Перевод на природный газ котла ДКВР 20/13 котельной Речицкого пивзавода

ГДж/год Гкал/год.

10.1.7.Годовая выработка  теплоты котельной ГДж/год (Гкал/год):

,

где              - к.п.д теплового потока, для газа равен 98%, а для мазута-

                                   93% [1].

1)     

ГДж/год Гкал/год;

2)     

ГДж/год Гкал/год.

10.1.8. Число часов использования  установленной мощности котель-

            ной в году:

,

1)     

ч/год;

2)     

ч/год.

10.1.9. Удельный расход  топлива на 1 ГДж отпущенной теплоты:

условного:

,

где              -КПД (брутто) котельного агрегата, =91,6 %, определяем из

уравнения теплового баланса  котлоагрегата.         

1)   

тут/ГДж;

2)   

тут/ГДж;

натурального:

,

где              - низшая теплота сгорания рабочей массы топлива, для мазута

                            =39,73 МДж/кг, для природного газа - =39,73 МДж/м³ ;

                           1)    тнт /ГДж;

2)   

тыс.м³/ГДж.

10.1.10. Годовой расход  топлива котельной:

условного:

,

1)   

тут/год;

2)   

тут/год;

натурального:

,

1)   

тнт/год;

                                   2)    тыс.м³/год.

10.1.11. Годовой расход  электроэнергии на собственные  нужды ко-

             тельной:

,

где                - число часов работы котельной в году, для котельной с горячим

                               водоснабжением  =8400 часов [1];

                - коэффициент использования установленной электрической

                          мощности,  принимается равным 0,65 [1];

                - коэффициент использования установленной электрической

                          мощности по времени, принимается равным 0,5;

                     - установленная мощность токоприёмников, кВт,

,

где         - удельный расход электрической мощности на собственные

                        нужды, принимается 25 кВт/МВ, табл. 13.1. [1];

                   - установленная тепловая мощность котельной за вычетом

                            составляющей котла ДКВР 20/13, который  находится в закон-

                            сервированном состоянии и подлежит демонтированию,

                           =23,42 МВт.

 кВт;

 кВт/год.

10.1.12 Годовой расход  воды котельной:

,

где              - расход сырой воды на химводоочистку для зимнего и летне-

                                   го режимов, согласно тепловой  схеме, =23,04 т/ч, 

                                  =19,78 т/ч.

 т/год.

10.1.13. Удельный расход  сырой воды на 1 ГДж отпущенного  тепла:

 т/ГДж.

 

10.2. Расчёт экономических  показателей.

10.2.1.  Топливная составляющая  затрат:

,

где             - оптовая цена топлива по прейскуранту,

  1) =144000 руб/ тыс.м³;                            

   2) =95 $/тнт =95*2150=204250 руб/ тнт, тогда:

1)   

млн.руб/год;

                                 2)    млн.руб/год.

10.2.2. Годовые затраты  на электроэнергию:

,

где             – стоимость одного киловатт-часа, определяется по двухставочно-

                           му тарифу,

,

где           -   ставка основной месячной оплаты за заявленную максималь-

                         ную мощность, равна 11447,6 (руб/кВт)/год;

                      -  заявленная максимальная мощность ч/год, для трехсменного

                              режима работы предприятия   принимаем 6000 ч/год;

  -   ставка дополнительной оплаты, равна 106,4 руб/кВт ч.       

 руб/кВт ч.        

 млн.руб/год.

10.2.3. Годовые затраты  на использованную воду:

,

где             – стоимость 1 тонны воды,   = 1800 руб/м³. 

 млн.руб/год.

10.2.4. Расчёт капитальных  затрат на сооружение котельной  и рекон-

            струкцию:

   

,                                     

где             - капитальные затраты на сооружение котельной, млн.руб.;

  - удельные капиталовложения для ввода, соответственно, пер-

                                 вого и второго котлов ДКВР 20/13, табл. 13.6. [1],                       

                                 , ;

                - удельные капвложения для ввода котла ДЕ-16-14, ;

                - номинальная мощность котлоагрегатов ДКВР 20/13,

                   МВт;

                 - номинальная мощность котлоагрегата ДЕ-16-14 ,

                 МВт;

      -  капитальные затраты на перевод котла ДКВР 20/13  на природ-

             ный газ, согласно сметно-финансового  расчета:

                  =54,8 тыс.руб,  тогда:    

1)   

тыс.руб;

2)    тыс.руб;

              Так как все проекты выполняются в базовых ценах, в нашем случае в це-

ценах 91-го года, то с помощью  коэффициента пересчета  произведем пересчет величин капвложений в цены 2004 г.:   

1)   

млн.руб;

                                      2)   млн.руб.

 

10.2.5. Годовые амортизационные  отчисления:

,

где             - капитальные затраты на сооружение котельной, при оценке ее ра-

                       боты на мазуте, и капитальные затраты на сооружение котельной,

плюс затраты на реконструкцию, при оценке работы на природном

газе.

1)   

млн.руб/год;

                                    2)    млн.руб/год.

10.2.6. Годовые затраты  на текущий ремонт:

                             1)    млн.руб/год;

2)   

млн.руб/год.

10.2.7. Годовые затраты  на заработную плату:

,

где             -  численность эксплуатационного персонала, =14 чел;

             - среднегодовая заработная плата с начислениями, равна

                      3360000 (руб/чел)/год (280000 (руб/чел)/год);

              1,4 – коэффициент отчислений, 40%.

 млн.руб/год.

10.2.8. Прочие годовые  затраты:

,

1)   

млн.руб/год;

2)   

млн.руб/год.

10.2.9. Годовые эксплуатационные  расходы котельной:

,

1)    

2)   

 

10.2.10. Себестоимость отпускаемой  теплоты, руб/ГДж:

;

10.2.11. Топливная составляющая  себестоимости, руб/ГДж:

;

 

 

 

 

 

 

 

             

 

 

Таблица      - Технико – экономические показатели котельной

 

 

Наименование	Обозначение	Результат
Месторасположение котельной		Минская область.
Топливо	-----------	Природный  газ
Система теплоснабжения	-----------	закрытая
Установленная мощность котельной,   МВт	Qуст	26,4
Годовая выработка теплоты, ГДж/год	Qвыргод	310714
Число часов использования  установленной мощности, год	hуст	3270
Удельный расход топлива на 1 отпущеный ГДж  теплоты условного, тут/ГДж натурального, тыс.м3/ГДж	вуотп внотп	0,037 0,029
Годовой расход топлива  в котельной Условного, тут/год Натурального, тыс.м3/год	Вугод Внгод	11267 8830,5
Удельный расход электрической  энергии на собственные нужды, кВт/МВт	Nсп	30
Установленная  мощность токоприемников, кВт	Nуст	792
Удельный расход воды, т/ГДж	Gс.в.	0,22
Годовой расход воды,тыс.т./год	Gсвгод	67,368
Штатный коэффициент	Кшт	2
Удельные капиталовложения, тыс.руб./МВт -для первого агрегата -для последующих	КI КII	780 370
Сметная стоимость строительства, тыс.руб. в т.ч.	Ккот	12474
Строительные работы оборудование и монтажа	Кстр Коб	3742,2 7484,4
Годовые эксплуатационные расходы, тыс.руб./год	Sкот	2282245,016
Себестоимость отпускаемой теплоты, руб /ГДж в т.ч.	Sg	7495
Топливная составляющая, руб/ГДж	Sт	5000
Рентабельность,%	Рк	37
Приведенные затраты  на ГДж отпускаемой теплоты , руб/ГДж	З	7500

 

Заключение.

После расчета технологических  показателей мы установили: мощность котельной = 23,26 МВт; годовую выработку теплоты котельной = 732,96 ГДж/год; годовой расход топлива котельной = 31698,2 тут/год, 66617,5 тнт/год; число часов использования установленной мощности котельной = 5807,2 г/год.

Рассчитав экономические  показатели установили: себестоимость отпускаемой теплоты = 6738 руб./ГДж; рентабельность капиталовложений = 12,3 %.