Автоматизация блочно-модульной котельной предприятия

 

Реферат

котельная тепловой автоматизация

Целью дипломного проекта является автоматизированная блочно-модульная котельная предприятия ФГКУ комбинат «Горный» в г. Екатеринбурге, ул. Гайдара, 12.

В дипломном проекте подробно рассмотрены вопросы теплопотребления, сделан расчет тепловых нагрузок, частичный расчет котла. Приведена тепловая схема водогрейной котельной, методика расчета и выбор основного и вспомогательного оборудования, регулирование тепловой мощности. Рассмотрены вопросы автоматизации котельной.

Часть «Газоснабжение» содержит схему газоснабжения внутри котельной, расчет диаметров трубопроводов и гидравлический расчет трубопроводов газа.

Экономическая часть проекта включает в себя технико-экономическую оценку эффективности проекта. Расчет потребления топлива, электрической энергии, затрат на монтаж и оборудование водогрейной котельной.

В разделе «Природопользование» рассмотрены мероприятия по охране окружающей среды, проводится расчет высоты дымовой трубы для котельной.

Пояснительная записка содержит страницы

1.Обоснование для разработки проекта

Настоящий проект посвящен строительству автоматизированной блочно-модульной водогрейной котельной г. Екатеринбург.

Котельная установка предназначена для выработки тепловой энергии для теплоснабжения объектов ФГКУ комбинат «Горный» в г. Екатеринбурге, ул. Гайдара 12.

Котельная, установленной мощностью 2,0 МВт, устанавливается на замену существующей котельной на блочно-модульную котельную МВКУ-2,0ГД.

Котельная полностью автоматизированная, работает без постоянного обслуживающего персонала.

Основное топливо котельной - природный газ по ГОСТ 10585-99. Предусмотрено дизельное топливо в качестве аварийного.

Режим работы котельной - круглосуточный, в течение отопительного периода.

Тепловой схемой предусмотрено приготовление теплоносителя с температурным графиком 90/70.

По надежности отпуска тепловой энергии потребителям котельная относится к первой категории.

Источником водоснабжения являются сети хозяйственно-питьевого водопровода г. Екатеринбурга. Теплосеть двухтрубная состоящая из подающего и обратного трубопроводов теплосети Ду150.

Электроснабжение котельной предусматривается от двух кабельных линий 0,4 кВ с установкой АВР внутри котельной. Способ прокладки кабельных линий - подземный.

Газоснабжение котельной предусматривается от газопровода среднего давления второй категории (давление 0,02 МПа). Газопровод, идущий к котельной, стальной.

По размещению котельная относится к отдельностоящим. Предусмотрена закрытая зависимая схема теплоснабжения.

2.Технологическая часть

Расчет тепловой схемы

1.Согласно техническому заданию на проектирование, отопительно-вентиляционная нагрузка составляет:

Принимаем теплопотери 4% от суммарного теплопотребления, что составляет:

кВт, = 73,2 кВт.

Собственные нужды котельной принимаем в размере 1,5% от суммарного теплопотребления.

кВт, = 27,45 кВт.

2. Расчет годового теплопотребления

В основе графика годового теплопотребления лежит следующая зависимость для отопительной нагрузки:

, кВт

3.Расчет минимальных мощностей на отопление при =+80С для Екатеринбурга по СП 131.1330.2012 [3]:

Максимальная тепловая мощность:

Минимальная тепловая мощность:

4.Расчет годового отпуска теплоты на отопление.

, кДж/год,

где ni - число часов в течении года с температурой наружного воздуха tн.

Результаты расчетов сведены в табл. 1. В соответствие с табл. 1 построен график тепловой нагрузки Рисунок 1

Таблица 1

?Qoi=4421353,20кВт

Рис.1 График тепловой нагрузки

Суммарный годовой отпуск теплоты потребителям.

= ГДж/год.

Суммарная выработка тепла котельной.

,

где 1,04 - коэффициент, учитывающий потери тепла в тепловых сетях,

,015 - коэффициент, учитывающий собственные нужды котельной.

= 16801,84 ГДж/год.

5.Годовой расход натурального топлива.

Годовой расход топлива на отопление и вентиляцию:

, тыс. м3/год,

где = 35,59 МДж/м3

=0,92 КПД котельной ;

=0,96 КПД транспорта теплоты.

= 486,2 тыс. м3/год,

Годовой расход топлива на котельную:

, тыс. м3/год,

= 506,4 тыс. м3/год.

6.Построение температурного графика

Температурный график строится по зависимостям ?1=f(tн) и ?2=f(tн)

где ?1 и ?2 - температуры воды в прямом и обратном трубопроводах тепловой сети.

где tн - фактическая температура наружного воздуха;

tн = -320С - температура наружного воздуха наиболее холодной пятидневки;

?1/?2 = 90/700С - температуры воды на выходе и на входе в котлы.

Заносим данные расчета в таблицу 2.

Расход воды через перепускную линию, для регулирования температуры прямой сетевой воды (рис.2).:

, кг/с

где кг/с

- температура в прямом трубопроводе перед перепускным клапаном.

График приведен на рис.3.

Результаты расчета сведены в таблице №2.

Таблица 2

tн, °С-32-30-25-20-15-10-50+8?1, °С9087,1481,1875,0868,8562,4555,8448,9637,16?2, °С7067,9463,9859,8855,6551,2546,6441,7633,16Gпереп., кг/с02,987,8111,4114,1916,3818,1519,6021,42

По результатам расчетов построен температурный график отпуска теплоты от котельной, который представлен на рис.2.

Из графика можно найти необходимые температуры в прямом и обратном трубопроводах при разных температурах наружного воздуха.

Срезка теплового графика не предусматривается, так как имеется только отопительная и вентиляционная нагрузка.

Рис.2 Температурный график

Рис.3 Расход воды на перепуск

Расчет максимального режима работы котельной (tн=-320С).

Расчетный температурный график сетевого контура постоянный и равен =90/70 0С.

1. Тепловая мощность котельной Qк и расчетный расход воды через водогрейные котлы Gр.

, кВт

, кВт,

, кВт,

, кВт.

=1930,65 кВт.

1.Расчетный максимальный расход воды через сетевые насосы:

, кг/с,

= 23,1 кг/с.

2.Расчетный часовой расход воды для определения производительности водоподготовки и соответствующего оборудования для подпитки системы теплоснабжения следует принимать 0,75% от фактического объема в трубопроводах тепловых сетей.

Объем воды в системах теплоснабжения 65 куб. м на 1 МВт согласно СНиП 41-02-2003 [6]:

м3/ч.

м3.

3.Расход воды через котлы (принимаем при максимально-зимнем режиме с нулевым расходом воды на рециркуляцию и подмес в подающий трубопровод).

Расчет переходного режима работы котельной (tн=+80С).

1.Тепловая мощность котельной Qк и расчетный расход воды через водогрейные котлы Gр.

, кВт

кВт, = 14,64 кВт.

Собственные нужды котельной принимаем в размере 1,5% от суммарного теплопотребления.

кВт, = 5,49 кВт.

=386,13 кВт.

2.Расчетный расход воды через сетевые насосы:

, кг/с (т.к. качественное регулирование),

3.Расход воды на рециркуляцию

Согласно паспорту котла циркуляционный насос должен обеспечивать не менее 1/3 расхода котла.

