|
|
|
|
Навигация
Новые документы
Реклама
Ресурсы в тему
|
Постановление Министерства энергетики Республики Беларусь от 04.01.2010 № 1 "Об утверждении ТКП "Порядок разработки технико-экономического обоснования выбора схем теплоснабжения при строительстве и реконструкции объектов"< Главная страница Стр. 2Страницы: | Стр. 1 | Стр. 2 | Стр. 3 | ¦24 часа в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦нерабочие дни) на¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦50% (или на ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦другую величину),¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦тыс. Гкал ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-----------------+-----------+-----------------------------+-------------------+----------------+ ¦Расход теплоты на¦ Q ¦ 4 ¦ 0 ¦ столбец 3 ¦ ¦вентиляцию, ¦ в ¦ (Q H Z / 24) / 1000 ¦ ¦ ¦ ¦тыс. Гкал ¦ ¦ в от ¦ ¦ ¦ +-----------------+-----------+-----------------------------+-------------------+----------------+ ¦Расход теплоты на¦ Q ¦ 4 ¦ 5 ¦ столбец 3 + ¦ ¦горячее ¦ гв ¦ Q H / 1000 ¦Q · (8400 - H ) /¦ + столбец 4 ¦ ¦водоснабжение, ¦ ¦ гв от ¦ гв от ¦ ¦ ¦тыс. Гкал ¦ ¦ ¦ / 1000 ¦ ¦ +-----------------+-----------+-----------------------------+-------------------+----------------+ ¦Расход теплоты в ¦ Q ¦ 4 ¦ столбец 5 - ¦Q H / 1000¦ ¦сетевой воде на ¦ тех ¦ Q H / 1000 ¦ - столбец 3 ¦ тех тех ¦ ¦технологические ¦ ¦ тех от ¦ ¦ ¦ ¦нужды, тыс. Гкал ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-----------------+-----------+-----------------------------+-------------------+----------------+ ¦Годовые ¦ Q ¦ ¦ 5 ¦ столбец 3 + ¦ ¦нормируемые ¦ пот ¦ 4 ¦Q · (8400 - ¦ + столбец 4 ¦ ¦потери тепловой ¦ ¦ Q H / 1000 ¦ пот ¦ ¦ ¦энергии, ¦ ¦ пот от ¦ - H ) / 1000 ¦ ¦ ¦тыс. Гкал ¦ ¦ ¦ от ¦ ¦ +-----------------+-----------+-----------------------------+-------------------+----------------+ ¦Суммарный отпуск ¦ Q ¦ пар ЖКС пром ¦ ¦тепловой энергии,¦ отп ¦ Q + Q + Q + Q + Q + Q + Q ¦ ¦тыс. Гкал ¦ ¦ тех o o в гв тех пот ¦ +-----------------+-----------+------------------------------------------------------------------+ ¦Из них в сетевой ¦ Q ¦ ЖКС пром ¦ ¦воде, тыс. Гкал ¦ св ¦ Q + Q + Q + Q + Q + Q ¦ ¦ ¦ ¦ o o в гв тех пот ¦ ¦-----------------+-----------+------------------------------------------------------------------- -------------------------------- а - греческая буква "альфа" В таблице В.1: 4
SUM D - сумма расходов технологического пара разного давления в
тех
режиме 4, т/ч;
i , t - соответственно энтальпия пара, подаваемого на производство,
пр пр
ккал/кг, и температура возвращаемого конденсата, оС;
а - доля снижения тепловой нагрузки отопления в нерабочие часы, %;
1
к - коэффициент, который учитывает снижение тепловой нагрузки в
1
рабочие дни и определяется по формуле
к = (0,75 · 1 + 0,25 · а ); (В.1)
1 1
-------------------------------- а - греческая буква "альфа" Z - усредненное за отопительный период число часов работы системы вентиляции общественных зданий в течение суток, ч (при отсутствии данных принимается равным 16 ч). В.4. Расчет загрузки теплофикационного оборудования теплоисточника осуществляется с учетом часового коэффициента теплофикации, который может быть определен по формуле 1 1
а = Q / Q , (В.2)
тф тф тс
--------------------------------
а - греческая буква "альфа"
1 1
где Q , Q - соответственно отпуск тепловой энергии в сетевой воде от
тф тс
теплофикационного оборудования и суммарная потребность в горячей воде на
теплоисточнике в расчетном режиме, Гкал/ч (принимается из баланса в режиме
1).
Годовой коэффициент теплофикации а определяется на основании а по
год тф
[21] или по графику продолжительности сезонной тепловой нагрузки (график
Россандера), построенному по [7].
В.5. Определение основных показателей загрузки оборудования по периодам приведено в таблице В.2. Таблица В.2 Определение основных показателей загрузки оборудования по периодам------------------+-----------+--------------------------+--------------------------+------- ¦ Показатели ¦Обозначение¦ Отопительный период ¦ Межотопительный период ¦ Год ¦ +-----------------+-----------+--------------------------+--------------------------+-----------+ ¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ +-----------------+-----------+--------------------------+--------------------------+-----------+ ¦Отпуск теплоты ¦ потр ¦ столбец 5 - столбец 4 ¦ 5 тс ¦ Q а ¦ ¦потребителям из ¦ Q ¦ ¦ (Q + Q ) (8400 - ¦ св год ¦ ¦теплофикационного¦ Т-отб ¦ ¦ СП подп ¦ ¦ ¦отбора, тыс. Гкал¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ - Н ) / 1000 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ от ¦ ¦ +-----------------+-----------+--------------------------+--------------------------+-----------+ ¦Суммарный отпуск ¦ Q ¦ потр ПК ¦ потр ПК ¦столбец 3 +¦ ¦теплоты из ¦ Т-отб ¦ Q + Q · Н / ¦ Q + Q · (8400 - ¦+ столбец 4¦ ¦теплофикационного¦ ¦ Т-отб подп от ¦ Т-отб подп ¦ ¦ ¦отбора с учетом ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦подпитки цикла ¦ ¦ / 1000 ¦ - Н ) / 1000 ¦ ¦ ¦паровых котлов, ¦ ¦ ¦ от ¦ ¦ ¦тыс. Гкал ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-----------------+-----------+--------------------------+--------------------------+-----------+ ¦Отпуск теплоты из¦ Q ¦ 4 ¦ 5 ¦столбец 3 +¦ ¦встроенного пучка¦ пуч ¦ Q · Н / 1000 ¦Q · (8400 - Н ) / 1000¦+ столбец 4¦ ¦конденсатора или ¦ ¦ пуч от ¦ пуч от ¦ ¦ ¦котла- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦утилизатора, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦тыс. Гкал ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-----------------+-----------+--------------------------+--------------------------+-----------+ ¦Годовое число ¦ H ¦ ¦ ¦часов ¦ Т-отб ¦ Q ¦ ¦использования ¦ ¦ Т-отб ¦ ¦максимума ¦ ¦ 1000 ------ ¦ ¦тепловой мощности¦ ¦ ном ¦ ¦теплофикационного¦ ¦ Q ¦ ¦отбора каждого ¦ ¦ Т-отб ¦ ¦типа турбины, ч ¦ ¦ ¦ +-----------------+-----------+--------------------------+--------------------------+-----------+ ¦Отпуск тепловой ¦Q ¦ пар ¦ пар ¦столбец 3 +¦ ¦энергии с паром ¦ П-отбпотр ¦ Q ¦ Q ¦+ столбец 4¦ ¦на технологию из ¦ ¦ тех ¦ тех ¦ ¦ ¦П-отбора и (или) ¦ потр ¦ ¦ ¦ ¦ ¦от парового ¦ (Q ) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦котла, тыс. Гкал ¦ ПК ¦ ¦ ¦ ¦ +-----------------+-----------+--------------------------+--------------------------+-----------+ ¦Отпуск теплоты из¦ Q ¦ 4 4 ¦ 5 ¦столбец 3 +¦ ¦производственного¦ П-отб ¦ ((D - D ) qH + ¦ D qH / 1000 ¦+ столбец 4¦ ¦отбора, тыс. Гкал¦ ¦ П-отб маз ¦ П-отб ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ 4 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ + D qH ) / 1000 + Q ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ маз мх ПБ¦ ¦ ¦ +-----------------+-----------+--------------------------+--------------------------+-----------+ ¦Собственные нужды¦ Q ¦ 4 ¦ 5 ¦столбец 3 +¦ ¦тепловой энергии,¦ сн ¦ Q Н ¦ Q (8400 - Н ) / 1000 ¦+ столбец 4¦ ¦тыс. Гкал ¦ ¦ сн от ¦ сн от ¦ ¦ +-----------------+-----------+--------------------------+--------------------------+-----------+ ¦Отпуск теплоты от¦ Q ¦ 4 ¦ 5 ¦столбец 3 +¦ ¦газопоршневого ¦ ГПА ¦ Q (H - 102) ¦ Q (8400 - Н - 100) ¦+ столбец 4¦ ¦агрегата, ¦ ¦ ГПА от ¦ ГПА от ¦ ¦ ¦тыс. Гкал ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-----------------+-----------+--------------------------+--------------------------+-----------+ ¦Отпуск тепловой ¦ пик ¦ потр ¦ ¦энергии от ¦Q (Q ) ¦ Q - Q - Q - Q ¦ ¦пикового сетевого¦ ПБ ВК ¦ св тф ГПА пуч ¦ ¦бойлера и ¦ ¦ ¦ ¦пикового ¦ ¦ ¦ ¦водогрейного ¦ ¦ ¦ ¦котла, тыс. Гкал ¦ ¦ ¦ +-----------------+-----------+-----------------------------------------------------------------+ ¦Выработка ¦ Q ¦ Q + Q ¦ ¦тепловой энергии ¦ выр ¦ отп сн ¦ ¦на ¦ ¦ ¦ ¦теплоисточнике, ¦ ¦ ¦ ¦тыс. Гкал ¦ ¦ ¦ ¦-----------------+-----------+------------------------------------------------------------------ -------------------------------- а - греческая буква "альфа" В таблице В.2: ном
