Часть II. Методические указания к составлению отдельных разделов курсового проекта.

Введение.

Здесь должна быть освещена роль и место ТЭК в национальной экономике, его состав и структура. Дана классификация энергетических ресурсов и их потребление. Структура топливного баланса, значение снижения норм расхода топлива и развитие теплоснабжения.

Раздел I. Общая часть.

Необходимо дать технико-экономическую характеристику промышленных и коммунальных котельных, эксплуатируемых и сооруженных в настоящее время (основные типы устанавливаемых котлоагрегатов, параметры пара, пределы изменения важнейших технико-экономических показателей работы, КПД, удельные расходы топлива и т.д.).

Здесь же должны быть кратко изложены конструктивные особенности парогенераторов, применительно к которым ведутся расчеты в курсовом проекте (тип топок, горелочных устройств, наличие или отсутствие хвостовых поверхностей нагрева, перегрева пара и т.д.).

В этом же разделе следует охарактеризовать состав и организацию работ, связанных с переводом котельной на сжигание нового вида топлива (проектирование и монтаж, подготовка персонала к приему нового вида топлива, подготовка оборудования, пусконаладочные работы).

Раздел II. Тепловой расчет парогенератора.

В данном разделе приводится расчет теплового баланса парогенератора для двух типов топлива(старого – уголь, нового – газ) и других основных технологических показателей. К основным технологическим показателям, определяемым в экономической части курсового проекта относятся: установленная мощность котельной, годовая выработка теплоты, отпуск её потребителям , расход топлива и др. Для этого в задании на проектирование приводится режимный показатель – число часов использования установленной мощности (Приложение №9). При расчете теплового баланса парогенератора определяются:

1. КПД(брутто) парогенератора в % из уравнения обратного теплового баланса:

(1)

где - потери теплоты с уходящими газами, %

- потери теплоты от химической неполноты сгорания, %

- потери теплоты от механической неполноты сгорания, %

- потери теплоты от наружного охлаждения, %

- потери теплоты в виде физической теплоты шлаков, %

Потери тепла ( ) для газарассчитать по ниже приведенным формулам.

(1а)

где:

- энтальпия уходящих газов, см. Приложение № 4 по температуре уходящих газов, КДж/м³

- энтальпия холодного воздуха, см. Приложение № 4 , КДж/м³

Сделать интерполяцию(взятые из приложения значения ккал/м³ перевести в КДж (ккал/м³·4,2= КДж/м³)):

(КДж/м³) (1б)

- температура уходящих дымовых газов принимается :

а) Угли с приведенной влажностью 0,7 кг·10²/МДж и природный газ 120-130°С ( )

б) Угли с приведенной влажностью 1-5 кг·10²/МДж, =140-150°С

(КДж/м³) (1в)

Где 30 – температура холодного воздуха.

=1,2 - коэффициент избытка воздуха принимаем по Л4

Располагаемое количество теплоты - принимается из таблицы месторождения, .

=0,5% берем из справочных данных.

(например ДКВр 20-13 )

см. Приложение № 1

Потери тепла ( ) для твердого топливарассчитать по ниже приведенным формулам, см. Приложения № 6 (решетка обратного хода без возврата уноса).

, % (1г)

где:

- энтальпия уходящих газов, см. Приложение № 2 по температуре уходящих газов( ), КДж/м³

- энтальпия холодного воздуха, см. Приложение № 2 при температуре 30°С( ), КДж/м³

интерполяция по формуле приведенной выше для газаэ

=1,4 – принимается по Л4

- смотри Приложение № 6

- см. Приложение № 1

=0

Располагаемое количество теплоты - из таблицы месторождения, Л4

Результаты расчета теплового баланса должны быть представлены в таблице №1:

ТОПЛИВО	потери тепла
Базовое (уголь)
Новое (газ)

2. Полезная мощность парогенератора(котла) рассчитывается по формуле:

(КВт) (2)

перевод киловатт в мегаватты и гигаджоули в час см. таблицу 1 справочных материалов.

где:

- номинальная паропроизводительность котла, кг/с

В задании на проектирование дана величина D в т/ч, которая должна быть переведена в кг/с.:

кг/с

(%)

- энтальпия сухого насыщенного пара, см. Приложение № 5, КДж/кг

- энтальпия питательной воды, см. Приложение № 5, КДж/кг

- энтальпия кипящей воды, см. Приложение № 5, КДж/кг

Энтальпии смотрятся при давлении 1,3 МПа, при tпитводы =100°С

3. Расход натурального топлива (кг/с или м³/с), подаваемый в топку парогенератора:

(3)

где:

- КПД брутто парогенератора, %

- полезная мощность парогенератора, МВт

- располагаемое тепло, МДж/кг или МДж/м³

4. Удельный расход натурального топлива, т.н.т./ГДж или т. м³/ГДж

(4)

где:

- расход топлива, кг/с или м³/с

- полезная мощность парогенератора, МВт

5. Удельный расход условного топлива, т.у.т./ГДж

(5)

где:

- низшая теплота сгорания топлива, МДж/кг

- удельный расход натурального топлива, тнт/ГДж, т.м³/ГДж

6. Количество теплоты выработанной котельной в течении года, ГДж/год.

(6)

где:

- полезная мощность парогенератора, МВт

n - количество однотипных парогенераторов

- число часов использования установленной мощности в году - ч/год – задается(Приложение 9).

7. количество теплоты отпущенной с котельной в течении года, ГДж/год

(6а)

где :

- расход теплоты на собственные нужды, % от теплопризводительности котельной, при работе на твердом топливе 2-4%, на мазуте 5-7%, на газе 1,8-3%

8. Годовой расход натурального и условного топлива по котельной

Основные технические показатели котельной. Таблица 2.

Раздел III. Себестоимость теплоты.

Для расчета себестоимости определяются годовые эксплуатационные расходы.

В ходе расчетов необходимо привести краткую характеристику составляющих эксплуатационных расходов.

Годовые эксплуатационные расходы по котельной (руб/год) определяются по следующей формуле:

(9)

где:

- расходы на топливо/топливная составляющая, руб/год

- расходы на потребленную электроэнергию, руб/год

- амортизационные отчисления, руб/год

- расходы на текущий ремонт, руб/год

- расходы на заработную плату, включая ЕСН, руб/год

- расходы на потребляемую воду, руб/год

- прочие эксплуатационные расходы, руб/год

Отдельные составляющие годовых эксплуатационных расходов рассчитывается следующим образом:

1. Расходы на топливо ( ) определяются по формуле :

руб (10)

где:

а – коэффициент, учитывающий потери угля при транспортировке и хранение в пределах норм естественной убыли, принимается равным при перевозке угля на расстоянии до 1000км - 0,01 и при 1000-2000км – 0,015 и при более 2000км – 0,02.

Средние потери в пути жидкого топлива и природного газа включены в их оптовые цены.

- оптовая цена топлива руб/тнт, определяется по таб.2.3 справочных материалов.

- стоимость транспорта при перевозке натурального топлива руб/тнт.

Для природного газа в оптовых ценах уже учтены все расходы по транспортировке газа до котельной.

Расходы по транспортировке угля и мазута складываются из стоимости железнодорожной перевозки угля от места добычи(шахты) до города (транспорт + стоимость внутригородской перевозки автосамосвалами и автоцистернами) Стоимость магистрального железнодорожного транспорта каменного и бурого угля, а также мазута в зависимости от расстояния перевозки определяется по формулам(руб/тнт):

L – приведено в табл.8 справочных материалов.

Стоимость внутригородской перевозки угля и мазута определяется по формулам, руб/тнт.

l – принимается 20-30км

2. Расходы на электроэнергию ( )

Расходы на электроэнергию (руб/год) определяются исходя из годовых затрат электроэнергии на собственные нужды и тарифов на электроэнергию:

(15)

где:

- годовой расход электроэнергии на собственные нужды (КВТч), определяется по формуле:

(16)

где:

- годовое число часов работы котельной (ч/год, задается приложение 9)

- коэффициент использования установленной электрической мощности, принимается для котельной с Qуст ≤100МВт = 0,5-0,6 , с Qуст от 100 до 200 МВт – 0,7-0,8 и на более крупных 0,8.

- установленная мощность электродвигателей(КВт), определяется по формуле:

(17)

где:

- удельный расход мощности на собственные нужды котельной в расчете на единицу полезной теплопроизводительности,КВт/МВт, определяется в зависимости от типоразмера парогенератора и вида топлива по табл.4 справочных материалов.

- установленная теплопроизводительность котельной, МВт

(18)

Цена за 1КВт-ч потребленной энергии определяется по 2-х ставочному тарифу (проектируемая котельная входит в состав промышленного предприятия с присоединенной мощностью более 1000КВа).

(руб/КВт-ч) (19)

где:

а- ставка основной платы за заявленную максимальную мощность, руб. на КВт, принимается по действующим тарифам, таблица № 2 справочных материалов.

в- ставка дополнительной платы, руб/КВт.час, принимается по действующим тарифам, см. таблицу №2 справочные материалы.

- годовое число часов использования заявленной максимальной мощности, ч/год, определяется по формуле:

(20)

3. Расходы на амортизационные отчисления ( ).

Расходы на амортизацию котельных определяются как сумма отчислений от стоимости оборудования и от стоимости оборудования и от стоимости общестроительных работ и зданий по формуле:

руб. (21)

где:

- средняя норма амортизации от стоимости общестроительных работ и зданий, ориентировочно может быть принята 1-1,2%

- норма амортизации от стоимости оборудования, принимается равной :

§ 8,5% - при сжигании малозольного твердого топлива (А≤5% и S≤0,3% на 4186 КДж/кг

§ 7,5% - при сжигании малосернистого мазута и газа

§ 10,5% - при сжигании высокозольного твердого топлива и высокосернистого мазута.

- стоимость общестроительных работ и зданий, руб.

- стоимость оборудования с монтажом, руб.

Они определяется по формулам:

, - процент стоимости общестроительных работ и зданий, а также оборудование с монтажом к общей стоимости котельной, принимается по табл.6 справочных материалов.

Капитальные затраты в сооружении котельной/сметная стоимость строительства по базовому варианту определяется по формуле:

(24)

где:

, - удельные капиталовложения для ввода первого и последующих котлоагрегатов, руб/МВт, принимается по табл.5 справочных материалов. Для котельных оборудованных как паровыми, так и водогрейными котлами, первым следует считать наибольший по капитальным затратам агрегат.

, - номинальная мощность первого и последующих котлоагрегатов, по данным завода-изготовителя, МВт.

Капитальные затраты на реконструкцию действующих котельных при переводе их на новый вид топлива определяется по формуле:

руб. (25)

где:

- удельные капиталовложения на реконструкцию действующих котельных при переводе их на газ , руб.т.у.т./год, принимается для котельных паропроизводительностью до 30 т/ч включительно – 70 руб.т.у.т./год, свыше 30 т/ч – 66 руб.т.у.т./год

- годовой расход условного топлива при работе котельной на новом виде топлива, тут/год

Капитальные затраты в котельную после реконструкции при сжигании нового вида топлива, определяется по формуле:

(26)

4. Расходы на текущий ремонт ( )

При укрупненным расчетам годовые расходы на текущий ремонт котельных(руб/год) принимаются в размере 20% от суммы амортизационных отчислений:

(27)

5. Расходы на заработную плату( ).

При проектировании подробное определение штатов и фонда заработной платы, как правило не производится и расходы по данной статье годовых эксплуатационных издержек ориентировочно определяется по формуле:

(28)

где:

- среднегодовая заработная плата с начислениями в фонд социального страхования, руб.чел./год, в учебных расчетах может приниматься 10000-12000 руб.чел./мес.

ч - численность эксплуатационного персонала, чел.

(29)

где:

- ориентировочный штатный коэффициент, чел./МВт, определяется по таблице 7 справочных материалов.

6. Расходы на потребляемую воду ( ) приблизительно могут быть определены по формуле:

(30)

где:

- удельный среднегодовой расход воды на 1 отпущенный ГДж теплоты, в расчетах ориентировочно может быть принят:

· при открытой системе теплоснабжения 2-1,5 м³/ГДж

· при отсутствии горячего водоснабжения 1,5-2 м³/ГДж

- цена за 1 м³ воды, руб./ м³, может быть принята по таблице 2 справочных материалов.

7. Прочие эксплуатационные расходы ( )

Величина прочих эксплуатационных расходов по котельной, руб./год, определяется укрупнено в размере 30% от суммы затрат на амортизацию, текущий ремонт, заработную плату.

(31)

Себестоимость 1ГДж теплоты отпущенной от котельной определяется по формуле:

руб./ГДж (32)

Составляющие себестоимости теплоты (руб./ГДж), а также структура себестоимости (%) определяется по формулам:

Результаты расчетов по формулам представляется в табличной форме.

Структура себестоимости теплоты, отпущенной из котельной.

Таблица №3

Заканчивается данный раздел технико-экономическим анализом изменения составляющих себестоимости теплоты при переходе котельной на сжигание нового топлива.

Раздел 4. Эффективность реконструкции и основные технико-экономические показатели котельной.

1. Удельные капитальные вложения, руб./ГДж.

(34)

где:

- стоимость котельной, руб.

- количество отпущенной теплоты, ГДж.

2. Себестоимость отпущенной теплоты,( ) руб./ГДж.

а) для базового вида топлива

б) для нового вида топлива

3. Удельные приведенные затраты в масштабе предприятия:

(35)

где:

- себестоимость ГДж теплоты, отпускаемого от котельной , руб./ГДж.

- удельные капиталовложения в топливоиспользование , руб./ГДж,

Е- коэффициент эффективности капитальных вложений, принимается равным 0,15.

4. Внутризаводской эффект от использования нового вида топлива после реконструкции котельной, руб./год.

(36)

здесь и далее по тексту с индексом “б” формулы приводятся для базового топлива(до реконструкции), с индексом “н” для нового топлива(после реконструкции).

После определения внутризаводского эффекта составляется итоговая таблица

Таблица 4.

Результаты расчета экономического эффекта реконструкции котельной.

Показатели	Обозначение	Размерность	Базовое топливо	Новое топливо
1. Годовой расход топлива		т.у.т/год
2. Приведенные затраты - внутризаводские	Звз	тыс.руб./год
3. Годовой экономический эффект – внутризаводской	Эвз	тыс.руб./год

Годовой расход топлива по вариантам определяется в таблице 3 при одинаковом энергетическом эффекте:

Фактический срок окупаемости дополнительных капитальных вложений в реконструкцию котельной :

* 12 год, месяц (39)

На основе расчетов проведенных в курсовом проекте составляется таблица 5 “Основных технико-экономические показатели до и после перевода котельной на новый вид топлива и дается анализ этих показателей”.

Показатели	Обоз.	Разм.	Варианты топлива
Базовое	Новое
1. Установленная мощность котельной		МВт
2. Годовая выработка теплоты		ГДж/год
3.Годовая отпущенная теплота		ГДж/год
Удельный расход топлива: - условного - натурального		т.у.т./ГДж т.н.т./ГДж
5. Удельный расход эл. энергии на собственные нужды		КВт/МВт
6. Удельный расход покупной воды		м³/МВт
7. Штатный коэффициент		чел/МВт
8. Численность эксплуатационного персонала	r	чел.
9. Капитальные затраты		тыс.руб.
10. Годовые эксплуатационные расходы		тыс.руб./год
11.Себестоимость отпускаемой теплоты   в том числе топливная составляющая		руб./ГДж     руб./ГДж
12 Приведенные затраты на 1ГДж		руб./ГДж

Часть III

СПРАВОЧНЫЕ МАТЕРИАЛЫ

(ТОЛЬКО ДЛЯ УЧЕБНЫХ РАСЧЕТОВ)

Таблица 1.

Краткая таблица соотношений между единицами международной системы (СИ) и другими единицами физических величин.

1 т.(тонна)=1·10³ кг

1 т/ч=0,278 кг/с

1 кг/ч=278·10^-6 кг/с

1 м³/ч=278·10^-6 м³/с

1 кгс=10 Н

1 кгс/см²=0,1 МПа

1 МПа=10 кгс/см²

1 мм.вод.ст.=10 Па

1 мм.рт.ст.=1,33·10² Па

1 кгс/ см²=760 мм.рт.ст.

1 ккал=4,19 Кдж

1 КДж=0,24 ккал

1 Мкал=4,19 МДж

1Гкал=4,19 ГДж

1 МДж=0,24 Мкал

1 ГДж=0,24 Гкал

1 л.с.=0,736 КВт

1 КВт=1,36 л.с.

1 Гкал/ч=1,163 МВт

1 МВт=0,86 Гкал/ч

1 Н/мм²=0,1 кгс/мм²

1 ккал/кг=4,19 КДж/кг

1 КДж/кг=0,24 ккал/кг

1 МДж/кг=0,24 Мкал/кг

1 МВт=10³ КВт

1 ГДж/час=3,6 МВт

1 ккал=1,163 Вт

1КВт/час=3,6·10⁶ Дж=3,6 МДж=3600 КДж

Таблица 2.

Тарифы на 2005 год(без НДС).

1. Тариф на электроэнергию.

- по одноставочному тарифу -1,16 руб/КВт·час

- по двуставочному тарифу:

а) ставка основной годовой платы за заявленную мощность 126,04 руб/КВт

б) ставка дополнительной платы за электроэнергию 0,78 руб/ КВт·час

2. Тариф на теплоэнергию

а) по одноставочному тарифу в горячей воде 548,3 руб/Гкал(хозяйственные предприятия)

б) для бюджетных предприятий 373,1 руб/Гкал

в) в паре 567,3 руб/Гкал

3. Тариф на воду.

а) для населения 8,1 руб/ м³

б) для промышленных предприятий 10,29 руб/ м³

в) на собственные нужды 12,6 руб/ м³

г) на водосток 11,32 руб/ м³

4. Цены на топливо.

Газ – 1213 руб/тыс.м³

Мазут – 2532,9 руб/т

5. Среднемесячная зарплата на одного рабочего 7549 руб.

Таблица 3.

Оптовые цены на уголь.

Таблица 4.

Примерные значения удельных расходов электрической мощности на собственные нужды котельной, КВт/МВт.

1. показатели приведены для котельных с закрытой системой теплоснабжения, запроектированных для сжигания газа и мазута. При слоевом сжигании твердого топлива показатели увеличиваются примерно на 20%, при камерном сжигании в 1,5-2 раза.

2. при открытой системе теплоснабжения показатели увеличиваются примерно на 25%.

3. при применении пневмозолоудаления показатели увеличиваются в 1,8-2 раза.

Таблица 5.

Примерные значения удельных капиталовложений в первый и последующие котлоагрегаты, тыс.руб./МВт.

1. удельные капиталовложения приведены при закрытой системе теплоснабжения, при открытой системе – показатели увеличиваются на 18-20%.

2. в капитальные затраты не включена стоимость внешних коммуникаций.

Таблица 6.

Примерная структура капитальные затрат в строительство котельных, %.

Таблица 7.

Примерные значения штатных коэффициентов для котельных, чел./МВт.

Таблица 8

Экономические показатели по добыче топлива.

Часть IV

Приложения к курсовому проектированию по предмету «Экономика отрасли»

(Только для учебных расчетов)

Приложение № 1

Потеря теплоты от наружного охлаждения парогенератора.

Номинальная паропроизводитель ность парогенератора, кг/с(т/ч)	Потеря теплоты %	Номинальная паропроизводитель ность парогенератора, кг/с(т/ч)	Потеря теплоты %
Собственно парогенератора	Парогенератор с хвостовыми поверхностями	Собственно парогенератора	Парогенератор с хвостовыми поверхностями
0,55(2) 1,11(4) 1,67(6) 2,22(8) 2,78(10) 4,16(15) 5,55(20)	3,4 3,1 1,6 1,2 - - -	3,8 2,9 2,4 2,0 1,7 1,5 1,3	8,33(30) 11,11(40) 16,66(60) 22,22(80) 27,77(100) 55,55(200) 83,33(300)	- - - - - - -	1,2 1,0 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5

Приложение № 2

Энтальпия продуктов сгорания(твердое топливо).

,°С

, ккал/кг

, ккал/кг

ккал/кг

,°С

, ккал/кг

, ккал/кг

ккал/кг

α=1,2

α=1,3

α=1,4

α=1,2

α=1,3

α=1,4

I

∆I

I

∆I

I

∆I

I

∆I

I

∆I

I

∆I

Приложение № 3

Масса и габаритные размеры котлов типа ДКВР с различными топочными устройствами.

Приложение № 4

Энтальпии воздуха и продуктов сгорания на кубометр газообразного топлива.

газопровод

Энтальпия, ккал/м³

температура

Серпухов-Ленинград

Приложение № 5

t	P=1,30 Мпа	P=1,40 МПа
1234
	Последнее изменение этой страницы: 2016-08-11 lectmania.ru. Все права принадлежат авторам данных материалов. В случае нарушения авторского права напишите нам сюда...