4.Расход воды на клапан перепуска:

Выбор основного и вспомогательного оборудования котельной.

Число котлоагрегатов nвк.

=0,965

где Q' = 2000 кВт - производительность одного котла, кВт.

Потребители котельной относятся к первой категории по надежности теплоснабжения, согласно СП 89.13330.2012 [9], принимаем к установке 2 жаротрубных водогрейных котла Wolf Duotherm производства ОАО «ВОЛЬФ Энерджи Солюшен» (1 рабочий и 1 резервный).

Установленная мощность котельной Qуст = 4000 кВт.

Расход воды через один водогрейный котел марки :

Расширительный мембранный бак котельного контура:

- объем расширительного бака.

,25 - коэффициент запаса.

- коэффициент заполнения бака водой.

Рпред=3,8 - предварительное абсолютное давление закачки воздуха в баке.

Рмакс =6 атм - максимальное абсолютное давление в котельном контуре.

,

м3 - объем жидкости, вытесняющийся из системы при ее нагреве от 100С до средней температуре системы.

=0,04 - коэффициент расширения при средней температуре в системе.

Объем системы:

,

где =2,0 м3 - объем котла,

= 0,4 м3 - объем воды в системе трубопроводов котельной, принят 10% от суммарного объема котлов (4,0 м3).

=4,4 м3.

, м3

- объем расширительного бака.

Устанавливаем мембранный расширительный CE800 "Flamco" объемом V=800 л. производства фирмы «Flexcon».

Установка непрерывного умягчения водопроводной воды на подпитку тепловой сети

м3/ч.

К установке принимаем систему непрерывного умягчения воды марки TS 91-08М "Pentair Water" (Великобритания).

Номинальная производительность установки Gном=0,8-1,0 м3/ч, Умягчение воды производится методом Na-катионирования при фильтровании исходной воды через слой сильнокислотной катионообменной смолы с полной обменной емкостью не менее 1,39 г-экв/дм3. Регенерация ионообменной смолы производится раствором поваренной соли NaCl автоматически с заданной периодичностью.

При расчетном расходе через установку на выходе обеспечивается показатель остаточной жесткости умягченной воды порядка

Жост=0,2 мг-экв/дм3.

Накопительный бак подпиточной воды.

Объем баков:

м3,

где

Gпод = 0,94 м3/ч - расход подпиточной воды;

м3.

Для создания запаса подпиточной воды на время устранения возможных аварий водопровода предусмотрен бак запаса подпиточной воды ATV3000 "Aquatech" объемом V=3000 ± 20л.

Незамеряемый остаток в резервуаре составляет 70 л.

Трехходовой клапан

Выбирается по номограммам в зависимости от пропускной способности и перепада давления на клапане.

К установке принимаем трехходовой клапан фланцевый 3F125 с электроприводом «серия 90» фирмы "ESBE".

Выбор насосов

Выбор сетевых насосов:

Сетевые насосы выбирают по расходу сетевой воды и необходимому напору.

Gсет =66,3 м3/ч.

Сетевые насосы работают при температуре обратной сетевой воды, которая не превышает =70ºС.

Выбираем насосы с сухим ротором немецкой фирмы «Wilo» марки IL100/165-22/4, с характеристиками Н=33,5 м вод. ст., G=88,6 м3/ч, максимальной мощностью 22 кВт. Номинальный КПД насоса 80%, в рабочей точке по кривой насоса составит 79,7%. Диапазон рабочих температур перекачиваемых сред 0ºС+120ºС. Устанавливаем два насоса: один - рабочий, другой - резервный.

Выбор подпиточных насосов тепловой сети:

м3/ч.

Насосом подпитки необходимо обеспечить давление подпиточной воды, равное давлению в обратном трубопроводе тепловой сети.

В случае аварии на водопроводе, подпитка осуществляется из бака запаса водопроводной воды, где давление равно атмосферному, тогда напор подпиточного насоса:

К установке принимаем насосы повышения давления немецкой фирмы

«Wilo» марки MHIL 103, с характеристиками Н=25,6 м вод. ст., G=1,0 м3/ч, максимальной мощностью 3 кВт. КПД насоса в рабочей точке по кривой насоса составит 53,3%. Диапазон рабочих температур перекачиваемых сред 0ºС+70ºС. Устанавливаем два насоса: один - рабочий, другой - резервный.

Выбор насосов рециркуляции котла:

Для поддержания температуры теплоносителя на входе в котел установлены рециркуляционные насосы фирмы «Wilo» марки TOP-S 80/7. Диапазон рабочих температур 0ºС+140ºС.

м3/ч.

Расчет диаметров основных трубопроводов в котельной

Магистральный участок:

Принимаем к установке трубу стальную ?=159 х 4,5.

Ответвление на котел:

Принимаем к установке трубу стальную ?=219 х 6,0.

Перемычка насоса рециркуляции котла:

Принимаем к установке трубу стальную ?=89 х 3,5.

Описание основного и вспомогательного оборудования

В котельной устанавливаются 2 жаротрубных водогрейных котла Wolf Duotherm производства ОАО «ВОЛЬФ Энерджи Солюшен». Единичная мощность 2-х котлов составляет 2,0 МВт. Рабочее давление воды на выходе из котлов 0,6 МПа. Номинальная температура воды на входе - 70°С, на выходе - 90°С. Водяной объем котлов 2,0 м3.

На котле №1, мощностью 2,0 МВт, устанавливается комбинированная газодизельная горелка HR91A.M-.MD.S.RU.A.8.50 производства «Cib Unigas Spa». На котле №2 мощностью 2,0 МВт, устанавливается газовая модулируемая горелка R91A.M-.MD.S.RU.A.8.50 «Cib Unigas Spa».

Котлы работают под наддувом горелок. Дымовые газы от котлов отводятся по стальным газоходам в дымовую трубу Ду 600 мм, установленную за пределами помещения котельной. В конструкции дымовой трубы предусмотрены люки для периодического осмотра и очистки и сливы для отвода образующего конденсата.

Циркуляцию теплоносителя в тепловой сети на отопление обеспечивают два (один рабочий, один резервный) насоса IL100/165-22/4 "Wilo", производительностью 86,6 м3/ч при напоре 33,5 м каждый.

Заполнение и подпитка теплосети на отопление и осуществляется в автоматическом режиме при помощи двух насосов (один рабочий, один резервный) с частотным регулированием MHIL 103 "Wilo", производительностью 1 м3/ч при напоре 25,6 м каждый.

Рециркуляцию теплоносителя на входе в котел обеспечивается за счет установленных насосов TOP-S 80/7 "Wilo", производительностью 26,5 м3/ч при напоре 2,3 м каждый.

Тепловая сеть заполняется и подпитывается химически подготовленной водой. В котельной предусмотрен ионообменный метод обработки воды. Для обработки подпиточной воды тепловой сети предусмотрена установка непрерывного умягчения воды TS 91-08М "Pentair Water.

Погодозависимое регулирование обеспечивается с помощью трехходового клапана 3F125, с электроприводом ESBE.

Для компенсации температурного расширения теплоносителя установлен мембранный расширительный бак Flexcon CE800 фирмы "Flamco", объемом 800 л каждый и предварительным давлением 3,8 бар.