Q - номинальная тепловая мощность теплофикационного отбора,
Т-отб
Гкал/ч;
D = D + D - расход пара при работе теплоисточника на мазуте,
маз мх кф
Гкал/ч;
H - число часов работы теплоисточника на мазуте, ч/год. При
мх
отсутствии данных для теплоисточника, использующего мазут в качестве
основного топлива, H = Н, в качестве резервного топлива (10% от общего
мх
расхода топлива) принимается 500 ч.
В.6. Электрическая мощность N , МВт, промышленно-отопительных ТЭЦ и
э
блок-станций в течение отопительного периода определяется их тепловыми
нагрузками. Если выбор турбоагрегатов осуществлен правильно, то в
отопительный период электрогенерирующее оборудование работает круглосуточно
с мощностью не ниже номинальной величины. Для конкретных режимов и
оборудования электрическая мощность должна определяться по диаграмме
режимов.
В.7. В течение года имеют место простои оборудования на
планово-предупредительный и капитальный ремонт, что приводит к снижению
числа часов использования установленной мощности. Кроме того, его загрузка
определяется режимными факторами. При отсутствии конкретных рекомендаций по
загрузке рассматриваемого теплоисточника можно принимать следующие данные
год
по числу часов использования максимальной электрической мощности Н ,
э
ч/год:
для теплофикационных турбин (кроме Т-250-240 и Т-180-130) и ГПА - по тепловой нагрузке;
для теплофикационных блоков 250 МВт и 180 МВт - 6500;
для конденсационных паровых турбин - 6500 - 7500.
При определении числа часов использования максимальной электрической
мощности газопоршневых агрегатов необходимо учитывать, что каждые 2000
часов ГПА останавливается на профилактический осмотр и ремонт на 48 часов,
то есть число часов использования ГПА в отопительный и межотопительный
от меж
период составит соответственно: Н = Н - 102, Н = 8400 - Н - 100.
э от э от
В.8. При определении выработки электроэнергии паровыми турбинами учитываются теплофикационный и конденсационный потоки пара. Для расчета выработки электрической энергии в зависимости от типа рассматриваемого оборудования по периодам можно пользоваться формулами, представленными в таблице В.3. Таблица В.3 Формулы для расчета выработки электрической энергии по периодам--------------------+-------+---------------------+----------------------------+-------------- ¦ Показатели ¦Обозна-¦ Отопительный период ¦ Межотопительный период ¦ Год ¦ ¦ ¦ чение ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------------+-------+---------------------+----------------------------+------------------+ ¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ +-------------------+-------+---------------------+----------------------------+------------------+ ¦Число часов ¦ H ¦ H ¦ столбец 5 - столбец 3 ¦ Нэгод ¦ ¦использования ¦ э ¦ от ¦ ¦ ¦ ¦электрического ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦максимума ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------------+-------+---------------------+----------------------------+------------------+ ¦Суммарная ¦ Э ¦ Э + Э ¦ год ¦ ¦выработка ¦ выр ¦ тф кон ¦N · Н / 1000¦ ¦электроэнергии в ¦ ¦ ¦ уст э ¦ ¦теплофикационных ¦ ¦ ¦ ¦ ¦турбинах, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦млн. кВт·ч ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------------+-------+--------------------------------------------------+------------------+ ¦Теплофикационная ¦ Э ¦ пуч Т ¦ столбец 3 + ¦ ¦выработка ¦ тф ¦ (Q W + Q W + ¦ + столбец 4 ¦ ¦электроэнергии, ¦ ¦ пуч Т-отб ¦ ¦ ¦млн. кВт·ч ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ П ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ + Q W ) · 0,98 · 0,97 · 0,98 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ П-отб ¦ ¦ +-------------------+-------+---------------------+----------------------------+------------------+ ¦Конденсационная ¦ Э ¦ (0,05 - 0,1) Э ¦ столбец 5 - столбец 3 ¦ год ¦ ¦выработка ¦ кон ¦ тф ¦ ¦ Э - Э ¦ ¦электроэнергии для ¦ ¦ ¦ ¦ выр тф ¦ ¦теплофикационных ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦турбин, млн. кВт·ч ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------------+-------+---------------------+----------------------------+------------------+ ¦Выработка ¦ Э ¦столбец 5 - столбец 4¦ N (8400 - H ) / 1000 ¦ год ¦ ¦электроэнергии ¦ выр ¦ ¦ уст от ¦ N Н / 1000 ¦ ¦конденсационными ¦ ¦ ¦ ¦ уст э ¦ ¦турбинами, ГТУ, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦млн. кВт·ч ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------------+-------+---------------------+----------------------------+------------------+ ¦Выработка ¦ Э ¦N (H - 102) / 1000¦N (8400 - H - 100) / 1000¦ столбец 3 + ¦ ¦электроэнергии ¦ выр ¦ э от ¦ э от ¦ + столбец 4 ¦ ¦газопоршневыми ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦агрегатами, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦млн. кВт·ч ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------------+-------+--------------------------------------------------+------------------+ ¦Отпуск ¦ Э ¦ Э - Э ¦ ¦электроэнергии, ¦ отп ¦ выр сн ¦ ¦млн. кВт·ч ¦ ¦ ¦ +-------------------+-------+---------------------------------------------------------------------+ ¦Фактическое число ¦ ф ¦ ¦ ¦часов ¦ Н ¦ ¦ ¦использования ¦ э ¦ Э · 1000 / N ¦ ¦установленной ¦ ¦ выр уст ¦ ¦электрической ¦ ¦ ¦ ¦мощности, ч ¦ ¦ ¦ +-------------------+-------+---------------------------------------------------------------------+ ¦Число часов ¦ Н ¦ (Q + Q + Q ) ¦ ¦использования ¦ тф ¦ пуч Т-отб П-отб ¦ ¦установленной ¦ ¦ 1000 ------------------------ ¦ ¦тепловой мощности ¦ ¦ Q ¦ ¦электрогенерирующей¦ ¦ уст ¦ ¦установки, ч ¦ ¦ ¦ ¦-------------------+-------+---------------------------------------------------------------------- В таблице В.3: пуч Т П
W , W , W - удельная выработка электроэнергии на тепловом
потреблении пара во встроенном пучке конденсатора, Т-отбора и П-отбора
соответственно, МВт·ч/Гкал.
