tн	+ 8	+ 3	0	- 5	- 10	- 15	- 20	- 25	- 30	- 35	- 40
	184	184	165	146	127	112	101	91	84	78	74

Рис. 3. Графики расходов сетевой воды

2. Расчет тепловой схемы котельной

2.1 Построение тепловой схемы котельной

2.2 Расчет тепловой схемы котельной

Таблица 8.

Расчет котельной

Расчетная величина	Обозначение	Расчетная формула или способ определения	Единица измерения	Расчетный режим tно = - 41 С
Расход теплоты на отопление и вентиляцию			МВт	64,3
Расход теплоты на ГВС		Из расчета	МВт	24,9
Общая тепловая мощность ТГУ			МВт	89,2
Температура прямой сетевой воды на выходе из ТГУ		По рис. 2	?С	150
Температура обратной сетевой воды на входе в ТГУ		По рис. 2	?С	70
Расход сетевой воды на отопление и вентиляцию			кг/с	191,5
Расход сетевой воды на ГВС			кг/с	74
Общий расход сетевой воды			кг/с	265,5
Расход воды на подпитку и потери в т/с			кг/с	6,64
Расход теплоты на собственные нужды			МВт	2,68
Общая тепловая мощность ТГУ			МВт	91,88
Расход воды через котельные агрегаты			кг/с	273
Температура воды на выходе из котла			?С	150
Расход воды через котел на собственные нужды			кг/с	7,9
Расход воды на линии рециркуляции			кг/с	0
Расход воды по перемычке			кг/с	0
Расход химочищенной воды			кг/с	6,64
Расчетная величина	Обозначение	Расчетная формула или способ определения	Единица измерения	Расчетный режим tно = 41 С
Расход исходной воды			кг/с	7,64
Расход греющей воды на Т№2			кг/с	3,32
Температура греющей воды после Т№1			С	24
Расход выпара из деаэратора			кг/с	0,01
Расход греющей воды на деаэрацию			кг/с	2,21
Расчетный расход воды на собственные нужды			кг/с	5,53
Расчетный расход воды через котельный агрегат			кг/с	271
Ошибка расчета	?		%	0,73

3. Тепловой расчет котла

3.1 Технические характеристики котла КВ-ГМ-30-150

Целью поверочного теплового расчета котлоагрегата является определение (по имеющимся конструктивным характеристикам, заданной нагрузке и топливу) следующих параметров: температуры воды и продуктов сгорания на границах между поверхностями нагрева, КПД агрегата, расхода топлива.

Конструкция котлоагрегата разработана с учетом максимальной степени заводской блочности и унификации деталей, элементов и узлов котлоагрегатов, работающих на различных видах топлива.

Котлы КВ-ГМ-30-150, выполненные по П-образной схеме, эксплуатируются, и выпуск их продолжается на Дорогобужском котельном заводе. Котел КВ-ГМ-30-150 поставляется заводом только для работы в основном отопительном режиме (вход воды осуществляется в нижний коллектор заднего топочного экрана, выход воды - из нижнего коллектора фронтового экрана).

Топочная камера имеет горизонтальную компоновку. Конфигурация камеры в поперечном разрезе повторяет профиль железнодорожного габарита. Конвективная поверхность нагрева расположена в вертикальной шахте с подъемным движением газов.

Котел КВ-ГМ-30-150 предназначен для сжигания газа и мазута. На фронтовой стенке котла установлена одна газомазутная горелка с ротационной форсункой. Для удаления наружных отложений с конвективных поверхностей котел снабжен дробеочисткой.

Схема циркуляции: последовательное движение воды по поверхностям нагрева, вход - в нижний коллектор заднего топочного экрана, выход - из нижнего коллектора фронтового экрана.

Обмуровка надтрубная, несущего каркаса нет. Топочный и конвективный блоки имеют опоры, приваренные к нижним коллекторам котлоагрегата. Опоры на стыке топочного и конвективного блоков неподвижные.

Габаритные размеры котла: длина 11800 мм, ширина 3200 мм, высота 7300 мм.

Таблица 9.

Технические характеристики котла КВ-ГМ-30-150

Наименование величины	Единица измерения	Значение
Номинальная теплопроизводительность	Гкал/час	30
Расход воды	т/час	370
Расход топлива:
газ	м3/час	3680
мазут	кг/час	3490
Температура уходящих газов
газ	С	160
мазут	С	250
КПД при номинальной нагрузке
на газе	%	91,2
на мазуте	%	87,7
Гидравлическое сопротивление котла	кгс/м2	19000
Давление воды расчетное	кгс/см2	25
Видимое теплонапряжение топочного объема
газ	ккал/м3 час	551103
мазут	ккал/м3 час	480103

3.2 Конструктивные характеристики котла

Топочная камера полностью экранирована трубами диаметром 603 мм с шагом 64 мм. Экранные трубы привариваются непосредственно к камерам диаметром 21910 мм. В задней части топочной камеры имеется промежуточная экранированная стенка, образующая камеру догорания. Экраны промежуточной стенки выполнены также из труб диаметром 603 мм, но установлены в два ряда с шагом S₁ = 128 мм и S₂ = 182 мм.