Система вентиляции котельной приточно-вытяжная с естественным побуждением. Вытяжная система выполнена с установкой трех вытяжных дефлекторов серии Ду 315 и обеспечивает трехкратный воздухообмен в помещении котельной. Приток воздуха на горение и обеспечение трехкратного воздухообмена осуществляется через КВУ.

Нагрев приточного воздуха и компенсация теплопотерь через ограждающие конструкции осуществляется агрегатами воздушного отопления «Volcano VR1».

3.Расчет жаротрубно-дымогарного котла Wolf Duotherm 2000

Исходные данные

Марка котла: Wolf Duotherm 2000;

геометрические размеры: 4070х1680х1975 мм;

вес котла: 4450 кг;

тип топки: камерная (жаровая труба);

вид и сорт топлива: природный газ, = 35590 кДж/м3;

Qк = 2000 кВт - теплопроизводительность котла;

t1 = 90°C - температура на выходе из котла;

t2 = 70°C - температура на входе в котел;

= 170°C - температура уходящих дымовых газов на выходе из котла;

tхв = 30°C - температура холодного воздуха;

Рв = 0,6 МПа - давление воды на выходе из котла.

Описание котла:

Котел водогрейный жаротрубный-дымогарный с реверсивной топкой. Котел выполнен в блочном исполнении. Обмуровка котла облегченная, с использованием минеральных матов. Обшивка котла металлическая.

Котел работает на природном газе или легком жидком топливе (в зависимости от типа горелочного устройства). Конструкция котла выполнена в газоплотном исполнении и работает под наддувом.

Особенностью конструкции является жаровая труба с обратным (реверсивным) ходом продуктов сгорания. Корпус котла состоит из цилиндрической обечайки, передней и задней трубных решеток, днища, гладкой жаровой трубы, дымогарных труб диаметром 60х3,5 мм. Жаровая труба имеет центральное расположение. Для интенсификации процессов теплообмена в дымогарные трубы вставлены турбуляторы.

На наружной обечайке расположены патрубки с арматурой для подвода и отвода воды и штуцера под предохранительные клапана.

С фронта котла расположена открывающаяся неохлаждаемая поворотная камера, на которой установлено горелочное устройство.

Конструкция поворотной камеры позволяет открывать ее на любую сторону котла. На заводе-изготовителе камера поворотная установлена в правом положении. При открытии камеры обеспечивается доступ для наружного осмотра жаровой трубы и дымогарных труб. При изготовлении камеры применяются облегченные обмуровочные материалы.

Конструкция котла предусматривает необходимую прочность при возможных "хлопках", что исключает установку врзрывных предохранительных клапанов.

С тыла котла установлена съемная крышка газохода, необходимая при ремонте котла и его осмотре. В крышке имеется лючок для очистки газохода от отходов продуктов сгорания.

Также с тыла котла расположен продувочно-дренажный патрубок Ду 40 и штуцер для слива конденсата с газохода котла Ду 20.

Элементы котла, работающие под давлением и в зоне высоких температур, изготавливаются из специальной котловой стали. Данный материал не образует трещин в зоне сварных швов, вызванных насыщением водородом околошовных зон, и его применение приводит к увеличению ресурса работы котла. Металл, применяемый для изготовления. Металл, применяемый для изготовления жаровой трубы, отвечает предельным параметрам по температуре. Корни сварных швов в местах приварки жаровой и дымогарных труб к трубным доскам проплавляются.

Котлы сертифицированы по системе ГОСТ Р. Используются в системах отопления и горячего водоснабжения промышленных, бытовых и административных объектов, а также для выработки тепловой энергии для технологических нужд. Нормативный срок эксплуатации котла установлен в соответствии с ГОСТ 21563-93 «Котлы водогрейные» [18]. Основные параметры и технические требования» и составляет не менее 20 лет. Гарантийный срок при соблюдении условий транспортировки, хранения, монтажа и эксплуатации составляет 5 лет со дня ввода в эксплуатацию.

Рис. 4. Котел GKS-Dynatherm 2000

Комплект поставки:

-котел в тепловой изоляции и металлической обшивке с поворотной камерой и крепежными элементами под горелку;

-ответные фланцы патрубков входа и выхода воды с комплектом крепежных элементов;

газоход с шиберной заслонкой и ответным фланцем;

комплект турбулизаторов;

комплект технической документации;

упаковка котла.

Расчет объемов продуктов сгорания топлива

Действительный объем водяных паров:

,

где

= 2,14 м3/ м3 - объем теоретического количества водяного пара;

= 1,1 - коэффициент расхода воздуха для природного газа;

= 9,44 м3/ м3 - объем теоретического количества воздуха;

м3/м3

Действительный объем дымовых газов в поверхности нагрева:

,

где

= 7,47 м3/ м3 - объем теоретического количества азота;

= 0,99 м3/ м3 - объем теоретического количества трехатомных газов;

Объемные доли водяных паров:

Объемные доли трехатомных газов:

Суммарные доли:

Таблица 3

Наименование величинОбозначРазмернПоверхность нагрева котлаТопка, поворотная камера и пучки дымогарных труб1Коэффициент расхода воздуха-1,12Действительный объем водяных паровм3/ м32,173Действительный объем продуктов сгораниям3/ м311,584Объемная доля водяных паров в продуктах сгорания-0,1885Объемная доля трехатомных газов в продуктах сгорания-0,0866Суммарная доля водяных паров и трехатомных газов-0,27

-Расчет энтальпий продуктов сгорания газа и воздуха

Энтальпия уходящих газов:

, кДж/м3,

где

- теоретическое теплосодержание газов:

кДж/м3,

- теплоемкость трехатомных газов;

- теплоемкость водяных паров;

- теплоемкость азота.

- энтальпия холодного воздуха:

кДж/м3,

- теплоемкость холодного воздуха.

Таблица 4

, °СIовIогIгкДж/м31001253,21467,11592,42002512,62963,13214,33003806,04501,24881,84005118,76072,96584,85006469,197689,848336,86007838,589348,9210132,87009245,7511049,3211973,980010662,3612780,413846,690012116,7514554,9615766,6100013580,5816358,2117716,3110015063,318180,2419686,6120016564,9120034,4321690,9130018075,9621855,5623663,2140019605,923774,9325735,5150021145,2925654,5327769,1160022694,1227580,0529849,5170024242,9529530,1431954,4180025801,2231486,5334066,7

.Тепловой баланс котла

На основании теплового баланса вычисляются КПД и необходимый расход топлива.

Уравнение теплового баланса в удельных величинах:

h = 100-(q2+q3+q4+q5+q6) %,

где

q2 - потери тепла с уходящими газами:

%,

- располагаемое тепло топлива на рабочую массу, кДж/м3:

МДж/м3

- низшая теплота сгорания топлива на сухую массу, кДж/м3.

%.

q3 - потери тепла с химическим недожогом топлива. По нормативным документам допустимое содержание оксида углерода (СО) при сжигании природного газа в дутьевых горелках - не более 130 мг/м3. При таком содержании СО потери тепла от химического недожога составят q3=0,000333 %. Для расчетов примем q3=0 %.

q4 = 0 % - потери тепла от механического недожога для газообразного топлива.

q5=0,8 % - потери тепла в окружающую среду через обмуровку котла.

q6= 0 % - потери тепла с физическим теплом шлаков для газообразного топлива.

h = 100-(6,73+0+0+0,8+0)=92,47 %.