Удельная выработка электроэнергии различна для отопительного и
межотопительного периодов и должна определяться по отчетным данным
теплоисточника или по [21], [24];
N - установленная электрическая мощность оборудования, МВт;
уст
0,98; 0,97; 0,98 - коэффициенты, соответственно учитывающие аварийный
и ремонтный простои оборудования и недогрузку в течение года отборов
(противодавления) турбины;
Э - расход электроэнергии на собственные нужды теплоисточника.
сн
Расход электроэнергии на собственные нужды делится на расход
э
электроэнергии на производство электричества Э и отпуск теплоэнергии
сн
т
Э , млн. кВт·ч,
сн
э т
Э = Э + Э . (В.3)
сн сн сн
К расходу электроэнергии на ее производство относятся: расход электроэнергии по турбинному цеху, за исключением электроэнергии, израсходованной в теплофикационном отделении, собственный расход электроцехом, часть электроэнергии на хранение топлива, топливоподачу, топливоприготовление и производство пара в котельной. Величина расхода электроэнергии, млн. кВт·ч, на ее производство в зависимости от вида топлива и типа турбин определяется по формуле э сн
Э = э Э , (В.4)
сн э выр
сн
где э - удельный расход электроэнергии на производство электроэнергии, %,
э
принимается на основании фактических данных или по проектам-аналогам, а при
их отсутствии по [19]:
для теплофикационных турбин при сжигании газа и мазута - от 1,5 до 2,5%, твердого топлива - от 2,2 до 3,5%; для конденсационных турбин при сжигании газа и мазута - от 2 до 4,6%, твердого топлива - от 4 до 6,5%. К расходу электроэнергии на отпуск теплоэнергии относятся: расход электроэнергии для теплофикационного оборудования (сетевые, подпиточные насосы и пр.), оставшаяся часть электроэнергии на хранение топлива, топливоподачу, топливоприготовление и производство пара в котельной. Величина расхода электроэнергии, млн. кВт·ч, на отпуск теплоэнергии зависит от вида топлива, начальных параметров и характера тепловой нагрузки (паровой или водяной) и составляет т сн
Э = э Q , (В.5)
сн т отп
сн
где э - удельный расход электроэнергии на отпуск теплоэнергии, который в
т
среднем составляет:
для газомазутных станций - от 16 до 35 кВт·ч/Гкал; для твердотопливных - от 23 до 41 кВт·ч/Гкал. В.9. Выработка тепловой энергии за период Н, Гкал, (отопительный, межотопительный) может определяться: а) для паровых котлов (в сумме для оборудования с одинаковыми начальными параметрами пара) бр '' ' -3
Q = (D (i - t ) + D (i - i ) + G (i - t )) Н 10 ; (В.6)
к ПК о пв пп пп пп прод кв пв тф
б) для газовых двигателей
бр р
Q = 0,95 В Q , (В.7)
к н
р
где Q = 7 - низшая теплота сгорания условного топлива, Гкал/т у.т.;
н
В - расход топлива газовым двигателем, тыс. т у.т., определенный по
формуле (В.11).
бр
Для водогрейных котлов Q = Q .
к выр
В.10. Расчет расхода топлива и удельных показателей производится одинаково для всех рассматриваемых периодов (отопительного, межотопительного, годового) путем подстановки данных соответствующего периода, рассчитанных ранее: а) расход топлива паровыми и водогрейными котлами, тыс. т у.т., за период может быть определен на основании предыдущих расчетов по формуле бр
Q (Q + Q )
к 2 кф т
В = ---- 10 - ----------, (В.8)
бр 7
7h
к
--------------------------------
h - греческая буква "эта"
где 7 - низшая теплотворная способность условного рабочего топлива, Гкал/т;
бр
h - КПД котлов брутто, % (принимается по отчетным или справочным
к
данным);
Q - внесенная в котлоагрегат теплота с воздухом, подогретым в
кф
калориферах, тыс. Гкал,
0 -3
Q = а · В V р c (t - t ) 10 , (В.9)
кф вп н р вых вх
где а - коэффициент избытка воздуха на входе в воздухоподогреватель.
вп
--------------------------------
а - греческая буква "альфа"
р - греческая буква "ро"
Принимается по справочным данным. При отсутствии данных можно принять 1,2;
В = 1,37 · В - расход мазута, т натурального топлива, за
н ПК(ВК)
отчетный период. В случае использования мазута в качестве резервного
топлива принимается равным 10% от суммарного расхода топлива на
теплоисточнике;
1,37 - калорийный эквивалент для перевода мазута в условное топливо;
0
V , р - соответственно теоретически необходимый объем воздуха для
сжигания мазута при 0 °С, куб.м/кг, и плотность воздуха при 0 °С, кг/куб.м.
Принимается по справочным данным 10,45 · 1,293 = 11,74 кг/кг;
c - теплоемкость воздуха, ккал/(кг.·°С), при средней температуре
р
t = 50 °С принимается 0,24 ккал/(кг·°С);
вых
t , t - соответственно температура воздуха на выходе и входе в
вых вх
калорифер, °С. Принимается по фактическим данным. При отсутствии данных
можно принять 70 °С и 30 °С соответственно;
Q - теплота, внесенная с подогретым топливом, тыс. Гкал,
т
-3
Q = В c t · 10 , (В.10)
т н т т
где c - средняя теплоемкость топлива, ккал/(кг·°С), для мазута можно
т
принимать 0,5 ккал/(кг.·°С);
t - температура топлива, вносимого в топку, °С. Для мазута при
т
отсутствии данных можно принимать 125 °С;
б) для теплоисточников с газовыми турбинами, в том числе в составе блока ПГУ, и газопоршневыми агрегатами расход топлива, тыс. т у.т., определяется по формуле
0,86 Э
выр 2
В = --------- 10 , (В.11)
7 h
ГД
--------------------------------
h - греческая буква "эта"
где h - КПД газового двигателя по данным завода-изготовителя, %;
ГД
в) суммарный расход топлива на теплоисточнике B , тыс. т у.т.,
сум
находится как сумма расхода топлива на паровые, водогрейные котлы и газовые
двигатели.
В.11. Определение удельных расходов топлива на отпуск тепловой и электрической энергии В настоящее время действует следующая методика распределения сожженного топлива: на выработку теплоты относится количество топлива, эквивалентное полной отдаче теплоты внешним потребителям, а на выработку электроэнергии - топливо, эквивалентное выработке электроэнергии, отдаваемой внешним потребителям, и теплоте, теряемой в конденсаторе турбин при их наличии на теплоисточнике. Расходы теплоты и электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ и потери теплоты в цикле станции распределяются пропорционально расходам теплоты (топлива) на теплофикацию и выработку электроэнергии следующим образом: а) расход топлива, относимый к отпуску электроэнергии В , тыс. ту.т.,
ээ
находится для каждой электрогенерирующей установки или теплоисточника в
целом по формуле
2
Q f 10 Э
отп отп
В = В (1 - --------------------------) ----------, (В.12)
ээ бр т
(Q - Q - Q - Q ) h Э + Э
к сн кф т тп отп сн
--------------------------------
h - греческая буква "эта"
где В - расход топлива на установку или теплоисточник, тыс. т у.т.;
Q - отпуск тепловой энергии от установки или теплоисточника, тыс.