Конвективная поверхность нагрева расположена в вертикальной шахте с полностью экранированными стенками. Задняя и передняя стены выполнены из труб диаметром 603 мм с шагом 64 мм.

Боковые стены экранированы вертикальными трубами диаметром 833,5 мм с шагом 128 мм. Эти трубы служат также стояками для труб конвективных пакетов, которые набираются из U-образных ширм из труб диаметром 283 мм. Ширмы расставлены таким образом, что трубы образуют шахматный пучок с шагом S₁ = 64 мм и S₂ = 40 мм. Передняя стена шахты, являющаяся одновременно задней стеной топки, выполнена цельносварной. В нижней части стены трубы разведены в четырехрядный фестон с шагом S₁ = 256 мм и S₂ = 180 мм. Трубы, образующие переднюю, боковые и заднюю стены конвективной шахты, вварены непосредственно в камеры диаметром 21910 мм.

Таблица 10.

Конструктивные характеристики котла КВ-ГМ-30-150

Наименование величины	Единица измерения	Значение
Глубина топочной камеры	мм	8484
Ширина топочной камеры	мм	2880
Глубина конвективной шахты	мм	2300
Наименование величины	Единица измерения	Значение
Ширина конвективной шахты	мм	2880
Ширина по обмуровке	мм	3200
Длина по обмуровке (с горелкой)	мм	11800
Высота от уровня пола до верха обмуровки (оси коллектора)	мм	6680
Радиационная поверхность нагрева	м2	126,9
Конвективная поверхность нагрева	м2	592,6
Полная площадь поверхности нагрева	м2	719,5
Масса в объеме поставки	кг	32400

3.3 Топочное устройство котла КВ-ГМ-30-150

Котел снабжен газомазутной ротационной горелкой РГМГ-30. К достоинствам ротационных форсунок можно отнести бесшумность в работе, широкий диапазон регулирования, а также экономичность их эксплуатации, так как расход энергии на распыливание значительно ниже, чем при механическом, паровом или воздушном распыливании.

Основными узлам горелочного устройства являются: ротационная форсунка, газовая часть периферийного типа, воздухонаправляющее устройство вторичного воздуха и воздуховод первичного воздуха.

Ротор форсунки представляет собой полый вал, на котором закреплены гайки-питатели и распыливающий стакан.

Ротор приводится в движение от асинхронного электродвигателя с помощью клиноременной передачи. В передней части форсунок установлен завихритель первичного воздуха аксиального типа с профильными лопатками, установленными под углом 30°. Первичный воздух от вентилятора первичного воздуха подается к завихрителю через специальные окна в корпусе форсунки.

Воздухонаправляющее устройство вторичного воздуха состоит из воздушного короба, завихрителя аксиального типа с профильными лопатками, установленными под углом 40° и переднего кольца, образующего устье горелки.

Газовая часть горелки периферийного типа состоит из газораспределяющей кольцевой камеры с однорядной системой газовыдающих отверстий одного диаметра и двух газоподводящих труб.

Таблица 11.

Технические характеристики горелки РГМГ-30

Наименование величины	Единица измерения	Значение
Номинальная теплопроизводительность	Гкал/час	30
Диапазон регулирования	%	10-100
Ротационная форсунка:
Диаметр распыливающего стакана	мм	200
Частота вращения стакана	об/мин	5000
Вязкость мазута перед форсункой	ВУ	8
Давление мазута перед форсункой	кгс/см2	2
Электродвигатель:
Тип		АОЛ2-31-2М101
Мощность	кВт	3
Частота вращения	об/мин	2880
Автономный вентилятор первичного воздуха (форсуночный):
Тип		30 ЦС-85
Производительность	м3/час	3000
Давление воздуха	мм вод. ст.	850
Тип электродвигателя		АО-2-52-2
Мощность	кВт	13
Частота вращения	об/мин	3000
Аэродинамическое сопротивление горелки по первичному воздуху не менее	кгс/см2	900
Температура первичного воздуха	С	10-50
Диаметр патрубка первичного воздуха	мм	320
Воздухонаправляющее устройство вторичного воздуха:
Тип короба		С обычным прямым подводом воздуха
Ширина короба	мм	580
Сопротивление лопаточного аппарата	кгс/см2	250
Газовая часть:
Тип газораздающей части		Периферийная с двусторонним подводом
Число газовыдающих отверстий	шт	21
Диаметр газовыдающих отверстий	мм	18
Сопротивление газовой части	кгс/см2	3000-5000
Диаметр устья горелки	мм	725
Угол раскрытия амбразуры		60
Габаритные размеры
Диаметр присоединительного фланца	мм	1220
Длина	мм	1446
Высота	мм	1823
Масса	кг	869

3.4 Тепловой расчет котла КВ-ГМ-30-150

Исходные данные:

Топливо природный газ, состав (%):

СН₄ 94,9

С₂Н₆ 3,2

С₃Н₈ 0,4

С₄Н₁₀ 0,1

С₅Н₁₂ 0,1

N₂ 0,9

CО₂ 0,4

= 36,7 МДж/м³

Объемы продуктов сгорания газообразных топлив отличаются на величину объема воздуха и водяных паров, поступающих в котел с избыточным воздухом.

Объемы, энтальпии воздуха и продуктов сгорания определяют в расчете на 1 м³ газообразного топлива. Расчеты выполняют без учета химической и механической неполноты сгорания топлива.