Расход топлива на водогрейный котел м3/с:

м3/с,

где

Gc - расход сетевой воды через котел, кг/с.

4.Газоснабжение

Система газоснабжения решена исходя из условий местоположения источника газоснабжения и расположения потребителя газа. Диаметр проектируемого газопровода рассчитан на пропускную способность для гарантированного обеспечения потребителя газов в часы максимального потребления.

Газоснабжение осуществляется от существующего газопровода среднего давления 0,02 МПа.

Прокладка надземного газопровода предусмотрена по опорам из трубы применительно серии КГ 04.00 СБ. Высота прокладки газопровода принята в непроезжей части территории, в местах прохода людей - 2,5 м; в местах пересечения с автодорогой (от верха покрытия проезжей части) - 5 м; также газопровод частично проходит по глухой стене здания газифицируемой котельной.

Расстояние от фундамента опоры газопровода до коммуникаций принято менее 1м.

Глубина заложения фундамента опор составляет менее 2,2 м.

В месте врезки предусмотрено отключающее устройство.

На вводе газопровода в котельную предусмотрено отключающее устройство и изолирующее фланцевое соединение.

Схема газоснабжения котельной состоит из узла ввода газа, внутреннего газопровода, газогорелочных устройств котлов.

В состав узла ввода газа входит:

клапан термозапорный, который перекрывает подачу газа в случае пожара,

клапан предохранительный электромагнитный газовый, который перекрывает подачу газа в случае загазованности помещения котельной природным газом, угарным газом и при пожаре.

Проектом предусмотрена газификация:

. Основного водогрейного котла марки Duoterm 2000 и газовой горелки типа R91A.M.-.MD.S.RU.A.8.50 производства "CIBITAL UNIGAS";

. Резервного водогрейного котла марки Duoterm 2000 и газо-дизельной горелки типа HR91A.M.-.MD.S.RU.A.8.50 производства "CIBITAL UNIGAS"

Система разводящих газопроводов котельной состоит из газового коллектора Ду 80 и опусков к котлам Ду 80.

На подводящих газопроводах к основному и резервному котлу установлены:

турбинный счетчик типа "СГ16МТ"

отключающее устройство

продувочная свеча.

Газовая рампа горелки состоит из:

дроссельного клапана с газовой заслонкой;

отсечного электромагнитного газового клапана Ду 50 и электромагнитного газового клапана Ду50 со стабилизатором-редуктором давления газа "LANDIS&GYR", установленного в одном корпусе

газового фильтра Ду 50

блока контроля герметичности газовой арматуры "DUNGS VPS-504";

реле давления воздуха "KROM SCHRODER"

электромагнитный блок контроля пламени "LANDIS&GYR".

Автоматика горелки позволяет осуществлять автоматический розжиг, а так же прекращает подачу топлива к горелке при:

повышении или понижении давления воды на выходе из котла

повышении или понижении давления газа перед горелками

понижении давления воздуха перед горелками

погасании факелов горелок

исчезновении напряжения.

Расчет диаметра газопроводов системы внутреннего газоснабжения

В нормальном режиме работы котельной в работе находится один котел (второй резервный - отключен), поэтому диаметр основного коллектора после узла ввода будет диаметру подводящим газопроводам к котлам:

расход газа на участке В = 198 м3/ч;

давление газа Ризб = 0,02 МПа;

скорость газа (по давлению) w = 15 м/с.

температура t = 20°C;

Диаметр газопровода расчетный согласно СНиП 42-01-2002 "Газораспределительные системы" [14]:

Принимаем к установке диаметр основного газового коллектора 89х3,5 мм, диаметр подводящих газопроводов так же принимаем 89х3,5 мм.

Так как оборудование газовой рампы горелок имеет диаметр Ду 50мм , принимаем у установке переход Ду 80-50 мм после счетчиков расхода газа.

ОБСЛУЖИВАНИЕ ОБЪЕКТОВ ГАЗОПОТРЕБЛЕНИЯ

В соответствии с требованиями Федерального закона "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" от 21.07.97 г. № 116-ФЗ, Правил ПБ 12-529-03, иных действующих нормативных правовых актов и нормативно-технических документов эксплуатация газопроводов, газовых изделий (технических устройств) и газоиспользующего оборудования (котлов) отопительной котельной должна осуществляться газовой службой, имеющей лицензию на право эксплуатации опасных производственных объектов газопотребления, оснащенной материально-техническими средствами.

Эксплуатация взрывоопасных объектов газопотребления включает:

• осмотр технического состояния (обход);
• техническое обслуживание;
• плановые ремонтные работы (текущий и капитальный ремонт);
• аварийно-восстановительные работы.

На предприятии приказом из числа руководителей, прошедших аттестацию (проверку знаний требований промышленной безопасности, Правил ПБ 12-529-03 [16] и других нормативных правовых актов и нормативно-технических документов), назначается ответственный за безопасную эксплуатацию опасных производственных объектов котельной, имеющий удостоверение территориальных органов Госгортехнадзора России на право обслуживания объектов газового хозяйства.

Организация - владелец до приема в эксплуатацию объектов газопотребления котельной должна подготовить требуемый по штату персонал по техническому обслуживанию и ремонту газопроводов и газового оборудования (персонал должен пройти обучение и сдать экзамены)

Для лиц, занятых эксплуатацией объектов газового хозяйства, должны быть разработаны и утверждены руководителем организации должностные и производственные инструкции, обеспечивающие безопасное проведение работ. К производственным инструкциям по обслуживанию и ремонту оборудования котельной должны быть приложены технологические схемы газопроводов и газового оборудования.

Работы по капитальному ремонту технических устройств, по локализации и ликвидации аварийных ситуаций выполняются специализированными организациями газового хозяйства по договору и согласованному плану взаимодействия.

Диаметр газопроводов среднего и высокого давления принят из расчета расхода газа с учетом бесперебойного снабжения газом потребителя в часы максимального потребления.

5.Аэродинамический расчет газового тракта котельной

Исходные данные для расчета

Тепловая мощность котла N = 2,0 МВт

КПД котлаh = 0,9247

Температура уходящих газовtух = 170 ºС

Коэффициент избытка воздуха a = 1,1

Низшая теплота сгорания газа Qн = 35590 кДж/м3

Теоретически необходимый Vв0 = 9,44 н.м3

объем воздуха

Теоретический объемVг0 = 10,63 н.м3

продуктов сгорания

Плотность дымовых rг = 1,29 кг/м3

газов при нормальных условиях

(t =0ºС, Р = 760 мм рт. ст. )

Характеристики природного газа и продуктов его сгорания приняты для газа Северных месторождений.

Действительный объем дымовых газов

Vг = Vг0 + (? - 1) Vв0 = 10,63 + (1,1 - 1) 9,44 = 11,58 м3 [7].

a - коэффициент избытка воздуха.

Расход природного газа на котел:

м3/с

Объемный расход дымовых газов:

м3/с = 2448 м3/час (при нормальных условиях)

Объем газов при температуре 170 ºС

м³/с

Сопротивление газохода

Определение скорости движения дымовых газов

Для определения скорости дымовых газов в газоходах и в дымовой трубе задаюсь размерами газоходов и диаметром дымовой трубы:

размеры установленных газоходов Ду 600 мм (выходной патрубок);

диаметр дымовой трубы Ду 600 мм.