отп
Гкал;
Q - расход теплоты на собственные нужды установки или
сн
теплоисточника, тыс. Гкал;
f - коэффициент, учитывающий потери с отпуском теплоты, принимается
равным 1,015;
h - коэффициент теплового потока, принимается 98%;
тп
б) расход топлива на отпуск тепловой энергии от установки или теплоисточника, тыс. т у.т.,
В = В - В ; (В.13)
тэ ээ
в) удельный расход топлива на отпуск теплоты от установки или теплоисточника, кг у.т./Гкал, составит
1000 В
отп тэ
в = --------. (В.14)
тэ Q
отп
При расчете удельного расхода топлива на отпуск теплоты от теплоисточника в целом
i
В = SUM В + В ,
тэ тэ ВК
i
где В - расход топлива на отпуск теплоты от каждой
тэ
установки, тыс. т у.т.;
В - расход топлива на водогрейные котлы, тыс. т у.т.;
ВК
г) удельный расход топлива на отпуск электроэнергии от установки или теплоисточника, г у.т./(кВт·ч)
1000 В
отп ээ (В.15)
в = --------.
ээ Э
отп
При расчете удельного расхода топлива на отпуск электроэнергии от
i
теплоисточника в целом В = SUM В ,
ээ ээ
i
где В - расход топлива на отпуск электроэнергии от каждой установки,
ээ
тыс. т у.т.
В.12. При рассмотрении варианта подключения к ТЭЦ нового объекта, тепловая нагрузка которого не превышает 3% от его суммарной тепловой нагрузки, расчет пароводяного баланса этого теплоисточника допускается не выполнять. При этом анализ изменения работы ТЭЦ может быть проведен по изменению его годовых технико-экономических показателей следующим образом: а) принимается, что отпуск тепловой энергии на теплоснабжение нового объекта от ТЭЦ в летнем и среднем за отопительный период режимах (режимы 4, 5, 6) осуществляется из отборов турбин, установленных на ТЭЦ; б) годовое увеличение отпуска тепловой энергии от турбин ТЭЦ, тыс. Гкал, составит доп 4 5
Q = Q · Н + Q (8400 - Н ); (В.16)
ТЭЦ отп от отп от
в) увеличение годовой выработки электроэнергии на ТЭЦ за счет подключения новой нагрузки, млн. кВт·ч, определится по формуле доп доп
Э = Q · W , (В.17)
выр ТЭЦ Т-отб
где W - фактическая удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении из теплофикационного отбора турбин ТЭЦ, МВт·ч/Гкал; г) изменение расхода топлива на ТЭЦ за счет увеличения отпуска тепловой и электрической энергии, тыс. т у.т., определится по формуле доп
В = (Э в + Q в ) / 1000, (В.18)
выр ээ отп тэ
где в , в - фактические удельные расходы топлива на выработку
ээ тэ
электроэнергии по теплофикационному циклу, г у.т./(кВт·ч), и на отпуск
тепловой энергии, кг у.т./Гкал.
Приложение Г ОСНОВНЫЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ВЫПОЛНЕНИЮ РАСЧЕТОВ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВАРИАНТОВ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯГ.1. Оценка экономической эффективности инвестиций в реализацию вариантов теплоснабжения осуществляется в соответствии с [17], [18], [26], СНБ 1.03.02 и СНБ 1.02.03 и заключается в расчете: коммерческой эффективности с точки зрения инвестора; государственной эффективности. Г.2. Расчет экономической эффективности инвестиций в реализацию вариантов теплоснабжения осуществляется в текущих постоянных ценах. В качестве риска реализации необходимо рассчитывать изменение показателей эффективности при прогнозном росте цен на топливо. Стоимостные показатели за отчетный год принимаются на основании официальных статистических данных. При отсутствии официальных данных прогноз роста цены на природный газ допускается принимать в соответствии с [27], прирост цены на остальные виды топлива - задавать пропорционально росту цены на природный газ. Изменение тарифов на тепловую и электрическую энергию на перспективу допускается задавать пропорционально росту цены на природный газ. При этом коэффициент пропорциональности должен определяться для каждого тарифа в соответствии с долей топливной составляющей в себестоимости производства рассматриваемого вида энергии. Г.3. Так как жизненный цикл проектов в энергетике составляет 25 - 30 лет, разновременные экономические параметры (будущие потоки и оттоки денежных средств) требуется приводить к начальному периоду времени. Для этих целей применяется коэффициент дисконтирования. Ставка дисконтирования отражает максимальную годовую доходность альтернативных и доступных направлений инвестирования и одновременно минимальные требования по доходности, предъявляемые инвестором к проектам, в которых он намерен участвовать. Ставку дисконтирования рекомендуется принимать на уровне прогнозируемой ставки рефинансирования Национального банка Республики Беларусь. В качестве шага расчета может быть принят год. Г.4. Расчет экономической эффективности инвестиций предполагает составление двух базовых форм: отчет по производству и реализации тепловой и электрической энергии; отчет о прибылях и убытках. Г.4.1. В программе производства тепловой и электрической энергии отражаются планируемые объемы выпуска товарной продукции (тепловой и электрической энергии) на расчетный период, определенные на стадии расчета технико-экономических показателей по вариантам. Годовая выручка от реализации товарной продукции определяется как сумма произведений объемов реализации тепловой и электрической энергии на соответствующие тарифы. При определении выручки ведомственными блок-станциями от реализации электроэнергии в энергосистему соответствующий тариф должен определяться по [28]. Тариф на тепловую энергию для теплоисточников Минэнерго принимается средним по энергосистеме, для ведомственных теплоисточников - равным тарифу на тепловую энергию, утвержденному для рассматриваемого теплоисточника. Г.4.2. Отчет о прибылях и убытках позволяет оценить эффективность текущей хозяйственной деятельности, соотношение доходов, получаемых в процессе производственной деятельности в течение какого-либо времени, с расходами, понесенными в этот же период, а также величину различных налоговых выплат. Г.4.3. Капитальные вложения в реализацию проекта задаются по годам строительства. При использовании в качестве аналога проекта, капитальные вложения в который определены в базисных ценах 2006 года в соответствии с [29], перевод в текущие цены должен выполняться по [30], [31] и [32] с учетом налогов и области размещения. Г.4.4. Информация о системе налогообложения должна включать полный перечень налогов с указанием базы налогообложения, ставки налога, периодичности выплат. Г.4.5. Расчет себестоимости производства тепловой и электрической энергии выполняется на основании действующих нормативных правовых актов и методических рекомендаций. В составе затрат на производство и реализацию продукции, включаемых в себестоимость, в соответствии с [33] учитываются: материальные затраты (топливо, покупная электроэнергия, вода на производственные и хозяйственно-бытовые нужды); затраты на оплату труда; отчисления на социальные нужды; амортизация основных производственных фондов; прочие расходы (в том числе затраты на все виды ремонта, налоги, кроме налога на прибыль, страхование и др.). Г.4.6. Затраты на амортизацию принимаются на основе нормативов по группам основных производственных фондов в соответствии с [34]. Г.5. На основании составленных отчетов осуществляется расчет экономических показателей, характеризующих эффективность инвестиций в реализацию вариантов теплоснабжения. Г.5.1. Приведенные затраты, млн. руб., определяются по формуле T -t
ЗП = (SUM K + И ) x (1 + p ) ), (Г.1)
Т t = 1 t t t
где K - капиталовложения в год t, млн. руб./год;
t
И - суммарные годовые производственные издержки на производство
t
продукции в год t, млн. руб./год;
Т - длительность расчетного периода, год. Как правило, Т принимается
равным сроку службы основного оборудования;
t - шаг расчета, год;
p - ставка дисконтирования в год t.
t
При выполнении расчетов все рассматриваемые варианты выравниваются по
количеству отпускаемой продукции с использованием замещающей КЭС.
При отсутствии прироста электрогенерирующей мощности по вариантам в
качестве замещающей КЭС принимается наиболее крупная электростанция в
Белорусской энергосистеме - Лукомльская ГРЭС с относительным приростом
зам
расхода топлива на отпуск электроэнергии в = 300 - 305 г у.т./(кВт·ч).
ээ
В случае строительства новых электрогенерирующих мощностей в качестве
замещающей КЭС используется наиболее современная парогазовая установка с
зам
в = 270 г у.т./(кВт·ч) и удельными капиталовложениями 1000 долл. США за
ээ
установленный кВт.
Данный критерий отражает экономическую эффективность вариантов теплоснабжения потребителей и служит для определения оптимального с экономической точки зрения направления развития энергосистемы, однако не позволяет оценить возможность их практической реализации в реальных условиях. Г.5.2. Чистый дисконтированный доход (ЧДД), млн. руб., характеризует коммерческий эффект от реализации варианта теплоснабжения и определяется как величина, полученная дисконтированием разницы между всеми годовыми оттоками и притоками реальных денег, накапливаемых в течение рассматриваемого срока T П З Л
t - t Т
ЧДД = (SUM --------) + --------, (Г.2)
t Т
t = 1 (1 + p) (1 + p)
где П и З - суммарные доход и затраты в год t, млн. руб.;
t t
Л - ликвидационная стоимость на конец расчетного периода, млн. руб.
Т
Чистый дисконтированный доход показывает абсолютную величину прибыли, приведенную к началу реализации проекта, и должен иметь положительное значение, иначе вариант теплоснабжения нельзя рассматривать как эффективный. Г.5.3. Внутренняя норма доходности (ВНД) показывает ставку дисконтирования p, при которой суммарный доход по варианту будет равен затратам (ЧДД = 0). Расчетная формула имеет вид T П З Л
t - t Т
(SUM --------) + -------- = 0. (Г.3)
t Т
t = 1 (1 + p) (1 + p)
При заданной инвестором норме дохода на вложенные средства инвестиции в вариант теплоснабжения оправданы, если ВНД равна или превышает установленный показатель. Г.5.4. Для определения ликвидности инвестиций при реализации варианта теплоснабжения служит срок окупаемости. Различают простой и динамический сроки окупаемости: простой срок окупаемости - это продолжительность наименьшего периода, по истечении которого накопленный чистый доход становится и в дальнейшем остается неотрицательным; динамический срок окупаемости - это продолжительность наименьшего периода, по истечении которого накопленный чистый дисконтированный доход становится и в дальнейшем остается неотрицательным. Динамический срок окупаемости позволяет учесть изменение стоимости денежных средств в будущем и определить реальный срок окупаемости. Срок окупаемости обычно исчисляется либо от начала осуществления инвестиций, либо от момента ввода в эксплуатацию основных фондов. Г.6. При определении финансовой эффективности необходимо оценить риск от увеличения стоимости капиталовложений, цены на импортируемое топливо и ставки дисконтирования. Г.7. При оценке эффективности инвестиций в реконструкцию теплоисточника рассчитываются экономические показатели функционирования рассматриваемого объекта без реконструкции (вариант "без проекта") и с учетом ее проведения (вариант "с проектом"), а эффективность определяется по изменению показателей. Приложение Д ПРИМЕР ВЫПОЛНЕНИЯ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОГО ОБОСНОВАНИЯД.1. Общая характеристика объекта Объект "Новый жилой район". Начало строительства - 2011 год, окончание строительства - 2012 год. Застройка осуществляется в течение двух лет. Ежегодно вводится примерно одинаковый объем общей жилой площади. Этажность застройки - 7 - 8 этажей. Данные по общему объему застройки на основании информации заказчика приведены в таблице Д.1. Таблица Д.1 Объем и характеристика застройки нового жилого района--------------------+----------+----------+----------+--------+------- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Средняя ¦ ¦ ¦ ¦ Общая ¦ ¦Количество¦по дому ¦Количество ¦ ¦ Объект ¦ площадь ¦Количество¦ квартир, ¦ общая ¦ человек, ¦ ¦ ¦застройки,¦домов, шт.¦ шт. ¦площадь ¦ чел. ¦ ¦ ¦тыс. кв.м ¦ ¦ ¦квартир,¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ кв.м ¦ ¦ +-------------------+----------+----------+----------+--------+-----------+ ¦40-квартирный жилой¦ 12,88 ¦ 6 ¦ 240 ¦ 53,7 ¦ 960 ¦ ¦дом ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------------+----------+----------+----------+--------+-----------+ ¦60-квартирный жилой¦ 20,02 ¦ 7 ¦ 420 ¦ 47,7 ¦ 1680 ¦ ¦дом ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------------+----------+----------+----------+--------+-----------+ ¦40-квартирный жилой¦ 10,74 ¦ 5 ¦ 200 ¦ 53,7 ¦ 800 ¦ ¦дом ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------------+----------+----------+----------+--------+-----------+ ¦80-квартирный жилой¦ 17,91 ¦ 4 ¦ 320 ¦ 56,0 ¦ 1280 ¦ ¦дом ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------------+----------+----------+----------+--------+-----------+ ¦Всего по жилой ¦ 61,55 ¦ 22 ¦ 1180 ¦ 211,1 ¦ 4720 ¦ ¦застройке ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------------+----------+----------+----------+--------+-----------+ ¦Торговый центр ¦ 1,49 ¦ 1 ¦ 1 ¦ ¦ ¦ +-------------------+----------+----------+----------+--------+-----------+ ¦Магазин ¦ 1,46 ¦ 5 ¦ 5 ¦ ¦ ¦ +-------------------+----------+----------+----------+--------+-----------+ ¦Всего общественных ¦ 2,95 ¦ 6 ¦ 6 ¦ ¦ ¦ ¦зданий ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦-------------------+----------+----------+----------+--------+------------ Далее дается краткая характеристика объекта, план застройки, ситуационный план размещения объекта на территории города, информация о качестве атмосферного воздуха в районе строительства, анализ возможности размещения в этом районе новых теплоисточников и рекомендации по выбору вида топлива. Д.2. Характеристика существующей системы централизованного теплоснабжения "Новый жилой район" размещается на новой площадке, расположенной на расстоянии 1 км от ближайшей тепловой камеры тепломагистрали N 61 Минской ТЭЦ-4. Д.3. Определение структуры и величины существующих и перспективных тепловых нагрузок Д.3.1. Расчет максимальных часовых тепловых нагрузок В настоящее время площадка, предназначенная под строительство "Нового жилого района", не застроена. Тепловые нагрузки "Нового жилого района" определяются по укрупненным показателям в зависимости от характеристики застройки по ТКП 45-4.02-182: а) тепловая нагрузка отопления при удельном тепловом потоке на отопление, 57 Вт/кв.м общей площади при этажности 7 - 8 с наружными стенами из штучных материалов (таблица А.1): жилых зданий ж
Q = 61 550 кв.м · 57 Вт/кв.м = 3 508 кВт = 3,0 Гкал/ч;
o
общественных зданий
o
Q = 2952 кв.м · 57 Вт/кв.м = 168 кВт = 0,15 Гкал/ч;
о
сумма Q = 3,15 Гкал/ч;
o
б) тепловая нагрузка горячего водоснабжения:
жилых зданий при удельном среднечасовом тепловом потоке на ГВС
q = 259 Вт на одного человека (таблица А.2)
o
ж
Q = 4720 чел. · 259 Вт/чел. = 1,223 МВт = 1,05 Гкал/ч;
гв
общественных зданий при удельном среднечасовом тепловом потоке на ГВС
q = 65 Вт на 20 кв.м (ТКП 45-4.01-52)
o
о
Q = (1,2 · 65 · (55 - 5) · 4,189 / (24 · 3,6)) · (2952 / 20) =
гв
= 189 · (2952 / 20) = 27,9 кВт = 0,024 Гкал/ч;
сумма Q = 1,074 Гкал/ч;
гв
в) тепловая нагрузка вентиляции общественных зданий (принимается по
данным проекта-аналога)
о
Q = 156,6 кВт = 0,135 Гкал/ч.