Теоретически необходимый объем воздуха:

, (6)

где m и n числа атомов углерода и водорода в химической формуле углеводородов, входящих в состав топлива.

Теоретические объемы продуктов сгорания вычисляем по формулам:

, (7)

.

, (8)

.

Объем водяных паров:

, , (9)

где d = 10 г/м³ влагосодержание топлива, отнесенное к 1 м³ сухого газа при t = 10 С.

.

Теоретический объем дымовых газов:

, (10)

.

Действительное количество воздуха, поступающего в топку, отличается от теоретически необходимого в ? раз, где ? - коэффициент избытка воздуха. Выбираем коэффициент избытка воздуха на входе в топку ?_т и присосы воздуха по газоходам ?? и находим расчетные коэффициенты избытка воздуха в газоходах ?.

Таблица 12.

Присосы воздуха по газоходам ? и расчетные коэффициенты избытка воздуха в газоходах ?

Участки газового тракта	?	?
Топка	0,14	1,14
Конвективный пучок	0,06	1,2

Наличие присосов воздуха приводит к тому, что объем продуктов сгорания будет отличаться от теоретического, поэтому необходимо рассчитать действительные объемы газов и объемные доли газов. Так как присосы воздуха не содержат трехатомных газов, то объем этих газов от коэффициента избытка воздуха не зависит и во всех газоходах остается постоянным и равным теоретическому.

Таблица 13.

Характеристика продуктов сгорания в поверхностях нагрева

Величина	Единица	Топка,	Конвективный пучок
Коэф. избытка воздуха	?	1,14	1,2
	м3/кг	9,06	9,65
	м3/кг	2,2	2,21
	м3/кг	12,31	12,91
	?	0,084	0,081
	?	0,178	0,171
	?	0,262	0,252

Энтальпии теоретического объема воздуха и продуктов сгорания, отнесенные к 1 м³ сжигаемого топлива при температуре , С, рассчитывают по формулам:

, (11)

, (12)

где , , , удельные энтальпии воздуха, трехатомных газов, азота и водяных паров соответственно.

Энтальпию продуктов сгорания на 1 м³ топлива при 1 рассчитываем по формуле:

. (13)

Результаты расчетов по определению энтальпий при различных температурах газов сводим в таблицу:

Таблица 14.

Определение энтальпии продуктов сгорания в газоходах котла

, С	I0в=V0 (ct)в	IRO2 = VRO2 (c?)RO2	I0N2 = = V0N2 (c?)N2	I0H2O = = V0H2O (c?)H2O	I0г = IRO2 + + I0N2 + I0H2O
30	379,4				379,4
100	973,0	175,76	1001	329,18	1505,9
200	2588,1	371,28	2002	662,7	3036
300	3921,1	581,36	3018,4	1009,4	4609,1
400	5273,6	802,88	4057,9	1364,6	6225,4
500	6655,3	1035,8	5112,8	1730,9	7879,5
600	8075,9	1270,88	6190,8	2108,8	9569,7
700	9525,6	1519,44	7284,2	2500,4	11304,1
800	10994,9	1772,1	8416	2910,3	13098,5
900	12464,1	2029,04	9571,04	3322,3	14922,4
1000	13972,2	2290,1	10733,8	3760,5	16784,3
1100	15519,3	2555,2	11896,5	4198,6	18650,4
1200	17066,4	2825,6	13051,5	4645,5	20522,9
1400	20199,4	3369,6	15469,6	5576,4	24415,3
1600	23381,0	3917,68	17877,10	6542,1	28346,2
1800	26553,1	4475,12	20343,4	7338,4	32356,9
2000	29812,7	5036,72	22822,8	8558,7	36416,2
2200	33072,2	5602,48	25333,0	9589,8	40525,3

3.5 Тепловой баланс котла и расход топлива

Тепловой баланс парогенератора выражает качественное соотношение между поступившей в агрегат теплотой, называемой располагаемой теплотой и суммой полезно используемой теплоты и тепловых потерь.

Таблица 15. Расчет теплового баланса котла

Наименование	Обозначение	Расчетная формула или способ определения	Единица	Расчет
Располагаемая теплота сгорания топлива	Qрр	Qрн + Qв.н + iтл	кДж/м3	36764,6
Потеря теплоты от химической неполноты сгорания топлива	q3	Табл. 4?3 [2]	%	0,5
Потеря теплоты от механической неполноты сгорания топлива	q4	Табл. 4?3 [2]	%	0
Температура уходящих газов	ух	По выбору, табл. 1?3 [2]	С	160
Энтальпия уходящих газов	Iух	По I? таблице	кДж/кг	3042
Температура воздуха в котельной	tх.в.	По выбору	С	30
Теоретическая энтальпия воздуха в котельной	I0х.в.	По I? таблице	кДж/кг	385,3
Потеря теплоты с уходящими газами	q2		%	6,99
Потеря теплоты от наружного охлаждения	q5	По рис. 3?1 [2]	%	1,9
Сумма тепловых потерь	?q	q5 + q4 + q3 + q2	%	9,4
КПД котла	ка	100 - ?q	%	90,6
Коэффициент сохранения теплоты	?		?	0,98
Температура воды на входе в котел	tв	По расчету	С	70
Энтальпия воды на входе в котел	Iв	Табл. VI?6 [2]	кДж/кг	294,6
Температура воды на выходе из котла	tв	По расчету	С	150
Энтальпия воды на выходе из котла	Iв	Табл. VI?7 [2]	кДж/кг	633,1
Расход воды через котел	Qпол	По расчету	кВт	271
Расход топлива на котел	В		м3/с	1,047

3.6 Расчет теплообмена в топке

Таблица 16.