Скорость движения дымовых газов определим по формуле:

= ,

где - скорость движения дымовых газов, м/с;

F - площадь сечения канала, по которому проходят дымовые газы, м2:

= м/с.

Потери давления на трение на прямом участке [8].:

, Па

где ? - коэффициент трения;

l - общая длина газохода, м;

- диаметр трубы или эквивалентный диаметр канала.

Величина ? зависит от критерия Рейнольдса и степени шероховатости стенок трубы или канала.

? - кинематическая вязкость, м/с [7]. При 170ºС ? = 2,82·10-5 м/с.

Определим плотность дымовых газов при температуре 170ºС, предполагая, что дымовые газы можно считать идеальным газом, с плотностью близкой к плотности воздуха:

Потери давления на трение на прямом участке:

Потери давления на местные сопротивления на выходе дымовых газов из котла [8]:

где - сумма коэффициентов местных сопротивлений [8].

?? = ?1 + ?2

?1 = 0,5 - сопротивление при повороте потока на 450 ;

?2 = 1,3 - сопротивление на выходе дымовых газов из газохода в трубу под углом 900.

?? = 1,3 + 0,5=1,8

Потери давления на местные сопротивления:

Суммарное сопротивление газохода до дымовой трубы:

?Pг = ?Pе + ?Pм = 0,66 + 10,95 = 11,63 Па

Сопротивление дымовой трубы:

Расчет сопротивления дымовой трубы выполняется аналогично расчету газохода.

Скорость движения дымовых газов определим по формуле:

= ,

где - скорость движения дымовых газов, м/с;

V=1,105 м3/с - расход дымовых газов при максимальной мощности. - площадь сечения трубы:

= м/с.

Потери давления на выходе дымовых газов трубы:

? = 1

Суммарное сопротивление трубы:

?Pтр = ?Pе + ?Pм = 3,77 + 6,08 = 9,85 Па

Самотяга дымовой трубы

Принимаем, что абсолютное давление дымовых газов на выходе из котла равно давлению воздуха за пределами газового тракта. Тогда для удаления дымовых газов из газоходов должно выполняться условие: самотяга дымовой трубы равна сумме всех сопротивлений газового тракта на участке от котла до устья дымовой трубы. Если это условие не выполняется, то требуется установка дымососов для создания дополнительной тяги.

Расчет выполнен для двух котлов и двух дымовых труб, установленных за каждым котлом.

На рассматриваемом участке газового тракта должно выполняться условие:

h т. тр ?Рг + ?Ртр , Па ,

где h т. тр - самотяга дымовой трубы, Па.

Самотягу дымовой трубы определим по формуле [8]:

, Па

где g - ускорение свободного падения, м/с 2, g = 9,81 м/с 2;

Н - высота дымовой трубы, Н= 20 м;

t в - температура наружного воздуха , ºС

t в = -32 º С - для холодного периода года и t в = +8º С - для переходного периода года.

t тр - температура уходящих газов на входе в дымовую трубу, ºС.

t тр = 170ºС;

hбар - принимаем 760 мм рт. ст.;

- охлаждение газов в трубе, 0С/м.

Для стальных изолированных труб:

, 0С/м;

Qхm - максимальная часовая производительность котла, ккал/ч;

Qхm = 2000·3600/4,19 = 1718377,1 ккал/ч;

ºС/м

Охлаждение газов по длине трубы:

tохл = 0,49·20 = 9,8 ºС

Температура дымовых газов на выходе из трубы:

tг вых = 170 - 9,8 = 160,1 ºС

Средняя температура дымовых газов:

tср = (170+160,1)/2 = 165,1ºС

Па

h т.тр = 129,9 Па - для холодного периода.

Па

h т. тр = 88,9 Па - для переходного периода.

h т. тр ?Рг + ?Ртр = 11,63 + 9,85= 21,46 Па

,9 > 21,46 - в холодный период года,

,9 > 21,46 - в переходный период года

Самотяга дымовой трубы больше всех сопротивлений газового тракта на участке от котла до устья дымовой трубы. И установка дымососов для удаления дымовых газов и обеспечения нормальной работы котлов не требуется.

6.Контрольно-измерительные приборы и автоматизация

Система автоматизации предназначена для управления технологическими процессами и оборудованием котельной, обеспечения надежной, экономичной и безаварийной эксплуатации объекта управления.

Проектом предусмотрено оснащение водогрейной отопительной котельной средствами автоматического регулирования, контроля, защиты и блокировок.

Уровень автоматизации позволяет обеспечить надежную и экономичную работу технологического оборудования без постоянного присутствия обслуживающего персонала.

Проект разработан в соответствии с требованиями нормативно-технических документов:

СП 89.13330.2012 «Котельные установки» [9];

СП 41-104-2000 "Проектирование автономных источников теплоснабжения" [11];

ПБ 10-574-03 Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых котлов с давлением пара на более 0,07 МПа (0,7 кгс/см2), водогрейных котлов и водоподогревателей с температурой нагрева воды не выше 338К (115°C) [12];

- ППБ 01-03 "Правила пожарной безопасности в Российской Федерации" [35];

- СНиП 3.05.07-85 "Системы автоматизации" [39];

- СНиП 3.05.06-85 "Электротехнические устройства" [18].

В проекте предусматривается оснащение приборами теплового контроля, регулирования, управления и автоматики безопасности двух водогрейных котлов GKS-Dynatherm 2000 и общекотельного оборудования.

Котлы К1.1-К1.2 оснащены автоматизированными горелками, производства "CIB UNIGAS", Италия.

Горелки выполняют следующие функции:

регулирование подачи топлива (газ/диз.топливо) на котел;

регулирование соотношение "топливо - воздух".

Горелки на котлах устанавливаются с комплектным блоком контроля и управления, обеспечивающим прекращение подачи топлива при:

) понижении или повышении давления топлива на входе в горелку;

) погасании пламени;

) понижении давления воздуха (работают под наддувом).

Автоматикой горелки производится контроль герметичности электромагнитных клапанов.

При негерметичности клапанов горелка блокируется.

Автоматизация работы котлов К1.1-К1.2 осуществляется пультами управления котлами TMR2, производства "Riello", Италия.

Автоматика котла предназначена для безопасности работы котла и обеспечивает:

поддержание постоянной температуры на выходе из котла;

настройку ограничения температуры в котле;

отключение горелки при повышении температуры на выходе из котла;

отключение горелки при повышении и понижении давления на выходе из котла.

Автоматизация общекотельного оборудования предусматривает:

контроль основных технологических параметров;

вывод аварийных параметров на шкаф автоматики ША и передачу

аварийных параметров диспетчерский пункт.

Перечень аварийных сигналов, передаваемых на диспетчерский пункт по интерфейсу RS485:

пожар в котельной;

проникновение в котельную;

загазованность помещения котельной CH4 и CO;

аварийный останов котлов, горелок и насосов;

понижение температуры теплоносителя на выходе из котельной;

срабатывание быстродействующего клапана газа и диз.топлива.

Рабочей документацией предусмотрена установка показывающих приборов фирмы "Росма":

манометры показывающие, типа "ТМ-510" для измерения давления воды, газа и диз.топлива;

термометры биметаллические, типа "БТ-51.111" для измерения температуры природного газа и отходящих газов.

