Система тепло- и энергоснабжения промышленного предприятия

- вентиляция отключается при температуре наружного воздуха выше температуры +8 ºС.

Тепловая нагрузка на отопление при данной температуре наружного воздуха в расчётный период определяется по формуле (6):

где  - температура наружного воздуха в данный период, ºС.

Расчёт тепловой нагрузки на вентиляцию при данной температуре наружного воздуха в расчётный период производится по следующей формуле (14):

Расход пара на подогреватели сетевой воды по формуле (73):

где  - энтальпия редуцированного пара, ;

 - энтальпия конденсата, .

После охладителя конденсата температуру конденсата принимаем -80ºС.

Суммарный расход пара на внешнее потребление по (75):

Расход пара на собственные нужды котельной оценивается как 7% от внешнего потребления (78):

Суммарная паропроизводительность котельной с учетом расхода пара на собственные нужды и потерь, принимаемых равными 3% от суммарной производительности (79):

Внутренний КПД турбины определяем по рис.18 в зависимости от суммарной паропроизводительности котельной.

Определим изменение энтальпии с учетом КПД по h-S диаграмме по формулам (92) и (93).

Определим мощность турбины при работе на частичном режиме определяем по формуле (94).

Таблица 28 Расчет изменения мощности турбины в течение года

Рис.20 Изменение мощности турбины в течение года

Анализируя (рис.20), можно сделать следующие выводы:

Мощность в течение года меняется сильно вследствие того, что нет отопительной нагрузки летом, а также снижается нагрузка горячего водоснабжения.

Изменение мощности турбины в течение года имеет ступенчатый характер. При выработке электрической энергии в месяцы январь и февраль часть пара сконденсирована для номинальной работы турбины.

При построении изменения мощности в месяцы март и апрель, а также в месяцы октябрь, ноябрь и декабрь, были взяты усредненные показатели.

5. Экономическая часть проекта

5.1 Экономическая оценка модернизации системы энергоснабжения за счет использования турбоагрегата для снижения давления пара

5.1.1Структура потребления и производства энергетических ресурсов

Топливо и электрическую энергию ЗАО "Термотрон-завод" покупает, тепловая энергия производится в собственной котельной.

Среднемесячный расход природного газа по котельной составляет 900-1900нм3/ч в отопительный период и 100нм3/ч в летний период. Стоимость топлива 1940 руб/1000нм3 без учета НДС.

Котельная предприятия оборудована 3 паровыми котлами ДКВР-20-13. Максимальная выработка пара составляет 60 т/ч.

Годовая выработка электрической энергии составит 50 млн. кВт ч. Средняя стоимость для предприятия электроэнергии – 0,53 руб/кВт ч.

5.1.2 Финансовая оценка проекта

Общие инвестиционные издержки на проект составляют 16000 тыс. руб. (без учета НДС), из них:

- проектные работы – 700 тыс. руб.;

- турбогенераторная установка ТГ 8/0,4 Р13/4,0 – 9500 тыс. руб.;

- строительные и монтажные работы – 4900 тыс. руб.;

- шефмонтажные и пусконаладочные работы – 900 тыс. руб.

В соответствии сданными Минэкономики РФ по ценовой динамике в области топливно-энергетических ресурсов, ожидается повышение цен на природный газ до 2,795 руб/нм3 к 2015 году и электроэнергию до 1,54 руб/кВт ч к 2015 году. Практика опровергает прогнозы Минэкономики. Реальный рост цен превышает планируемый.

Рост стоимости природного газа вероятнее всего будет происходить по плану Минэкономики РФ.Исходя из этих данных, финансовая оценка проекта проведена с учетом прогнозируемого изменения цен на газ и электроэнергию.

Таблица 29 Прогнозируемые изменения цен на газ и электроэнергию

5.1.3 Производственные издержки

Стоимость дополнительно сжигаемого топлива определяется по формуле (97):

 (97)

кг у.т./кВт ч – удельный расход условного топлива на выработку 1 кВт час;

 - теплотворная способность условного топлива на выработку 1кВт час;

 - средняя теплотворная способность используемого природного газа,;

 - годовая выработка электроэнергии;

 - прогнозируемая стоимость природного газа (без учета НДС) на первый полный год эксплуатации комплекса.

Годовые производственные затраты на выработку электроэнергии установкой (на первый полный год эксплуатации – 2009) без учета НДС приведены в табл. 30.

Таблица 30 Годовые производственные затраты

Исходя из табл.30, себестоимость 1кВт час электроэнергии равна 0,32руб. В соответствии с изменением цен на природный газ на протяжении эксплуатации энергокомплекса будет изменятся и себестоимость вырабатываемой электроэнергии.

5.1.4 Доход проекта

Доход проекта образуется за счет снижения затрат на приобретение электроэнергии. Прибыль годовая определяется следующим образом:

 (98)

 - годовая выработка электроэнергии;

 - себестоимость вырабатываемой электроэнергии без учета НДС, рассчитанная в соответствии с прогнозом изменения цен;

 - стоимость электроэнергии из внешней сети (без учета НДС) в соответствии с прогнозом изменения цен.

За первый полный год эксплуатации энергокомплекса (2009год) доход составит:

Выручка от выработки собственной электроэнергии – сумма, которую предприятие выплатило бы внешней энергоснабжающей организации за приобретение электроэнергии. Выручка от выработки собственной электроэнергии определяется по формуле (99):

 (99)

 - годовая выработка электроэнергии;

 - стоимость электроэнергии из внешней сети (с учетом НДС) в каждом конкретном году в соответствии с прогнозом изменения цен.

Амортизационные отчисления – отчисления в амортизационный фонд в размере 3,7% от стоимости приобретаемого оборудования (3,7% - принятая в России норма амортизационных отчислений на паровые турбины в комплекте с генератором). Включаются в себестоимость продукции.

Прибыль от выработки электроэнергии определяется как разница между выручкой от выработки собственной электроэнергии без НДС и затратами на выработку электроэнергии.

Налог на имущество – объектом налогообложения в данном расчете является среднегодовая стоимость приобретаемого энергетического оборудования (ставка налога – 2%).

Таблица 31 Потоки денежных поступлений и выплат

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16