Поверочный расчет топки

Величина	Обозначение	Расчетная формула или способ определения	Единица	Расчет
Суммарная площадь лучевоспр. поверхности	Нл	табл. II?9 [2]	м2	126,9
Полная площадь стен топочной камеры	Fст	по конструктивным размерам	м2	137,2
Коэф. тепловой эффект-ти лучевосп. поверхности	?ср		?	0,67
Эффективная толщина излуч. слоя пламени	s		м	2,138
Полная высота топки	Hт	по конструктивным размерам	м	2,05
Высота расположения горелок	hт	по конструктивным размерам	м	1,65
Относительный уровень расположения горелок	xт		?	0,8
Параметр, учитыв. характер распределения т-ры в топке	M		?	0,35
Коэф. избытка воздуха на выходе из топки	?т	Табл. 1?1	?	1,14
Присос воздуха в топке	??т	Табл. 2?2 [2]	?	0,06
Температура холодного воздуха	t хв	По выбору	С	30
Энтальпия присосов воздуха	I0прс	Табл. 1?3	кДж/м3	385,3
Кол-во теплоты, вносимое в топку воздухом	Qв		кДж/ м3	20,7
Полезное тепловыделение в топке	Qт		кДж/ м3	36601,47
Адиабатическая температура горения	а	Табл. 1?4	С	1996,6
Температура газов на выходе из топки	т	По выбору, табл. 5?3 [2]	С	1050
Энтальпия газов на выходе из топки	Iт	Табл. 1?4	кДж/м3	19929,29
Средняя суммарная теплоем. продуктов сгорания	Vccp			17,61
Объемная доля: Водяных паров Трехатомных газов		Табл. 1?2 Табл. 1?2	? ?	0,178 0,084
Суммарная объемная доля трехатомных газов	rn	Табл.1-2	?	0,262
Коэф. ослабления лучей трехатомными газами	kг kкокс	Рис. 5?5 [2] Стр. 31 [2]	1/ мМПа	6,76
Коэф. ослабления лучей топочной средой	k	k г rn+ k кокс ?1 ?2	1/ мМПа	1,77
Степень черноты факела	aф	1 ? е? kps	?	0,307
Степень черноты топки	aт		-
Тепловая нагрузка стен топки	qF		кВт/м2
Температура газов на выходе из топки	т	Рис. 5?8 [2]	С	1090
Энтальпия газов на выходе из топки	Iт	Табл. 1?4	кДж/м3	20768,49
Общее тепловосприятие топки	Qлт	?(Qт ? Iт)	кДж/м3	14249,6
Средняя тепловая нагрузка лучевосп. поверхности топки	qсрл		кВт/м3	117,6

3.7 Расчет конвективного пучка

Конвективными называют такие поверхности нагрева, в которых процесс передачи теплоты осуществляется путем конвективного теплообмена.

конвективные пучки получают теплоту не только путем конвективного теплообмена, но и теплоту прямого излучения топки. При расчете такой поверхности нагрева используют методику расчета конвективных поверхностей нагрева с учетом тепловосприятия прямого излучения топки.

Таблица 17.

Тепловой расчет конвективного пучка

Величина	Обозначение	Формула или способ определения	Единица	Расчет
Полная площадь поверхности нагрева	Н	По конструктивным размерам (табл. II?9 [2])	м2	592,6
Диаметр труб	d	По конструктивным размерам	мм	0,028
Средняя длина труб	l	По конструктивным размерам	м	0,75
Поперечный шаг труб	s1	По конструктивным размерам	м	0,064
Продольный шаг труб	s2	По конструктивным размерам	м	0,04
Относительный поперечный шаг труб	s1/d	По конструктивным размерам	-	2,29
Относительный продольный шаг труб	s2/d	По конструктивным размерам	-	1,43
Размеры поперечного сечения газохода	A B	По конструктивным размерам	м м	2,3 2,88
Эффективная толщина излучающего слоя	s		м	0,084
Температура газов перед конвективным пучком		т ? из расчета топки	С	1090
Энтальпия газов перед конвективным пучком	I	Iт ? из расчета топки	кДж/м3	20768,49
Температура газов за конвективным пучком		По выбору (стр. 53 [2])	С	160
Энтальпия газов за конвективным пучком	I	По I? таблице	кДж/ м3	2705,5
Количество теплоты, отданное конвективному пучку	Qг	?(I ? I)	кДж/ м3	18376,5
Средняя температура газов	ср	0,5( + )	С	625
Коэффициент теплоотдачи конвекцией	?к	?н Сz Cs Cф, рис. 6?5 [2]		105,84
Суммарная оптическая толщина запыленного газового потока	kps	(kгrn + kзлзл) p s		60,98
Степень черноты излучающей среды	a	1 ? е ? kps	?	0,12
Коэффициент тепловой эффективности	?	Стр. 48 [2]	С	0,8
Температура загрязнения стенки трубы	tст	tкип + ?t	С	135
Коэффициент теплоотдачи излучением	?л	?н a		11
Коэффициент теплоотдачи от газов к стенке	?1	?(?к + ?л)		116,84
Тепловосприятие конвективного пучка	?0	?1		92
Температурный напор на входе в пучок	tб	-t	C	940
Температурный напор на выходе из пучка	tм	-t	С	90
Средний температурный напор	?t	Табл. 6?1 [2]	С	353
Расхождение расчетных тепловосприятий	?Q		%	0,8

3.8 Сводная таблица теплового расчета котла и расчетная невязка теплового баланса

Таблица 18.

Тепловой баланс котла

Величина	Обозначение	Единица	Результат
Располагаемая теплота топлива	Qрр	кДж/м3	36764,6
Температура уходящих газов	ух	С	160
Потери теплоты с уходящими газами	q2	%	6,99
КПД		%	90,6
Расход топлива на котел	Вр	м3/с	1,047
Топка
Теплота, вносимая воздухом	Qв	кДж/м3	20,7
Полезное тепловыделение	Qт	кДж/м3	36601,47
Температура газов на выходе из топки	т	С	1090
Энтальпия газов на выходе из топки	Iт	кДж/м3	20768,49
Тепловосприятие	Qл	кДж/м3	16211,2
Конвективный пучок
Температура газов на входе		С	1090
Температура газов на выходе		С	160
Энтальпия газов на входе	I	кДж/м3	21152,67
Энтальпия газов на выходе	I	кДж/м3	2705,5
Тепловосприятие	Q	кДж/м3	18392,8

Невязка теплового баланса составила 1,8 %, расчет считаем верным.

4. Выбор оборудования

Таким образом, на основании расчетов тепловой схемы котельной предусматривается установка четырех водогрейных котлов КВ-ГМ-30-150. Для каждого котла устанавливается: дымосос Д-13,5x2, n = 750 об/мин с электродвигателем мощностью 55 кВт; дутьевой вентилятор ВД-15,5, n = 750 об/мин с электродвигателем мощностью 55 кВт.

Сетевые насосы водогрейных котлов являются ответственными элементами тепловых схем. Сетевые насосы выбирают по расходу сетевой воды G, т/ч. В котельной с водогрейными котлами и подогревателями сетевой воды должно быть установлено не менее двух сетевых насосов. Определив по расчету G_max = 358,8 кг/с = 1291,6 т/ч.

Выбираю в качестве сетевых насосов три центробежных насоса WILLO-IL 150/320-37/4 (два рабочих, один резервный). Для покрытия летней нагрузки G_rвс = 128,6 кг/с = 462,9 т/ч устанавливаем дополнительно два рабочих и один резервный центробежные насосы WILLO-IL 150/300-30/4.

Сетевые насосы устанавливаются на обратной линии тепловых сетей, где температура сетевой воды не превышает 70°С.

Рециркуляционные насосы устанавливают для повышения температуры воды на входе в котел путем подмешивания горячей воды из прямой линии теплосетей. Подача рециркуляционных насосов определена при расчете тепловой схемы. G_peu = 67,2 кг/с. Выбираем два насоса (один резервный) WILLO-IL 100/5-21 BF.

Для восполнения утечек воды устанавливают подпиточные насосы. Количество воды для покрытия утечек из закрытых теплофикационных систем принимают равным 0,5% от объема воды в трубопроводах системы, а подача подпиточного насоса выбирается вдвое больше для возможности аварийной подпитки сетей. Выбираем два насоса (один резервный) MVI 410/PN 16 3.

Для подачи воды от источника водоснабжения котельной -водопровода жилого района - в систему водоподготовки, устанавливают сетевые насосы. Подача этих насосов определяется максимальной потребностью в химически очищенной воде и расхода ее на собственные нужды химводоочистки. G_св = 5,55 кг/с. Выбираю два насоса (один резервный) WILLO-IL-E 80/9-48 BF R1.

Для обеспечения надежной работы котельной со стальными водогрейными котлами обязательно удаление из воды растворенных в ней коррозионно-активных газов - кислорода и свободной углекислоты. Расход деаэрированной воды равен 4,62 кг/с = 16,6 т/ч.

Выбираем вакуумный деаэратор: ДВ-18, производительностью 18 т/ч.

Для создания вакуума и удаления газов из деаэратора используют вакуумные насосы. Выбираем ВК-25 с подачей 4-50 м³/мин. Один рабочий и один резервный.

Подогреватели исходной и химочищенной воды:

Выбираем два водоводяных теплообменника ПВ-Z-l 1 с поверхностью нагрева 5,89 м и ПВ-Z-IO с поверхностью нагрева 6,9 м .



5. Охрана окружающей среды

В настоящее время с увеличением мощностей промышленных объектов, концентрацией жилых и общественных зданий вопросы охраны окружающей среды приобретают исключительное значение.

5.1 Вещества, загрязняющие окружающую среду

Основным источником образования вредных веществ при работе котельной являются котлоагрегаты. При горении газа в атмосферу поступают следующие вредные вещества:

- окись углерода;

- окислы азота;

- сернистый ангидрид;

5.2 Мероприятия по охране окружающей среды

При сжигании различных топлив, наряду с основными продуктами сгорания (СО₂, Н₂О, NO₂) в атмосферу поступают загрязняющие вещества в твердом состоянии (зола и сажа), а также токсичные газообразные вещества ---- серный и сернистый ангидрид (SO₂, SO₃). Все продукты неполного сгорания являются вредными (CO, CH₄, C₂H₆).

Окислы азота вредно воздействуют на органы дыхания живых организмов и вызывают ряд серьезных заболеваний, а также разрушающе действуют на оборудование и материалы, способствуют ухудшению видимости.

Окислы азота образуются за счет окисления содержащегося в топливе азота и азота воздуха, и содержатся в продуктах сгорания всех топлив. Условием окисления азота воздуха является диссоциация молекулы кислорода воздуха под воздействием высоких температур в топке. В результате реакции в топочной камере образуется в основном окись азота NO (более 95%). Образование двуокиси азота NO₂ за счет доокисления NO требует значительного времени и происходит при низких температурах на открытом воздухе.

В воде NO практически не растворяется. Очистка продуктов сгорания от NO и других окислов азота технически сложна и в большинстве случаев экономически нерентабельна. Вследствие этого, усилия направлены в основном на снижение образования окислов азота в топках котлов.

Радикальным способом снижения образования окислов азота является организация двухстадийного сжигания топлива, т. е. применение двухступенчатых горелочных устройств. Поэтому в первичную зону горения подается 50-70% необходимого для горения воздуха, остальная часть воздуха поступает во вторую зону, т.е. происходит дожигание продуктов неполного сгорания.

Снижение температуры подогрева воздуха и уменьшение избытка воздуха в топке тоже уменьшает образование окислов азота, как за счет снижения температурного уровня в топке, так и за счет уменьшения концентрации свободного кислорода.

Защита воздушного бассейна от загрязнений регламентируется предельно допустимыми концентрациями вредных веществ в атмосферном воздухе населенных пунктов. Предельно допустимая концентрация (ПДК) вредного вещества в воздухе является критерием санитарной оценки среды.

Под предельно допустимой концентрацией следует понимать такую концентрацию различных веществ и химических соединений, которая при ежедневном воздействии на организм человека не вызывает каких-либо патологических изменений или заболеваний.

ПДК атмосферных загрязнений устанавливается в двух показателях: максимально-разовая и среднесуточная.

Для двуокиси азота (NO₂) основного загрязняющего вещества при работе котельной на природном газе, предельно допустимая максимально-разовая концентрация равна 0,085 мг/м³, среднесуточная 0,04 мг/м³.

При одновременном совместном присутствии в выбросах веществ однонаправленного вредного действия их безразмерная суммарная концентрация не должна превышать 1.

,

где:

С₁, С₂, С₃, С_n фактические концентрации вредных веществ в атмосферном воздухе, мг/м³.

ПДК₁, ПДК₂, ПДК₃, ПДК_n предельно допустимая концентрация вредных веществ в атмосферном воздухе, мг/м³.

Любые газы подлежат рассеиванию в атмосфере, даже если они не токсичны. Основным методом снижения концентрации выбросов на уровне земли является рассеивание их через высокие дымовые трубы. Из дымовых труб поток газов выбрасывается в высокие слои атмосферы, перемешивается с воздухом, за счет чего концентрация вредных веществ на уровне дыхания снижается до нормативного значения.

Основным фактором, влияющим на рассеивание токсичных веществ, является ветер.

Таким образом, предусмотренный проектом комплекс мероприятий по охране атмосферного воздуха включает:

- применение в качестве основного топлива природного газа более экологически чистого вида топлива;

- установка достаточно высоких дымовых труб (расчет приведен ниже);

- котлоагрегаты оснащены приборами, регулирующими количество воздуха и процесс горения, что дает возможность контролировать процесс горения топлива;

5.3 Расчет концентрации загрязняющего вещества (NO₂)

Расход топлива на четыре котла для зимнего режима:

м³/с.

Выброс окислов азота:

, г/с (14)

где:

безразмерный поправочный коэффициент, учитывающий влияние на выход окислов азота качества сжигаемого топлива и способа шлакоудаления;

коэффициент, характеризующий эффективность воздействия рециркулирующих газов в зависимости от условий подачи их в топку;

степень рециркуляции инертных газов в процентах расхода дутьевого воздуха;

коэффициент, учитывающий конструкцию горелок;

k коэффициент, характеризующий выход окислов азота на 1 т сожженного условного топлива, кг/т.

Для водогрейных котлов:

, кг/т (15)

где:

Q_н и Q_ф номинальная и фактическая теплопроизводительности котла, Гкал/ч.

кг/т.

г/с. (16)

Объем продуктов сгорания при нормальных условиях для одного котла:

м³/ м³.

Приведенный объем:

, м³/ м³ (17)

.

Объемный расход выбрасываемых газов для четырех котлов:

, м³/с (18)

.

Концентрация окислов азота:

(19)

.

5.4 Расчет высоты дымовой трубы

Задаемся скоростью газов на выходе из трубы:

.

Диаметр трубы:

, м (20)

.

Принимаю диаметр D_o = 2,1 м, тогда скорость газов:

, м/с (21)

.

Принимаю параметр A = 160, параметр F = 3.

Задаю высоту трубы м, тогда:

, (22)

;

.

, (23)

;

, (24)

.

Расчетная минимальная высота дымовой трубы:

, м (25)

м.

Задаю высоту трубы м, тогда:

,

;

.

,

;

,

.

Расчетная минимальная высота дымовой трубы:

, м

м.

Определяем графическим способом минимальную высоту дымовой трубы:

Рис. 5 Расчет высоты дымовой трубы

Минимальная высота дымовой трубы Н = 44 м.

Принимаю высоту дымовой трубы Н = 45 м, тогда:

,

;

.

,

;

,

.

, мг/м³

мг/м³;

Так как тепловая нагрузка для летнего режима составляет 20% от тепловой нагрузки зимнего режима, рассчитанная для зимнего режима высота дымовой трубы будет обеспечивать допустимую концентрацию выбросов и при летнем режиме.

6. Автоматизация

В проекте разработана функциональная схема КИПиА котла КВ-ГМ-30-150. Схема вычерчена в соответствии с ГОСТ 21.404-85 и представлена в графической части проекта.

Надежная, экономичная и безопасная работа котельной с минимальным числом обслуживающего персонала может осуществляться только при наличии систем: автоматического регулирования, автоматики безопасности, теплотехнического контроля, сигнализации и управления технологическими процессами.

Задачами автоматического регулирования теплоисточника является: поддержание температуры воды, подаваемой в теплосеть, на заданном уровне, определяемым в соответствии с отопительным графиком при экономичном сжигании используемого топлива и стабилизация основных параметров работы котельной.

Температура воды, подаваемой в теплосеть в соответствии с отопительным графиком, поддерживается на заданном уровне «холодным перепуском». Заданный расход воды, независимо от количества работающих котлов, обеспечивается регулятором расхода (клапаном на линии рециркуляции), получающим импульс по перепаду давлений между коллекторами прямой и обратной сетевой воды котлов.

Регулятор подпитки обеспечивает поддержание заданного давления в обратном трубопроводе сетевой воды.

Для обеспечения качественной деаэрации предусмотрены вакуумные деаэраторы, устойчивая работа которых поддерживается регуляторами уровня и давления.

Для котлов предусмотрено регулирование процесса горения с помощью регуляторов разряжения воздуха и топлива.

Стабилизация давления мазута у горелки котла осуществляется общекотельным регулятором давления.

Поддержание на выходе котла температуры 150 °С при сжигании высокосернистого мазута позволяет избежать низкотемпературной коррозии поверхностей нагрева. При сжигании природного газа поддерживается температура на входе в котел по режимной карте.

Комплектом средств управления обеспечивается безопасность работы котла путем прекращения подачи топлива при:

Отклонении давления газа (понижении давления мазута);

Отклонении давления воды на выходе из котла;

Уменьшении расхода воды через котел;

Повышении температуры воды за котлом;

Погасании факела в топке;

Уменьшении тяги;

Понижении давления воздуха;

Аварийной остановке дымососа;

Неисправности цепей или исчезновении напряжения в схеме автоматики безопасности.

Операции по пуску и останову котла происходят автоматически «от кнопки». Аварийный сигнал остановки котла вынесен на щит КИП.

В котельных устанавливают показывающие приборы для измерения температуры воды в подающем и обратном коллекторах, температуры жидкого топлива в общей напорной магистрали.

В котельной должна быть предусмотрена регистрация следующих параметров: температуры воды в подающих трубопроводах тепловой сети и горячего водоснабжения, а также в каждом обратном трубопроводе; расхода воды, идущей на подпитку тепловой сети.

Теплотехнический контроль включает в себя контроль за:

Температурой воды после котла;

Температурой воды перед котлом;

Температурой дымовых газов за котлом;

Давлением воды после котла;

Давлением мазута после дутьевого вентилятора;

Разряжением в топке.

Деаэраторно-питательные установки оборудуют показывающими приборами для измерения: температуры воды в аккумуляторных и питательных баках или в соответствующих трубопроводах; давления питательной воды в каждой магистрали; уровня воды в аккумуляторных и питательных баках.

Позиция	Обозначение	Наименование	Кол-во	Примечание
1	ТТЖУ 90?№3-2?-150-200	Термометр технический жидкостный	1
2 4	ТТЖП №4-2?-150-163	Термометр технический жидкостный прямой	2
5а 5д	ТСП-0879	Термопреобразователь сопротивления	2
5б, 5г, 5е, 36б	Ш-79	Преобразователь измерительный	5
5ж	А-543-263	Прибор аналоговый	1
6	ОБМ-1-100-25	Манометр	1
7	ОБМ-1-100-6	Манометр	1
8	ОБМ-1-100-1	Манометр	2
9а	РМ модель 5320	Разделитель мембран	2
9б	МТИ модель 1216	Манометр	2
12б, 39и, 27б	РС 29.1.12	Прибор регулирующий	3
12а, 14а, 15а	«Сапфир» 2дд-2401	Преобразователь измерительный колокольный	3
12в, 27в, 39д, 39к	У 29.3	Магнитный пускатель	4
39г	PS 29.012	Прибор регулирующий	1
12г, 39л	М 30250125-0,25р	Механизм исполнительный	2
13, 16	ТНМП-52	Тягонапоромер мембранный	2
14б	А 542-081	Прибор аналоговый	2
24б, 12е, 14в, 15б	ИП-ПЗ	Преобразователь нормирующий	4
34а	ЭПКЗ/4-«ТО»	Клапан электропневматический	1
34б	ПКВ-200	Клапан отсечной	1
35а	ЗСК-32	Клапан запорный соленоидный	1
36а	ТСП-0879	Термопреобразователь	2
37а, 41а, 54б	«Сапфир» 22ди-2150	Преобразователь измерений	3
37б	А 542-075	Прибор аналоговый	1
38а, 38б	ТГП-100эк	Термометр электроконтактный	2
32в	А 06	Блок размножения сигналов	1
39ж	ДХ-200	Клапан регулирующий	1
39м	9с-4-2	Клапан регулирующий	1
40б	ЭКМ-1У	Манометр электроконтактный	1
42а	ДКС 10-250	Диафрагма	1
42б	СКМ-40-2-а	Сосуд конденсационный	2
42г, 51в, 51д	БИК-1	Блок извлечения корня	3
42д, 55г	А 543-263	Прибор аналоговый	2

7. Технико-экономический расчет

7.1 Постановка задачи

При проектировании котельной необходимо решить, на каком топливе она будет работать. При работе на мазуте необходимо устанавливать дополнительные котлы Е-1/9 для его подогрева перед подачей в топку.

7.2 Расчет капитальных затрат

Стоимость оборудования (по данным предприятия ЧТЭЦ-3):

КВГМ-30 3 млн. руб.;

Е-1/9 2 млн. руб.;

Затраты на монтаж оборудования (по данным предприятия ЧТЭЦ-3):

КВГМ-30 0,3 млн. руб.;

Е-1/9 0,2 млн. руб.;

Таблица 19.

Смета производственных и капитальных затрат при работе котельной на газе

Наименование оборудования	Кол-во	Стоимость единицы, млн. руб.	Общая стоимость, млн. руб.
		оборудование	монтаж	оборудование	монтаж
КВГМ-30	4	3	0,3	12	1,2
Итого:	13,2

Таблица 20.

Смета производственных и капитальных затрат при работе котельной на мазуте

Наименование оборудования	Кол-во	Стоимость единицы, млн. руб.	Общая стоимость, млн. руб.
		оборудование	монтаж	оборудование	монтаж
КВГМ-30	4	3	0,3	12	1,2
Е-1/9	4	2	0,2	8	0,8
Итого:	22

Транспортные расходы на доставку оборудования по тарифу на перевозки принимаем 7000 руб. за тонну (по данным транспортной компании Уралтранссервис).

При работе котельной на газе:

U_транс = 4?М_КВГМ-30?0,007 ,

где М_квгм-30 = 32,4 тонны масса котла КВГМ-30

U_транс = 4?32,4?0,007 = 0,9 млн. руб.;

При работе котельной на мазуте:

U_транс = 4?М_КВГМ-30?0,007 + 4?М_Е-1/9?0,007,

где М_Е-1/9 = 3,34 тонны масса котла Е-1/9

U_транс = 4?32,4?0,007 + 4?3,34?0,007 = 1 млн. руб.

Заготовительно-складские затраты составляют 1,2% от стоимости оборудования.

При работе котельной на газе:

U_з.с. = 0,012?12 = 0,144 млн. руб.;

При работе котельной на мазуте:

U_з.с. = 0,012?20 = 0,24 млн. руб.

Затраты на комплектацию оборудования, тару и упаковки составляют 3,2% от стоимости оборудования.

При работе котельной на газе:

U_т = 0,032?12 = 0,384 млн. руб.;

При работе котельной на мазуте:

U_т = 0,032?20 = 0,64 млн. руб.

Плановые накопления составляют 6% от затрат на монтаж.

При работе котельной на газе:

U_пл = 0,06?1,2 = 0,072 млн. руб.;

При работе котельной на мазуте:

U_пл = 0,06?2 = 0,12 млн. руб.

7.3 Расчет основных текущих затрат

Эксплуатация энергетического объекта требует ежегодных затрат, материальных, топливно-энергетических и трудовых ресурсов.

В рассматриваемых вариантах необходимо определить затраты при работе котельной на газе и на мазуте.

Необходимо рассчитать следующие статьи затрат:

1. Затраты на топливо:

для природного газа цена за 1 м³ составляет 1,3 руб. (по данным СК Теплостроймонтаж).

Ц_т = 30,15?10⁶?1,3 = 39,195 млн. руб./год;

где В_к = 30,15?10⁶ м³/год годовой расход топлива.

для мазута цена за 1 т составляет 1500 руб. (по данным СК Теплостроймонтаж).

Ц_т = 30,15?10³?1500 = 45,2 млн. руб./год.

2. Затраты на электроэнергию:

стоимость электроэнергии (при цене 1,76 руб./кВтч, по данным предприятия ЧТЭЦ-3):

Ц_эл = 1,01?10⁶?1,76 = 1,77 млн. руб./год.