В качестве первичных преобразователей давления и температуры предусмотрены:

датчики избыточного давления MBS 3000 1811-1AB04;

термопреобразователи с унифицированным токовым сигналом ТСПУ-205-100П

Для проверки работоспособности и для возможности замены без остановки оборудования, перед манометрами установлены трёхходовые краны, термометры помещены в металлические гильзы, а термоманометры помещены в запорные клапаны.

Регулирование температуры теплоносителя в теплосети в зависимости от температуры наружного воздуха осуществляется автоматически электронным регулятором управления котельной.

Для измерения концентрации опасных газов в помещении котельной, предусмотрена установка комплекса измерений загазованности на базе сенсоров ДАК и ДАХ-М и блока питания сигнализации БПС-21М фирмы «Аналиприбор». Он представляет из себя блок управлении и сигнализации, не имеющий встроенного чувствительного элемента и устанавливается в ШОА. К нему подключены четыре внешних сенсора загазованности на метан ДАК, один - на предельные углероды ДАК и четыре сенсора на угарные газы ДАХ-М. Эти сенсоры имеют встроенный чувствительный элемент. Питание этих сенсоров осуществляется от блока питания БПС-21. В свою очередь сенсоры выдают на блок токовый выходной сигнал в пределах 4..20 мА.

При достижении первого порога загазованности метаном 10% НКПР включается световая сигнализация. При достижении второго порога загазованности метаном 20% НКПР срабатывает непрерывная свето-звуковая сигнализация и подается команда на закрытие газового электромагнитного клапана на вводе в котельную.

При достижении первого порога загазованности окиси углерода (20 мг/м3) включается световая сигнализация. При достижении второго порога загазованности окиси углерода (100 мг/м3) срабатывает непрерывная светозвуковая сигнализация и подается команда на закрытие газового электромагнитного клапана на вводе газа в котельную, а также на закрытие электромагнитного клапана дизтоплива на подводе топлива к горелке.

Закрывание быстродействующего газового клапана и клапана дизтоплива происходит так же при пожаре.

Предусмотрен контроль уровня дизельного топлива в резервуаре на базе взрывозащищенного ультразвукового уровнемера. При достижении нижнего уровня топлива срабатывает светозвуковая сигнализация. При достижении верхнего уровня топлива срабатывает светозвуковая сигнализация подается команда на закрытие электромагнитного клапана дизтоплива перед резервуаром.

Регулирование уровня воды в баке запаса воды будет осуществляться по сигналам от кондуктометрических датчиков уровня. При достижении среднего рабочего уровня, клапан подпитки открывается и начинается заполнение бака. При достижении верхнего аварийного уровня клапан закрывается. При опустошении бака до нижнего аварийного уровня происходит отключение повысительных насосов. Также предусмотрена защита от перегрева бака. При повышении температуры воды в баке до 45°С клапан подпитки открывается.

Управление сетевыми насосами предусмотрено со шкафа ШУК1. В шкафу устанавливаются частотные преобразователи, позволяющие регулировать производительность работы насосов.

Управление рециркуляционными насосами котлов К1.1-К1.2 осуществляется со шкафа местного управления котлами 1 и 2 в по сигналу от термостата, расположенного на обратном трубопроводе перед котлом.

Вторичные приборы измерения уровня, контроллеры, аппаратура электропитания и сигнализации размещаются в шкафу автоматики ШОА, расположенном в помещении котельной.

При монтаже обеспечить доступ к обслуживанию внешнего сенсора загазованности на метан.

Корпуса приборов и средств автоматизации заземлить в соответствии с требованиями инструкций предприятий-изготовителей.

7.Экономическая часть

Исходные данные

Таблица 5

Вид топлива, сжигаемый в котельнойПриродный газ Наименование и количество водогрейных котловWolf Duotherm 2000 - 2 штНоминальная мощность водогрейных котлов, Гкал/час1,719Число часов использования установленной тепловой мощности водогрейными котлами, ч/год8400Годовая выработка тепловой энергии, Гкал4015,64Коэффициент, учитывающий расход тепловой энергии на собственные нужды1,5%Годовой отпуск тепловой энергии в сеть, Гкал3955,41Коэффициент, учитывающий потери тепловой энергии тепловыми сетями4%Тепловая энергия потребленная потребителями за год (Гкал)3804Удельный расход условного топлива кгу.т./Гкал153,22Годовой расход условного топлива, т у.т./год576,77Годовой расход натурального топлива, тыс. м3/год506,40Оптовая цена топлива с учетом транспортных расходов, без учета НДС, руб./тыс. м3. Приказ от «25» марта 2014 г. № 64-э/1 г. Москва "Об утверждении оптовых цен на газ, добываемый ОАО «Газпром» и его аффилированными лицами, предназначенный для последующей реализации населению"3030Удельный расход электроэнергии, кВтч/Гкал16,41Годовой расход электроэнергии, кВтч65880Тариф на электроэнергию, без НДС, одноставочный, руб./кВтч. Постановление РЭК СО от 18.12.2013г. № 140-ПК.3,07Система теплоснабженияЗакрытаяУдельный расход воды, м3/Гкал2,46Годовой расход воды, м39884,5Цена 1 м3 сырой воды, без НДС, руб/м3, согласно Постановлению РЭК Свердловской области от 13.12.2013 № 127-ПК17,15Расход реагента Гидрофлоу С-160 на водоподготовку зависит от показателей воды, стоимость первоначального запаса реагента входит в стоимость оборудования Гидрофлоу С-160. Затраты на дальнейшую закупку реагента, по мере надобности, учтены в статье затрат «Прочие затраты».Тариф на тепловую энергию без НДС, руб/Гкал.1512,71Принят согласно Постановлению РЭК Свердловской области «Об утверждении тарифов на тепловую энергию» № 123-ПК от 13 декабря 2013 г.Ставка дисконтирования.0,12

Стоимость оборудования, ПИР и СМР принята согласно коммерческому предложению субподрядной организации.

a.Определение инвестиционных затрат (величины капиталовложений) в проект

В состав инвестиционных затрат входят следующие элементы:

.Стоимость проектной документации (проект и рабочая документация), без НДС:

Таблица 6

Проектно-изыскательские работы, гос. экспертиза проектной документации, согласование1Инженерные изыскания370 000,00 2Проектная и рабочая документация750 000,00 3Государственная экспертиза проектной документации300 000,00 Итого:1 420 000 руб.

.Затраты на демонтаж существующего оборудования:

Sд=300 000 руб.

.Стоимость оборудования:

Таблица 7

№ Марка оборудованияКол-во, шт.Цена,Стоимость, руб./шт.руб.1Котел водогрейный Wolf Duotherm 20002970000,001940000,002Насос сетевой IL 100/165-22/4 "Wilo" Германия2159000,00318000,003Насос рециркуляции TOP-S 80/7 3,«Wilo», Германия230000,0060000,004Насос подпиточный MHIL- 103, «Wilo», Германия218900,0037800,005Бак мембранный Flexcon CE800, «Flamco», Голландия149000,0049000,006Бак запаса воды политиленовый V=3 куб. м ATV3000 "Aquatech" 125000,0025000,007Установка умягчения воды непрерывного действия с комплектом присоединений TS 91-08М111500,0011500,008Автоматика регулирования и учета1315000,00315000,009Арматура1269000,00269000,0010Газовое оборудование и арматура1205000,00205000,0011Прочее оборудование и материалы1 250000,00250000,00 Итого, руб3455300,00

.Затраты на транспортировку оборудования (10-20% от стоимости оборудования), без НДС:

Sтранс = 0,1× Sоборуд = 0,1× 3455300= 345 530 руб.