в
Суммарные тепловые нагрузки нового района приведены в таблице Д.2. Таблица Д.2 Суммарные тепловые нагрузки "Нового жилого района"------------------+---------------------------------------------------
¦ ¦ Тепловая нагрузка, Гкал/ч ¦
¦ Потребители +-------------+------------+--------------------+-------+
¦ ¦отопление, Q ¦вентиляция, ¦ горячее ¦ всего ¦
¦ ¦ o¦ Q ¦ водоснабжение, Q ¦ ¦
¦ ¦ ¦ в ¦ гв ¦ ¦
+-----------------+-------------+------------+--------------------+-------+
¦Жилые здания ¦ 3,00 ¦ - ¦ 1,05 ¦ 4,05 ¦
+-----------------+-------------+------------+--------------------+-------+
¦Общественные ¦ 0,15 ¦ 0,14 ¦ 0,02 ¦ 0,31 ¦
¦здания ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------+-------------+------------+--------------------+-------+
¦ВСЕГО ¦ 3,15 ¦ 0,14 ¦ 1,07 ¦ 4,36 ¦
¦-----------------+-------------+------------+--------------------+--------
Д.3.2. Расчет годовых тепловых нагрузок
Расчет годовой потребности нового района в тепловой энергии
выполняется при следующих исходных данных, принятых для г. Минска по СНБ
2.04.02:
длительность отопительного периода, Н = 198 сут. (4752 ч);
от
расчетная температура наружного воздуха, t = минус 24 °С;
o
средняя за отопительный период температура наружного воздуха, t =
i
= минус 0,9 °С;
средняя температура наиболее холодного месяца (января) - минус 5,9 °С;
средняя расчетная температура внутри помещений t = 18 °С;
вн
л
t , t принимаются равными 5 °С и 15 °С соответственно.
х x
Порядок расчета следующий: а) определяются тепловые нагрузки нового района при характерных режимах теплоснабжения (режимы 1, 3, 4, 5, 6). Результаты расчета приведены в таблице Д.3.; Таблица Д.3 Результаты расчета тепловых нагрузок при характерных режимах теплоснабжения------------------+----------------------------------------------------------------------------------------- ¦Тепловая нагрузка¦ Режим ¦ ¦ в сетевой воде, +----+-------------------------+-------------------------+---------------------+--------------+ ¦ Гкал/ч ¦ 1 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦ +-----------------+----+-------------------------+-------------------------+---------------------+--------------+ ¦Тепловая нагрузка¦3,29¦ ¦ 18 - ( - 0,9) ¦ 0 ¦ 0 ¦ ¦отопления и ¦ ¦ 18 - ( - 5,9) ¦3,29 ------------- = 1,48¦ ¦ ¦ ¦ i ¦ ¦3,29 ------------- = 1,87¦ 18 - ( - 24) ¦ ¦ ¦ ¦вентиляции Q , ¦ ¦ 18 - ( - 24) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ t t ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ 1 вн - i ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ Q -------- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ов t - t ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ вн о ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-----------------+----+-------------------------+-------------------------+---------------------+--------------+ ¦Среднечасовая ¦1,07¦ 1,07 ¦ 1,07 ¦ л ¦ ¦ ¦нагрузка горячего¦ ¦ ¦ ¦ 55 - t ¦ 5 ноч ¦ ¦водоснабжения Q ¦ ¦ ¦ ¦ 1 х ¦ Q a = ¦ ¦ гв¦ ¦ ¦ ¦ Q ------- = ¦ гв гв ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ гв 55 - t ¦= 0,86 · 0,5 =¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ х ¦ = 0,43 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ 55 - 15 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦= 1,07 ------- = 0,86¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ 55 - 5 ¦ ¦ +-----------------+----+-------------------------+-------------------------+---------------------+--------------+ ¦ВСЕГО ¦4,36¦ 2,94 ¦ 2,55 ¦ 0,86 ¦ 0,43 ¦ ¦-----------------+----+-------------------------+-------------------------+---------------------+--------------- -------------------------------- а - греческая буква "альфа" б) расчет годовых расходов тепловой энергии осуществляется по формулам, приведенным в таблице В.1. Результаты расчета приведены в таблице Д.4. Таблица Д.4 Результаты расчета годовых тепловых нагрузок "Нового жилого района"---------------+---------------------------------------------------------------------- ¦ ¦ Расход тепловой энергии ¦ ¦ Потребители +------------------------------------+-------------------------------+-----+ ¦ ¦ отопительный период ¦ межотопительный период ¦ год ¦ +--------------+------------------------------------+-------------------------------+-----+ ¦Среднечасовые ¦ 2,55 ¦ 0,86 ¦ ¦ ¦тепловые ¦ ¦ ¦ ¦ ¦нагрузки, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Гкал/ч ¦ ¦ ¦ ¦ +--------------+------------------------------------+-------------------------------+-----+ ¦В том числе: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦отопление, ¦ 1,48 ¦ - ¦ ¦ ¦вентиляция, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Гкал/ч ¦ ¦ ¦ ¦ +--------------+------------------------------------+-------------------------------+-----+ ¦горячее ¦ 1,07 ¦ 0,86 ¦ ¦ ¦водоснабжение,¦ ¦ ¦ ¦ ¦Гкал/ч ¦ ¦ ¦ ¦ +--------------+------------------------------------+-------------------------------+-----+ ¦Годовые ¦ 12,12 ¦ 3,14 ¦15,26¦ ¦тепловые ¦ ¦ ¦ ¦ ¦нагрузки, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦тыс. Гкал ¦ ¦ ¦ ¦ +--------------+------------------------------------+-------------------------------+-----+ ¦В том числе: ¦ 4 т ¦ ¦ ¦ ¦отопление, ¦ Q H / 1000 = 1,48 · 4,752 = 7,04 ¦ 0,00 ¦7,04 ¦ ¦вентиляция, ¦ o о ¦ ¦ ¦ ¦тыс. Гкал ¦ ¦ ¦ ¦ +--------------+------------------------------------+-------------------------------+-----+ ¦горячее ¦ 4 ¦ 5 ¦8,22 ¦ ¦водоснабжение,¦Q H / 1000 = 1,07 · 4,752 = 5,08¦ Q · (8400 - H ) / 1000 = ¦ ¦ ¦тыс. Гкал ¦ гв от ¦ гв от ¦ ¦ ¦ ¦ ¦= 0,86 · (8400 - 4752) / 1000 =¦ ¦ ¦ ¦ ¦ = 3,14 ¦ ¦ ¦--------------+------------------------------------+-------------------------------+------ Д.4. Варианты обеспечения тепловой энергией "Нового жилого района" К рассмотрению принимаются следующие варианты: вариант 1 - децентрализованное теплоснабжение на базе поквартирного отопительного оборудования; вариант 2 - централизованное теплоснабжение на базе котельной с электрогенерацией; вариант 3 - централизованное теплоснабжение от существующего централизованного теплоисточника. Д.5. Основные технические решения по развитию системы теплоснабжения Д.5.1. Вариант 1 Д.5.1.1. Выбор основного оборудования Вариант 1 предусматривает децентрализованное теплоснабжение на базе поквартирного отопления. Мощность устанавливаемого в каждой квартире отопительного оборудования определяется на основании ТКП 45-4.02-182: а) тепловая нагрузка отопления одной квартиры средней площадью 54 кв.м составляет 54 кв.м · 57 Вт/кв.м = 3,1 кВт;
б) максимальная часовая тепловая нагрузка горячего водоснабжения
квартиры составляет
мак
Q = 2,4 · (1,2 · 90 · (55 - 5) · 4,189 / (24 · 3,6)) · 4 = 2,5 кВт,
гв
где 4 - количество жителей в квартире, чел.;
90 - средняя за отопительный период норма расхода горячей воды в сутки
на 1 человека, л;
55 и 5 - температура водопроводной воды в месте водоразбора и исходная
вода соответственно, °С;
4,189 - удельная теплоемкость воды, принимаемая в расчетах,
кДж/(кг·°С);
2,4 - коэффициент перевода среднечасовой за неделю в максимальную
часовую нагрузку горячего водоснабжения;
в) максимальная часовая тепловая нагрузка квартиры составляет
3,1 + 2,5 = 5,6 кВт.
К установке принимается следующее оборудование: а) в каждой квартире устанавливается настенный газовый котел тепловой мощностью 24 кВт (АОГВ 24-3П), КПД котла - 93%. Котел двухконтурный для обеспечения нагрузки отопления и горячего водоснабжения прямоточный. Четырехкратное превышение установленной мощности над расчетной величиной объясняется необходимостью нагрева воды для горячего водоснабжения, так как котел не имеет бака запаса горячей воды. Котлы комплектуются автоматикой, магнитными фильтрами очистки воды, насосом. Срок службы котла - 15 лет, после чего требуется его замена; б) для обогрева мест общего пользования, главным образом для поддержания температуры не ниже 5 °С в машинном отделении лифта (по условиям эксплуатации), дополнительно устанавливается крышная котельная тепловой мощностью 100 кВт (газовый котел АОГВ-Колор мощностью 100 кВт); в) для отопления торгового центра применяется газовый котел АОГВ-Колор мощностью 100 кВт; г) для отопления магазинов - газовые котлы АОГВ 24-3П по одному на каждый магазин. Д.5.1.2. Годовые технико-экономические показатели по варианту 1 Результаты расчета годовых технико-экономических показателей по варианту 1 приведены в таблице Д.5. Таблица Д.5 Результаты расчета годовых технико-экономических показателей по варианту 1----------------+----------------------------+--------------------------+----------------- ¦ Показатели ¦ Отопительный период ¦ Межотопительный период ¦ Год ¦ +---------------+----------------------------+--------------------------+---------------------+ ¦Суммарный ¦ 12,12 ¦ 3,14 ¦ 15,26 ¦ ¦отпуск ¦ ¦ ¦ ¦ ¦тепловой ¦ ¦ ¦ ¦ ¦энергии, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦тыс. Гкал ¦ ¦ ¦ ¦ +---------------+----------------------------+--------------------------+---------------------+ ¦В том числе: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦отопление, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦вентиляция ¦ 7,04 ¦ 0,00 ¦ 7,04 ¦ +---------------+----------------------------+--------------------------+---------------------+ ¦горячее ¦ 5,08 ¦ 3,14 ¦ 8,22 ¦ ¦водоснабжение ¦ ¦ ¦ ¦ +---------------+----------------------------+--------------------------+---------------------+ ¦Расход топлива,¦ ¦ ¦ 2,34 ¦ ¦тыс. т у.т. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ Q ¦ ¦ 3,14 ¦ ¦ ¦ отп 2¦ 12,12 ¦ -------- = 0,48 ¦ ¦ ¦ В = ------ 10 ¦ -------- = 1,86 ¦ 7 · 0,93 ¦ ¦ ¦ бр ¦ 7 · 0,93 ¦ ¦ ¦ ¦ 7 h ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ВК ¦ ¦ ¦ ¦ +---------------+----------------------------+--------------------------+---------------------+ ¦Удельный расход¦ ¦ ¦ ¦ ¦топлива на ¦ ¦ ¦ ¦ ¦отпущенную ¦ ¦ ¦ ¦ ¦теплоэнергию, ¦ ¦ ¦2,34 · 1000 / 15,26 =¦ ¦кг у.т./Гкал ¦1,86 · 1000 / 12,12 = 153,6 ¦0,48 · 1000 / 3,14 = 153,6¦ = 153,6 ¦ ¦ В ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ отп ВК ¦ ¦ ¦ ¦ ¦в = ---- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ тэ Q ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ отп ¦ ¦ ¦ ¦ ¦---------------+----------------------------+--------------------------+---------------------- -------------------------------- h - греческая буква "эта" Д.5.1.3. Капиталовложения по варианту 1 Расчет капиталовложений по варианту 1 приведен в таблице Д.6. Таблица Д.6 Расчет капиталовложений по варианту 1-------------------+--------------+-----------------------+----------- ¦ ¦ Стоимость ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ единицы по ¦Количество по варианту,¦ Стоимость по ¦ ¦ Оборудование ¦ аналогу ¦ шт. ¦ варианту, ¦ ¦ ¦(прайс-листу),¦ ¦ млн. долл. США¦ ¦ ¦ долл. США ¦ ¦ ¦ +------------------+--------------+-----------------------+---------------+ ¦Котел "АОГВ 24-3П"¦ 1575 ¦ (1180 квартир + 5 ¦ 1,87 ¦ ¦ ¦ ¦ магазинов) = 1185 ¦ ¦ +------------------+--------------+-----------------------+---------------+ ¦Котел "АОГВ-Колор"¦ 63214 ¦ (22 дома + 1 торговый ¦ 1,45 ¦ ¦мощностью 100 кВт ¦ ¦ центр) = 23 ¦ ¦ +------------------+--------------+-----------------------+---------------+ ¦ВСЕГО ¦ ¦ ¦ 3,32 ¦ ¦------------------+--------------+-----------------------+---------------- Дополнительно необходимо учитывать капиталовложения по подключению к дымовым каналам, прокладку воздуховодов и т.д. Срок эксплуатации - 15 лет. Д.5.2. Вариант 2 Д.5.2.1. Выбор основного оборудования Вариант 2 предусматривает централизованное теплоснабжение на базе водогрейной котельной с установкой на ней газопоршневого агрегата электрической мощностью 1 МВт, тепловой - 1,05 Гкал/ч. Подогретая сетевая вода от ГПА подается в общий коллектор прямой сетевой воды. В связи с отсутствием в "Новом жилом районе" паровой нагрузки паровые котлы на теплоисточнике не устанавливаются. Подогрев воды для подпитки тепловой сети осуществляется сетевой водой из общего коллектора прямой сетевой воды в двух ступенях: подогреватель сырой воды и вакуумный деаэратор. Расчет расхода тепловой энергии на подпитку тепловой сети приведен в таблице Д.7. Таблица Д.7 Расчет расхода тепловой энергии на подпитку тепловой сети---------------------------------------+------------------------------------------------------------------------------------ ¦ ¦ Режим ¦ ¦ Показатели +---------------+----------------+------------------------+--------------+---------------+ ¦ ¦ 1 ¦ 2 ¦ 3, 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦ +--------------------------------------+---------------+----------------+------------------------+--------------+---------------+ ¦Объем системы теплопотребления, куб.м ¦ 1 1 ¦ ¦ ¦ v (Q - Q ) ¦ ¦ ¦ тс пот 65 · 4,36 · 103 ¦ ¦ ¦ V = -------------- = --------------- = 330 ¦ ¦ ¦ тс 860 860 ¦ +--------------------------------------+---------------------------------------------------------+------------------------------+ ¦Расход сетевой воды на подпитку ¦ 0,4% V = 0,004 · 330 = 1,32 ¦0,3% V = 0,003 · 330 = 1,0 ¦ ¦теплосети, т/ч ¦ тс ¦ тс ¦ +--------------------------------------+---------------------------------------------------------+------------------------------+ ¦Расход тепловой энергии на подогрев ¦ 1,32 · (30 - 5) · 1,25 / 1000 = 0,041 ¦1 · (30 - 15) · 1,25 / 1000 = ¦ ¦сырой воды, Гкал/ч ¦ ¦ ¦ ¦ тс ¦ ¦ = 0,019 ¦ ¦Q = G (t - t ) · 1,25 / 1000 ¦ ¦ ¦ ¦ 1ст подп 1ст х ¦ ¦ ¦ +--------------------------------------+---------------------------------------------------------+------------------------------+ ¦Расход тепловой энергии на деаэрацию ¦ 1,32 · (40 - (30 - 2)) / 1000 = 0,016 ¦1 · (40 - (30 - 2)) / 1000 = ¦ ¦подпиточной воды, Гкал/ч ¦ ¦ ¦ ¦ тс ¦ ¦ = 0,012 ¦ ¦Q = G (t - (t - 2)) / 1000¦ ¦ ¦ ¦ 3ст подп 3ст 2ст ¦ ¦ ¦ +--------------------------------------+---------------------------------------------------------+------------------------------+ ¦Суммарный расход теплоты на подпитку ¦ 0,04 + 0,02 = 0,057 ¦ 0,019 + 0,012 = 0,030 ¦ ¦теплосети, Гкал/ч ¦ ¦ ¦ +--------------------------------------+---------------------------------------------------------+------------------------------+ ¦Потери тепловой энергии на ¦ 0,25 · 0,04 + 2 · 1,32 / 1000 = 0,013 ¦0,25 · 0,02 + 2 · 1 / 1000 = ¦ ¦химводоподготовке, Гкал/ч ¦ ¦ ¦ ¦ ХВО -3 ¦ ¦ = 0,007 ¦ ¦Q = 0,25 Q + 2 G 10 ¦ ¦ ¦ ¦ пoт 1ст подп ¦ ¦ ¦ +--------------------------------------+---------------------------------------------------------+------------------------------+ ¦Тепловая энергия, вносимая с ¦ 0,057 - 0,013 = 0,044 ¦ 0,031 - 0,007 = 0,024 ¦ ¦подпиткой теплосети, Гкал/ч ¦ ¦ ¦ +--------------------------------------+---------------+--------------------+--------------------+------------------------------+ ¦Отопление производственного цеха ¦ ¦ 18 - ( -5,9) ¦ 18 - ( -0,9) ¦ 0 ¦ ¦блок-станции, Гкал/ч ¦ ¦0,1 ------------ = ¦0,1 ------------ = ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ 18 - ( -24) ¦ 18 - ( -24) +------------------------------+ ¦ t - t ¦ 0,1 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ вн i ¦ ¦ = 0,06 ¦ = 0,05 ¦ ¦ ¦ Q -------- ¦ ¦ ¦ +------------------------------+ ¦ ов t - t ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ вн o ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +--------------------------------------+---------------+--------------------+--------------------+--------------+---------------+ ¦Тепловые потери в квартальных сетях на¦ 2%Q = ¦ 2%Q = ¦ 2%Q = ¦ 5%Q = ¦ 5%Q = ¦ ¦основании статистических данных, ¦ отп ¦ отп ¦ отп ¦ отп ¦ отп ¦ ¦Гкал/ч ¦= 0,02 · 4,36 =¦ = 0,02 · 2,94 = ¦= 0,02 · 2,55 = 0,05¦= 0,05 · ¦= 0,05 · 0,43 =¦ ¦ ¦ = 0,09 ¦ = 0,06 ¦ ¦· 0,86 = 0,04 ¦ = 0,02 ¦ ¦--------------------------------------+---------------+--------------------+--------------------+--------------+---------------- Результаты расчета пароводяного баланса теплоисточника приведены в таблице Д.8. Таблица Д.8 Пароводяной баланс блок-станции по варианту 2--------------+----------------------------------------+----------+--------------------------------------- ¦ ¦ Режимы ¦ ¦ Режимы ¦ ¦ +-------+----T---------+-------+----T----+ +-------+-----T---------+-------+-----T-----+ ¦ Источник ¦макси- ¦ава-¦ средний ¦ ¦ ¦ноч-¦ Потре- ¦макси- ¦ава- ¦ средний ¦ ¦ ¦ноч- ¦ ¦ ¦мально-¦рий-¦наиболее ¦средне-¦лет-¦ной ¦ бители ¦мально-¦рий- ¦ наиболее¦средне-¦лет- ¦ ной ¦ ¦ ¦зимний ¦ный ¦холодного¦зимний ¦ний ¦лет-¦ ¦зимний ¦ ный ¦холодного¦зимний ¦ ний ¦лет- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ месяца ¦ ¦ ¦ний ¦ ¦ ¦ ¦ месяца ¦ ¦ ¦ ний ¦ +-------------+-------+----+---------+-------+----+----+----------+-------+-----+---------+-------+-----+-----+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Сетевая ¦ 4,45 ¦3,11 ¦ 3,00 ¦ 2,60 ¦0,90 ¦0,45 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦вода - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦всего, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Гкал/ч ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------+-------+----+---------+-------+----+----+----------+-------+-----+---------+-------+-----+-----+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦отопление ¦ 3,29 ¦2,30 ¦ 1,87 ¦ 1,48 ¦0,00 ¦0,00 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦и ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦вентиляция¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------+-------+----+---------+-------+----+----+----------+-------+-----+---------+-------+-----+-----+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦горячее ¦ 1,07 ¦0,75 ¦ 1,07 ¦ 1,07 ¦0,86 ¦0,43 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦водо- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦снабжение ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------+-------+----+---------+-------+----+----+----------+-------+-----+---------+-------+-----+-----+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦тепловые ¦ 0,09 ¦0,06 ¦ 0,06 ¦ 0,05 ¦0,04 ¦0,02 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦потери ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------+-------+----+---------+-------+----+----+----------+-------+-----+---------+-------+-----+-----+ ¦ Баланс тепловой энергии, Гкал/ч ¦ ¦ +-------------+-------+----T---------+-------+----T----+----------+-------+-----T---------+-------+-----+-----+ ¦Газо- ¦ 1,05 ¦1,05¦ 1,05 ¦ 1,05 ¦0,91¦0,46¦Сетевая ¦ 4,45 ¦3,11 ¦ 3,00 ¦ 2,60 ¦0,90 ¦0,45 ¦ ¦поршневой ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦вода ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦агрегат ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦внешним ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦потре- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦бителям ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------+-------+----+---------+-------+----+----+----------+-------+-----+---------+-------+-----+-----+ ¦В том числе ¦ 0,04 ¦0,04¦ 0,04 ¦ 0,04 ¦0,02¦0,02¦собствен- ¦ 0,11 ¦0,08 ¦ 0,07 ¦ 0,06 ¦0,01 ¦0,01 ¦ ¦подпитка ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ные ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦теплосети ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦нужды - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦всего ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------+-------+----+---------+-------+----+----+----------+-------+-----+---------+-------+-----+-----+ ¦Водогрейные ¦ 3,51 ¦2,14¦ 2,02 ¦ 1,61 ¦0,00¦0,00¦в том ¦ 0,013 ¦0,013¦ 0,013 ¦ 0,013 ¦0,007¦0,007¦ ¦котлы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦числе ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦потери на ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ХВО ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------+-------+----+---------+-------+----+----+----------+-------+-----+---------+-------+-----+-----+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦отопление ¦ 0,10 ¦0,07 ¦ 0,06 ¦ 0,05 ¦0,00 ¦0,00 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦производ- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ственного ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦цеха блок-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦станции ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------+-------+----+---------+-------+----+----+----------+-------+-----+---------+-------+-----+-----+ ¦Итого ¦ 4,56 ¦3,19¦ 3,07 ¦ 2,66 ¦0,91¦0,46¦Итого ¦ 4,56 ¦3,19 ¦ 3,07 ¦ 2,66 ¦0,91 ¦0,46 ¦ +-------------+-------+----+---------+-------+----+----+----------+-------+-----+---------+-------+-----+-----+ ¦ Электрическая мощность, МВт ¦ ¦ +-------------+-------+----T---------+-------+----T----+----------+-------+-----T---------+-------+-----+-----+ ¦Газопоршневой¦ 1,0 ¦1,0 ¦ 1,0 ¦ 1,0 ¦0,9 ¦0,45¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦агрегат ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦-------------+-------+----+---------+-------+----+----+----------+-------+-----+---------+-------+-----+------ Из пароводяного баланса блок-станции видно, что дополнительно к ГПА необходимо установить пиковые водогрейные котлы для обеспечения пиковой тепловой нагрузки 3,51 Гкал/ч. К установке предлагается два котла ВА-3000 суммарной тепловой мощностью 5,16 Гкал/ч. Страницы: | Стр. 1 | Стр. 2 | Стр. 3 | |
Новости законодательства
Новости Спецпроекта "Тюрьма"
Новости сайта
Новости Беларуси
Полезные ресурсы
Счетчики
|