.Затраты на монтаж оборудования (10-15% от стоимости оборудования) (без НДС)

Sм = 0,1× Sоборуд = 0,1× 3455300= 345 530руб.

.Затраты на пуско-наладочные работы (5-10% от стоимости оборудования) (без НДС)

Sпнр = 0,1× Sоборуд = 0,05× 3455300= 172 765 руб.

.Строительные работы, без НДС:

Таблица 8

1Труба дымовая самонесущая из металла с четырьмя теплоизолированными газоходами960000,002Фундаменты под котельную и дымовую трубу1048600,003Блочно-модульное здание из 6-ти блоков модулей на металлическом основании в металлическом каркасе, обшитое трехслойными сендвич-панелями толщиной 100 мм с износостойким напольным покрытием1874969,20Итого:3 883 569,2 руб.

.Прочие затраты (10-15% от стоимости оборудования), без НДС:

пр = 0,15× Sоборуд = = 0,1× 3455300= 518 295 руб.

Совокупные инвестиционные затраты (величина капиталовложений в проект) составляет:

К0 = Sпир +Sд+ Sоборуд + Sтранс + Sмр + Sср + Sпнр + Sпр;

К0 = 1420000+300000+ 3455300 + 345530 +345530+ 172765 + 3883569,2 + 518295= 10 440 989,2 руб

Определение годовых эксплуатационных затрат по котельной

Общие положения

Себестоимость - стоимостная оценка используемых в процессе производства продукции сырья, материалов, топлива, энергии, основных фондов, трудовых ресурсов, а также других затрат на производство и реализацию. Расчет себестоимости производится без НДС.

Себестоимость тепловой энергии определяется как сумма всех затрат на производство тепловой энергии; передачу и распределение тепловой энергии.

Годовые эксплуатационные затраты по котельной Sкот, руб.:

Sкот = Sт + Sэ + Sв + Sзп + Sсн + Sам + Sрсэо + Sпр ,

Где

Sт - затраты на топливо, руб.;

Sэ - затраты на электроэнергию, руб.;

Sв - затраты на воду, руб.;

Sзп - заработная плата персонала, руб.;

Sсн - отчисления на социальные нужды, руб.;

Sам - амортизационные отчисления, руб.;

Sрсэо - расходы на содержание и эксплуатацию оборудования, руб.;

Sпр - прочие затраты, руб.;

Себестоимость единицы тепловой энергии определяется путем деления себестоимости на объем отпущенной в сеть энергии.

Определение затрат на производство тепловой энергии

1.Затраты на топливо:

Sт = T × Цт,

где

Т - годовой расход натурального топлива;

Цт - птовая цена топлива с учетом транспортных расходов.

Таблица 9

№НаименованиеРасчетный периодРасход условного топлива, тыс. кг у.т.Перевод. коэф.Расход натурального топлива,тыс. м3Цена за тыс. м3,руб.Затраты, руб1Газ576,770,88506,4030301 534 392,00

2.Затраты на электроэнергию

Затраты на электроэнергию определяются с учетом одноставочных тарифов, руб.:

Sэ = Tэ × Э,

где

Tэ - ставка тарифа за энергию, руб./кВтч;

Э - объем потребленной энергии.

Таблица 10

№НаименованиеРасчетный периодОбъем потребленной энергии, кВт/чТариф, руб.Затраты, руб1Электроэнергия658803,07202251,60

3.Затраты на воду

Затраты на воду определяются на основе заключенного договора с организацией водопроводного хозяйства:

Sв = Опв × Тпв,

где

Опв - объем получаемой воды, м3;

Тпв - действующий тариф, руб./м3.

Таблица 11

№Наименование объектаРасчетный периодРасход, м3Тариф, руб.Затраты, руб1Вода9884,517,15169519,18

4.Амортизационные отчисления

По статье «Амортизационные отчисления» определяются амортизационные отчисления по установленным нормам от первоначальной стоимости отопительных котельных, производственных зданий, оборудования, измерительных и регулирующих приборов, а также других основных средств производственно-эксплуатационного назначения, числящихся на балансе предприятия и используемых для производства тепловой энергии.

По данной статье также определяется сумма амортизационных отчислений по зданиям, сооружениям и средствам, по которым амортизация не может быть отнесена непосредственно на процесс производства тепловой энергии.

Годовая сумма амортизационных отчислений, руб.:

Sам = ,

где

ОСi - первоначальная стоимость группы основных средств;

Нai - норма амортизации.

Первоначальной стоимостью основных средств, приобретенных за плату, признается сумма фактических затрат организации на приобретении, сооружение и изготовление, за исключением НДС.

Группа основных средств «Котельная»:

Первоначальная стоимость основных средств этой группы:

440 989,2 руб.

Таблица 12

№Наименование группы основных средств Расчетный периодПервоначальная стоимость, руб.Норма амортизационных отчислений,%Сумма амортизационных отчислений, руб.1Котельная10 440 989,20 6,7699546,28Итого:699546,28

5.Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования (РСЭО)

Sрсэо = 0,05× Sоборуд = 0,05× 3455300= 172765 руб.

6.Затраты на оплаты труда

Поскольку котельная полностью автоматизирована и работает без постоянного присутствия обслуживающего персонала:

Sзп = 0 руб.

Затраты на сервисное обслуживание котельной специализированными организациями учтены в Sпр.

7.Отчисления на социальные нужды

По статье «Отчисления на социальные нужды» определяются обязательные отчисления по установленным законодательствам нормам в государственные внебюджетные фонды:

-пенсионный фонд - 26%;

-фонд социального страхования - 2,9 %;

фонды обязательного медицинского страхования - 5,1%;

фонд страхования от несчастных случаев;

Отчисления на социальные нужды определяются исходя из затрат на оплату труда и размеров тарифов страховых взносов. Так как затраты на оплату труда равны 0:

Scн = 0 руб.

8.Прочие затраты

В статье «Прочие затраты» отражаются затраты, не предусмотренные предыдущими статьями, в том числе затраты на сервисное обслуживание котельной специализированной организацией.

Прочие затраты по котельной укрупненно рассчитываются как сумма величины налога на имущество и 1-10% от суммы всех затрат по котельной:

Sпр = Ни +0,1×( Sт + Sэ + Sв + Sзп + Sсн + Sам + Sрсэо).

Ставка налога на имущество устанавливается на региональном уровне: для Свердловской области - 2,2%. Налоговая база - среднегодовая остаточная стоимость имущества.

Налог на имущество:

Ни = ,

где

Sостi - остаточная стоимость группы основных средств на 1 число i-го месяца года (Sост13 - остаточная стоимость группы основных средств на 31 декабря года;). Остаточная стоимость на 1 число месяца ввода объекта в эксплуатацию равна первоначальной стоимости группы основных средств.

Sостi = Sостi-1 - Ам,

где

Ам - месячная норма амортизационных отчислений, руб.:

Ам = ,

где

Sн = 10 440 989,2 руб. - первоначальная стоимость группы основных средств;

Наг = 0,067 (6,7%) - годовая норма амортизационных отчислений.

Ам =

Таблица 13

Налог на имущество:

Ни = ,

Таблица 14

ПоказательПо годам2015201620172018201920202021Налог на имущество222006,75206616,74191226,72175836,70160446,68145056,66129666,64Прочие затраты499854,16484464,14469074,12453684,10438294,09422904,07407514,05Годовые эксплуатационные затраты3278328,213262938,193247548,173232158,163216768,143201378,123185988,10

Расчет себестоимости 1 Гкал

Себестоимость 1 Гкал выработанной тепловой энергии, S, руб/Гкал:

S = ,

Таблица 15

ПоказательПо годам2015201620172018201920202021Себестоимость, руб./Гкал816,39812,56808,72804,89801,06797,23793,39

Составление годовой сметы затрат на производство тепловой энергии за 2015 год.

Таблица 16

Статья затратОбозначениеСумма, рубУдельный вес, %1. Затраты на топливоSт1534392,0047,022. Затраты на электроэнергиюSэ202251,606,203. Затраты на водуSв169519,185,204. Заработная плата персоналаSзп0,000,005. Отчисление на соц. нуждыSсн0,000,006. Амортизационные отчисленияSам699546,2821,447. РСЭОSрсэо172765,005,298. Прочие затраты, в том числе налог на имущество и затраты на сервисное обслуживаниеSпр484464,1414,85Итого-3262938,19100,00

Расчет величины чистой прибыли

1.Прибыль от продаж

Ппр = Т×Qпотр - Sкот,

где

Т 1512,71 руб./Гкал - тариф на тепловую энергию (без НДС) согласно Постановлению РЭК Свердловской области «Об утверждении тарифов на тепловую энергию» № 123-ПК от 13 декабря 2013 г.;

Qпотр = 3804 Гкал/год - тепловая энергия, потребленная потребителями;

Таблица 17

ПоказательПо годам2015201620172018201920202021Прибыль, руб.2796170,212811560,232826950,252842340,272857730,282873120,302888510,32

2.Чистая прибыль

Пч = Ппр - Н,

где

Н - величина налога на прибыль, руб./год. Действующая ставка 20%.

Чистая прибыль, по годам, приведена в таблице №18.

Оценка экономической эффективности инвестиций в проект приведена в таблице №19

Таблица 18

ПоказательПо годам2015201620172018201920202021Величина налога на прибыль, руб.559234,04562312,05565390,05568468,05571546,06574624,06577702,06Чистая прибыль, руб.2236936,172249248,182261560,202273872,212286184,232298496,242310808,26

Таблица 19

Показатель/период012345671.Величина капиталовлож в проект-10440989,200,000,000,000,000,000,000,002. Чистая прибыль-2236936,172249248,182261560,202273872,212286184,232298496,242310808,263. Годовая величина амортизационных отчислений-699546,28699546,28699546,28699546,28699546,28699546,28699546,284. Чистая прибыль и годовая величина амортизац отчислений нарастающим итогом-2936482,455295518,017397903,619300891,4411002757,8312531759,5113886419,055. Коэф. дисконтиров-0,890,800,710,640,570,510,456. Чистая прибыль и годовая величина амортизац. отчислений дисконтиров. нарастающим итогом за вычетом капиталовлож--7504506,75-5145471,19-3043085,59-1140097,76561768,632090770,313445429,85

Чистая прибыль и годовая величина амортизационных отчислений нарастающим итогом, руб.:

Рi = (Пч + Аг)i + (Пч + Аг)i-1,

где- период;

Пч - величина чистой прибыли, руб.;

Аг - годовые амортизационные отличсления, руб.;

Чистая прибыль и годовая величина амортизационных отчислений, дисконтированные нарастающим итогом, руб.:

,

где

- коэффициент дисконтирования;

q = 0,12 - ставка дисконтирования.

Получаем дисконтированный срок окупаемости инвестиций - 4,7 года.

9.Природопользование и охрана окружающей среды

Воздействие объекта на атмосферу

В период эксплуатации от труб газовой котельной атмосферу будут поступать загрязняющие вещества - продукты сгорания топлива (природного газа): оксид и диоксид азота, диоксид серы, оксид углерода, бенз(а)пирен, выбросы которых не создают максимальных приземных концентраций, превышающих ПДК.

При аварийном отключении газоснабжения предусмотрено использование дизельного топлива (по нормативам - 3 сут/год). При сжигании аварийного дизельного топлива от трубы котельной происходит аварийный выброс загрязняющих веществ: диоксид азота, оксид азота, сажи, диоксид серы, оксид углерода, бенз(а)пирен. Согласно «Методическому пособию…» аварийные выбросы не нормируются.

Источником выброса загрязняющих веществ в атмосферу является дыхательный клапан резервуара для хранения запаса дизтоплива (1 м3): углеводороды С12-С19 и сероводород.

Максимальные приземные концентрации, создаваемые нормируемыми выбросами котельной, не превышают ПДК.

Аварийные выбросы котельной при использовании дизтоплива не превышают ПДК.

При эксплуатации котельной загрязнение атмосферы возможно из-за залповых и аварийных выбросов от свечных устройств котельной (ГРУ).

Максимальные приземные концентрации, создаваемые выбросами от продувочных и сбросных свечей не превышают 0,01 ПДК.

Таблица 20. Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу при работе в обычном режиме (на природном газе)

ВеществоИспольз. критерийЗначение критерия мг/м3Класс опасностиКодНаименование0301Азота диоксид ПДК м/р0,20000030304Азот (II) оксидПДК м/р0,40000030330Ангидрид сернистыйПДК м/р0,50000030333Дигидросульфид (Сероводород)ПДК м/р0,00800020337Углерод оксидПДК м/р5,00000040703Бенз(а)пирен (3,4-Бензпирен)ПДК с/с0,00000112754Углеводороды предельные С12-С19ПДК м/р1,0000004Всего веществ: 7в том числе твердых: 1жидких/газообразных: 6

Таблица 21. Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу при работе в аварийном режиме (на дизтопливе)

ВеществоИспольз. критерийЗначение Критерия мг/м3Класс опасностиКодНаименование0301Азота диоксид ПДК м/р0,20000030304Азот (II) оксидПДК м/р0,40000030328Углерод (Сажа)ПДК м/р0,15000030330Ангидрид сернистыйПДК м/р0,50000030337Углерод оксидПДК м/р5,00000040703Бенз(а)пирен (3,4-Бензпирен)ПДК с/с0,0000011Всего веществ: 6в том числе твердых: 2жидких/газообразных: 4

Нормативная СЗЗ для данной котельной согласно СанПиН 2.2.1/2.1.1.1200-03 не устанавливается.[37]

Согласно новой редакции СанПиН 2.2.1/2.1.1.1200-03 [37], п. 7.1.10, Примечание 1, для отдельностоящих котельных менее 200 Гкал размер СЗЗ устанавливается на основании расчетов рассеивания загрязнений атмосферного воздуха и физического воздействия на атмосферу.

Реферат котельная тепловой автоматизация Целью дипломного проекта является автоматизированная блочно-модульная котельная предприятия ФГКУ комбинат «Г

Больше работ по теме: