236
В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ И АНАЛИЗ ЕГО ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ Учебное пособие δq = dh vdp

elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

  • Upload
    others

  • View
    28

  • Download
    2

Embed Size (px)

Citation preview

Page 1: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

В. А. МУНЦЮ. Г. МУНЦ

ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ И АНАЛИЗ ЕГО ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ

ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОД

СТВЕ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИИ АНАЛИЗ ЕГО ЭКОНОМ

ИЧЕСКОЙ ЭФФ

ЕКТИВНОСТИ

Учебное пособие

В. А. МУНЦ

Ю. Г. М

УНЦ

МУНЦ ВЛАДИМИР АЛЕКСАНДРОВИЧпрофессор, доктор технических наук, заведующий кафедрой «Теплоэнер-гетика и теплотехника» УрФУ, Почетный работник высшей школы. Область научных интересов: сжигание твердых топлив и горючих отходов в кипящем и циркулирующем кипящем слое, глубокое охлаждение продуктов сгорания. Опубликовано более 250 печатных работ.

МУНЦ ЮЛИЯ ГЕОРГИЕВНАкандидат технических наук, доцент кафедры «Системы управления энергети-кой и промышленными предприятиями» УрФУ, финансовый директор строи-тельной компании, сертифицированный аналитик инвестиционных проектов (сертификат ООО «Альт-инвест» уровня PAS'А), область научных исследова-ний — анализ эффективности инвестиционных проектов в энергетике, эко-номика энергетики и энергосбережения.

9 7 8 5 7 9 9 6 2 4 7 7 4

ISBN 579962477 - 7

δq = dh – vdp

Page 2: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ
Page 3: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

Министерство науки и высшего образования Российской ФедерацииУральский федеральный университет

имени первого Президента России Б. Н. Ельцина

В. А. Мунц, Ю. Г. Мунц

энергосбережение при производстве тепловой энергии

и анализ его экономической эффективности

Учебное пособие

Рекомендовано методическим советомУральского федерального университета

для студентов вуза, обучающихсяпо направлению подготовки

13.04.01 — Теплоэнергетика и теплотехника

ЕкатеринбургИздательство Уральского университета

2018

Page 4: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

УДК 621.1:620.9-049.35(075.8)ББК 31.3я73 М90

Рецензенты:завкафедрой энергетики, проф., д-р техн. наук С. М. Шанчуров (Урал. гос. лесотехн. университет);директор по науке и технике ОАО «ВНИИМТ», проф., д-р техн. наук Г. М. Дружинин

Научный редактор — проф., д-р техн. наук А. М. Дубинин

Мунц, В. А.М90 Энергосбережение при производстве тепловой энергии и ана-

лиз его экономической эффективности : учебное пособие / В. А. Мунц, Ю. Г. Мунц. — Екатеринбург : Изд-во Урал. ун-та, 2018. — 232 с.

ISBN 978-5-7996-2477-4

Учебное пособие соответствует образовательному стандарту направ-ления 13.04.01 для подготовки магистров по направлению «Теплоэнерге-тика и теплотехника».

Данное учебное пособие ориентирует читателя на самостоятельное изучение дисциплины. Каждый теоретический раздел заканчивается рас-смотрением примеров решения задач прикладного характера, а в конце приводятся задачи для самостоятельного решения.

Библиогр.: 28 назв. Табл. 3. Рис. 57. Прил. 6.

УДК 621.1:620.9-049.35(075.8)ББК 31.3я73

ISBN 978-5-7996-2477-4 © Уральский федеральный университет, 2018

Page 5: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

3

оглавление

Список обозначений .............................................................................. 6

1. Материальный и тепловой баланс процессов горения газообразного топлива ...................................................................... 7

1.1. Теплота сгорания топлива ........................................................ 71.2. Теоретически необходимое количество воздуха и объем продуктов сгорания при сжигании газообразных топлив ....... 81.3. Энтальпия продуктов сгорания горючих газов .......................111.4. Тепловой баланс процесса горения .........................................131.5. Удельные расходы топлива ......................................................17

1.5.1. Удельные расходы топлива на выработку тепла ............171.5.2. Удельные расходы топлива на выработку электроэнергии...............................................................181.5.3. Удельные расходы топлива на производство технологического пара ...................................................201.5.4. Удельные расходы электроэнергии при производстве теплоты .............................................21

Задачи к главе 1 ...............................................................................22

2. Энергосбережение в котельных и тепловых сетях ...........................282.1. Снижение потерь теплоты с уходящими газами ....................282.2. Потери теплоты с химической неполнотой сгорания ............292.3. Потери теплоты в окружающую среду ....................................302.4. Работа котельной установки в режиме пониженного давления ...................................................................................302.5. Температура питательной воды ..............................................312.6. Возврат конденсата в котельную .............................................322.7. Использование тепловой энергии непрерывной продувки котлов ......................................................................322.8. Режимы работы котельного оборудования .............................342.9. Перевод паровых котлов на водогрейный режим ..................352.10. Оптимизация работы насосного и тягодутьевого оборудования .........................................................................362.11. Тепловые потери трубопроводов ..........................................382.12. Система инфракрасного обогрева производственных помещений .............................................................................40Задачи к главе 2 ..............................................................................44

Page 6: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

4

Оглавление

3. Утилизация теплоты низкотемпературных дымовых газов ..............483.1. Влажный воздух, влажные продукты сгорания ......................483.2. Контактные теплообменники для глубокого охлаждения продуктов сгорания .................................................................523.3. Расчет контактного экономайзера [4, 5] .................................553.4. Поверхностные теплообменники ...........................................573.5. Поверхностные теплообменники для глубокого охлаждения продуктов сгорания.............................................60

3.5.1. Охлаждение продуктов сгорания сетевой водой ..........603.5.2. Охлаждение продуктов сгорания холодной водой .......61

Задачи к главе 3 ..............................................................................63

4. Парогазовые установки ...................................................................714.1. Основные типы парогазовых установок .................................714.2. Количественные показатели термодинамических циклов ПГУ [14, 15] .................................................................77

4.2.1. Основные расчетные соотношения идеального цикла ГТУ .......................................................................774.2.2. Основные расчетные соотношения реального цикла ГТУ [17, 18] ...........................................................824.2.3. Тепловой баланс реальной ГТУ .....................................86

4.3. Термическая эффективность парогазовых установок [15] ....874.4. Парогазовые установки с впрыском пара ...............................894.5. Основные расчетные соотношения реального цикла ГТУ с впрыском пара [4, 5] .....................................................954.6. Модернизация котельных в ТЭЦ ............................................964.7. Газопаровая установка со сжиганием топлива в кислороде ....99Задачи к главе 4 ............................................................................102

5. Анализ экономической эффективности энергосберегающих проектов ........................................................................................109

5.1. Понятие о бизнес-планировании .........................................1095.2. Основные цели составления и содержание бизнес-плана ...1165.3. Пример финансового плана ..................................................1295.4. Инфляция и стоимость капитала (реальная процентная ставка) ....................................................................................1345.5. Метод дисконтирования и критерии эффективности инвестиций ............................................................................1385.6. Расчет денежного потока для оценки эффективности инвестиций при использовании дисконтирования .............1425.7. Учет валютной инфляции .....................................................144

Page 7: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

5

5.8. Особенности включения в инвестиционный анализ налога на добавленную стоимость ........................................1465.9. Определение стоимости капитала при использовании различных источников финансирования .............................1485.10. Анализ инвестиционных проектов на основе бюджета движения денежных средств ...............................................1495.11. Расчет экономического эффекта и критериев эффективности инвестиций в результате реализации энерго- и ресурсосберегающего инвестиционного проекта при производстве тепловой энергии (пример) .....152

6. Расчет тепловой схемы при реконструкции котельной УрФУ на выработку электроэнергии на тепловом потреблении с использованием ПГУ ..................................................................162

6.1. Описание тепловой схемы .....................................................1626.2. Содержание домашнего задания ...........................................1656.3. Расчетные характеристики газовой турбины .......................1656.4. Характеристики паровых турбин и определение КПД паросилового цикла ..............................................................1676.5. Расчет выработки тепловой и электрической энергии и определение расхода топлива ............................................1706.6. Анализ экономической эффективности парогазовой установки на примере проекта установки газовой турбины в котельной ЭПК УрФУ .........................................173

7. Расчет энергосберегающих мероприятий на конкретных объектах ....1767.1. Анализ режимных карт ..........................................................176

7.1.1. Исходные данные и содержание работы ....................1767.1.2. Пример расчета ............................................................176

7.2. Эффективность установки воздухоподогревателей .............1847.2.1. Рекомендации по расчету воздухоподогревателя .......1847.2.2. Конструктивный расчет воздухоподогревателя за котлом ТВГМ-30 ......................................................190

Библиографический список ................................................................195

Приложение ........................................................................................198

Page 8: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

6

список обозначений

Bг, Bп, BΣ — объемный расход газа, сжигаемый в камере сгорания га-зовой турбины, в котле, и суммарный расход газа, м 3/с;

с — теплоемкость, кДж/(кг·К);Gг, Gв, Gт — массовые расходы: продуктов сгорания через газовую

турбину, воздуха через компрессор, топлива в камеру сгорания, кг/с;h — энтальпия, кДж/кг;l — полезная работа цикла, кДж/кг;P — давление, Па (МПа);Т — температура, К;Qн

р — низшая теплота сгорания, кДж/м 3;q2, q3, q5 — потери теплоты с уходящими газами; с химической непол-

нотой сгорания топлива, через ограждения;V 0 — теоретически необходимое количество воздуха для сжигания1 м 3 газа, м 3/м 3;Vг

0 — теоретический объем продуктов сгорания, м 3/м 3;Vг — объем продуктов сгорания, м 3/м 3;αг, αух — коэффициент избытка воздуха в камере сгорания газовой

турбины и в уходящих из котла газах;ηк, ηгт, ηг, ηкс — изоэнтропийные КПД компрессора и турбины, КПД

идеального цикла и камеры сгорания;πк — степень повышения давления в компрессоре;πгт — степень расширения в газовой турбине;ρг, ρв — плотность газа (продуктов сгорания) и воздуха.

Page 9: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

7

1. материальный и тепловой баланс процессов горения газообразного топлива

1.1. теплота сгорания топлива

Т еплота сгорания является важнейшей характеристикой топли-ва и представляет собой тепловую энергию, выделяющуюся при реакциях окисления горючих компонентов газообразным

кислородом. Различают высшую и низшую теплоту сгорания. Высшей теплотой сгорания Qв топлива называется количество теплоты, выделя-ющееся при полном сгорании 1 м 3 газообразного топлива при условии конденсации водяных паров и охлаждении всех продуктов сгорания до 0 °C. Высшая теплота сгорания Qв отличается от низшей на вели-чину теплоты конденсации влаги топлива и влаги, образующейся при окислении водорода. При сжигании топлива в энергетических уста-новках температура уходящих газов превышает 100 °C, поэтому влага, содержащаяся в продуктах сгорания, остается в парообразном состо-янии и теплота конденсации теряется. Массовое количество водяно-го пара (кг/м 3) в продуктах сгорания представляет собой произведе-ние объема водяных паров, образующихся при сжигании 1 м 3 топлива и плотности водяных паров при нормальных условиях. Удельная те-плота испарения водяного пара в нормальных физических условиях составляет 2500 кДж/кг. Теплота конденсации водяных паров, обра-зовавшихся из 1 м 3 топлива, составляет

Q V Vw = Ч Ч » Ч2500 2000rH O H O H O2 2 2, кДж/м 3. (1.1)

Для газообразных топлив при известном их составе низшая тепло-та сгорания 1 м 3 топлива, МДж/м 3, может быть достаточно точно под-считана по формуле [1]

Page 10: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

8

1.Материальныйитепловойбаланспроцессовгорениягазообразноготоплива

Q = + + +

+ + +

0 01 10 8 12 65

63 8 91 3 23 42, [ , ,

, , ,

H CO 35, 85CH

C H C H H4

2 6 3 8 2SS]. (1.2)

Здесь содержание соответствующих газовых компонентов подстав-ляют в процентах.

Топочные устройства одинаковой мощности могут потреблять суще-ственно разные количества топлива, так как теплота сгорания у разных видов меняется в широких пределах. Для сравнения экономичности работы на различных видах топлива введено понятие условного топли-ва, имеющего теплоту сгорания Qу = 7000 ккал/кг (29,33 МДж/кг). Те-пловая мощность топочного устройства N связана с расходом B топли-ва и теплотой сгорания следующим соотношением, МВт:

N BQ= нр. (1.3)

Расход условного Bу топлива связан с расходом В натурального то-плива соотношением

BBQQу

нр

у

= .

1.2. теоретически необходимое количество воздуха и объем продуктов сгорания при сжигании газообразных топлив

Под теоретически необходимым количеством воздуха понимают такой его объем, который требуется для полного окисления 1 м 3 газо-образного топлива, при условии, что в продуктах сгорания не будет содержаться свободного кислорода.

Теоретически необходимый объем кислорода для окисления 1 м 3 газообразного топлива рассчитывают по ниже приведенным уравне-ниям реакций для газообразных компонентов топлива:

2СО+О2 = 2СО2, 2Н2+О2 = 2Н2О, 2Н2S+3O2 = 2SO2+2H2O,

СН4+2О2 = СО2+2Н2О, СmHn+ (m+n/4)O2 = mCO2+0,5n·H2O.

На окисление одного моля оксида углерода и водорода требуется по 0,5 моля кислорода, на окисление одного моля сероводорода требу-

Page 11: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

9

1.2.Теоретическинеобходимоеколичествовоздухаиобъемпродуктовсгоранияприсжиганиигазообразныхтоплив

ется полтора моля кислорода, на окисление одного моля метана требу-ется два моля кислорода и, наконец, на окисление моля объема угле-водорода состава СmHn требуется (m+n/4) молей кислорода. Переводя процентное содержание газообразных компонентов в доли и учитывая объемное содержание кислорода в воздухе (1/100/0,21 = 0,0476), по-лучим выражение для определения теоретически необходимого объе-ма воздуха [1] для окисления 1 м 3 газообразного топлива в виде, м 3/м 3,

V mn

m n0

2 2 4 20 0476 0 5 0 5 1 5 24

= + + + + +жиз

цшч -

ж

из

ц

шче, , , ,H CO H S CH C H O . (1.4)

Для обеспечения полного выгорания топлива в топке воздух пода-ют в количестве, превышающем теоретически необходимое. Отноше-ние действительно поданного количества воздуха VВ к теоретически необходимому V 0 называют коэффициентом избытка воздуха a =V VВ / 0.

При тепловых расчетах котла в зависимости от температуры продук-тов сгорания за каждой поверхностью нагрева рассчитывают энталь-пию продуктов сгорания. Для расчета энтальпий продуктов сгорания необходимо знать объемы продуктов сгорания. Реакции горения при высоких температурах идут с большой скоростью, состав конечных продуктов близок к равновесному составу. Объемы продуктов сгора-ния при сжигании 1 м 3 газообразного топлива представляют в следу-ющем виде [1]:

V V V V V V V V V Vг CO SO H O N O H O CO H CH2 2 2 2 2 2 2 4= + + + + + + + + .

Первые три слагаемых это продукты полного окисления горючих элементов топлива. Они состоят из трехатомных сухих газов, обозна-чаемых обычно через V V VRO CO SO2 2 2

= + , и объема водяных паров.Следующие три слагаемых представляют собой объемы азота и кис-

лорода, определяемые как остаток сухого воздуха после горения то-плива, и объем водяных паров. Здесь V VN O2 2

>> , так как кислород в зна-чительной мере израсходован на окисление. Объем водяных паров VH O2

включает в себя влагу топлива и воздуха. Последние три слагаемых представляют собой продукты неполного окисления.

При полном сгорании 1 м 3 газообразного топлива V V VCO H CH2 4= = = 0,

а также при отсутствии избыточного воздуха VO2= 0 в образующихся

газообразных продуктах содержатся лишь продукты полного окисле-

Page 12: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

10

1.Материальныйитепловойбаланспроцессовгорениягазообразноготоплива

ния горючих элементов: углерода, серы, и водорода. Таким образом, в продукты полного горения входят следующие компоненты: СО2, SО2, Н2О и азот воздуха N2. Образующиеся в этом случае объемы газов на-зывают теоретическими:

V V V Vг0

RO N0

H O0

2 2 2= + + . (1.5)

При сжигании газообразного топлива объем сухих трехатомных га-зов может быть рассчитан как, м 3/м 3:

V m m nRO2CO CO H S CH C H SO= + + + + +( )0 01 2 2 4 2, .S (1.6)

Теоретический объем азота при сжигании газообразного топлива складывается из азота воздуха и газообразного азота топлива, м 3/м 3,

V VN2N0 0

20 79 0 01= +, , . (1.7)

При сжигании газообразного топлива теоретический объем водя-ных паров может быть рассчитан как, м 3/м 3:

Vn

m nH O0

2 2 4 22H H S 2CH С H H O= + + + +йлк

щыъ

0 012

, S . (1.8)

Для расчета действительного объема продуктов сгорания необхо-дим учет избыточного количества воздуха. Избыточное количество воздуха включает в себя объем азота V VN2

= -( )0 79 1 0, a и объем водя-ных паров, содержащихся в избыточном воздухе V VH O2

= -( )0 0161 1 0, a в продуктах сгорания. Кроме того, в продуктах сгорания появляется кислород V VO2

= -0 21 1 0, ( )a . Таким образом, действительный объем продуктов сгорания может быть рассчитан так, м 3/м 3:

V V Vг г= + -( )0 01 0161 1, a . (1.9)

Объем сухих газов, м 3/м 3: V V V Vсг RO N

0

2= + + -( )

21 0a . (1.9′)

Объемная доля какого-либо компонента в сухих продуктах сгорания:

rVVi

i=сг

. (1.10)

Массовый выброс какого-либо компонента, например диоксида серы, являющийся вредным выбросом, рассчитывают как, кг/ч:

Page 13: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

11

1.3.Энтальпияпродуктовсгораниягорючихгазов

M r V BSO SO SO сг2 2 2= r . (1.11)

Расходы воздуха и продуктов сгорания при сжигании газообразно-го топлива связаны с расходом топлива следующими соотношениями:

G B V G B Vв0

гг= Ч Ч = Чa ; . (1.12)

1.3. энтальпия продуктов сгорания горючих газов

Энтальпия продуктов сгорания рассчитывается на 1 м 3 газообраз-ного топлива [2] и является суммой энтальпии теоретических продук-тов сгорания и энтальпии избыточного воздуха, кДж/м 3:

I I Iг г0

в= + -( )a 1 0. (1.13)

Энтальпия продуктов сгорания, при одной и той же температуре, превышает энтальпию воздуха на 15–20 % из-за присутствия в них трехатомных газов (СО2, SO2, H2O), обладающих большей теплоем-костью, чем двухатомные газы.

Энтальпия теоретического количества продуктов сгорания при тем-пературе t, °С, может быть рассчитана как сумма произведений соот-ветствующих объемов на объемную теплоемкость и температуру про-дуктов сгорания, кДж/м 3: I V ct V ct V ctг

0RO RO N

0

N H O0

H O2 2 2 2 2 2= ( ) + ( ) + ( ) . (1.14)

Энтальпия теоретически необходимого количества воздуха также представляет собой произведение теоретического объема воздуха его объемной теплоемкости и температуры, кДж/м 3: I V сtв

0

в= ( )0 . (1.15)

Формулы для расчета энтальпий относятся к случаю полного сго-рания, но с достаточной для расчетов точностью они применимы при наличии химической неполноты сгорания, значение которой не пре-вышает нормативного для этих топлив.

Теплота, выделяющаяся при сгорании топлива, воспринимается продуктами сгорания, которые нагреваются до определенной темпе-ратуры. В реальных условиях не вся теплота идет на нагрев продуктов

Page 14: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

12

1.Материальныйитепловойбаланспроцессовгорениягазообразноготоплива

сгорания: часть передается теплообменным поверхностям, часть теря-ется в окружающую среду, а при высоких температурах часть теплоты затрачивается на диссоциацию продуктов сгорания. При атмосферном давлении и t = 1500 °C степень диссоциации СО2 составляет 0,8 %. Да-лее с повышением температуры она быстро возрастает, достигая 4 % при температуре 2000 °С и 19 % при 2500 °С.

Температуру горения рассчитывают из теплового баланса горения:

Q Q Q Q Q Q Iрр = + + = + +н

рфт фв д г1 , (1.16)

где Qрр — располагаемая теплота топлива; Qфт и Qфв — физическая те-

плота топлива и воздуха соответственно; Q1 — теплота, отданная те-плообменными поверхностями в окружающую среду; Qд — теплота, затраченная на диссоциацию. Подставляя в выражение (1.16) значе-ние энтальпии продуктов сгорания I V c ti iг =е и преобразуя его, полу-чим выражение для расчета температуры горения

tQ Q Q Q Q

V ci i

=+ + - -

Ченр

фт фв д1 . (1.17)

Максимальное значение температуры получим при условии Q1 0= , т. е. в адиабатных условиях. Температура горения, получаемая в ади-абатных условиях, называется теоретической температурой горения. Расчетное определение температуры горения осложнено зависимо-стью теплоемкости и теплоты диссоциации от температуры и возмож-но лишь с использованием ЭВМ.

0

20

40

60

0 1000 2000

Энтальпия

продуктов

сгорания

, МДж

/м3

Температура, °С

α=1

α=1,5

α=1,2

I

t

Рис. 1.1. Зависимость энтальпии I продуктов сгорания природного газа северных месторождений от температуры t: цифры у кривых — коэффициент избытка воздуха

Page 15: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

13

1.4.Тепловойбаланспроцессагорения

Значения энтальпий продуктов сгорания всех видов топлив СССР, рассчитанные с учетом теплоты диссоциации и с учетом зависимости теплоемкости продуктов сгорания от температуры, приведены в табли-цах нормативного метода расчета котельных установок [1]. Для опре-деления теоретической температуры горения можно использовать ме-тод итераций или графический. На рис. 1.1 представлена зависимость энтальпии от температуры, построенная по данным [1] при различ-ных избытках воздуха. Для определения теоретической температуры горения по оси ординат откладывают значение располагаемой тепло-ты топлива и графически определяют теоретическую температуру го-рения при заданном коэффициенте избытка воздуха. Еще проще ап-проксимировать зависимость энтальпии от температуры полиномом второй степени и в дальнейшем пользоваться данной аппроксимаци-ей для расчета значений энтальпии от температуры.

1.4. тепловой баланс процесса горения

Эффективность использования топлива в топочном устройстве определяется двумя основными факторами: полнотой сгорания то-плива в топочной камере и глубиной охлаждения продуктов сгорания. Распределение вносимой в топку теплоты на полезно используемую и тепловые потери производится путем составления теплового балан-са [2]. Тепловой баланс составляется на 1 м 3 газообразного топлива.

Располагаемая теплота, кДж/м 3: Q Q Q ip

pнp

в.вн т= + + , (1.18)

где Qв.вн — теплота, вносимая в топку воздухом, подогретым вне кот-ла; iт — физическая теплота топлива, определяемая его температурой: iт = стtт, здесь ст — удельная теплоемкость топлива, кДж/(кг·К); tт — температура топлива, °C.

Количество теплоты, полученной воздухом при его подогреве в дру-гой установке, определяют по формуле Q V c t tв.вн в в в х.в= ў -( )b 0 , (1.19)

где bв — относительное количество воздуха, проходящее через до-полнительную нагревательную установку; св — теплоемкость возду-

Page 16: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

14

1.Материальныйитепловойбаланспроцессовгорениягазообразноготоплива

ха; ўtв и tх.в — температуры холодного воздуха и воздуха, поступающе-го в топку.

Располагаемая теплота расходуется на производство полезной те-плоты Q1 и тепловые потери [2]:

Q Q Q Q Qрр = + + +1 2 3 5, (1.20)

где Qpp — располагаемая теплота на 1 м 3 газообразного топлива; Q1 —

полезно используемая теплота; Q2 — потеря теплоты с уходящими га-зами; Q3 — потеря теплоты с химической неполнотой сгорания топли-ва; Q5 — потеря теплоты через ограждения. Разделив правую и левую части выражения (1.20) на Qp

p и умножив на 100 %, получим уравнения обратного теплового баланса в следующем виде:

100 1 2 3 5= + + +q q q q . (1.21)

Коэффициент полезного действия котла:

h= = - + +q q q q1 2 3 5100 . (1.22)

Большая часть теплоты, вносимой в топку, воспринимается по-верхностями нагрева и передается рабочему телу. За счет этой теплоты производится подогрев воды до температуры кипения, ее испарение и перегрев пара. Это полезно используемая теплота, остальная часть составляет тепловые потери.

Полезное тепловосприятие связано с расходом пара D соотноше-нием [2] BQ BQ D h h1 = = -( )н

рк п.п п.вh , (1.23)

где hп.п и hп.в — энтальпия перегретого пара и питательной воды, кДж/кг.Наибольшей из потерь, как правило, является потеря теплоты с ухо-

дящими газами, %,

qI I

Q2 =-ух х.в

0

рр

a, (1.24)

где I ух и I х.в0 — энтальпия уходящих газов и теоретического количества

холодного воздуха (при температуре 30 °C) соответственно; aух — ко-эффициент избытка воздуха в уходящих газах.

В продуктах сгорания топлив могут находиться горючие газы: СО, Н2, СН4. Высшие углеводороды практически отсутствуют из-за их тер-

Page 17: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

15

1.4.Тепловойбаланспроцессагорения

мической диссоциации. Догорание этих газов за пределами топки практически невозможно из-за низких температур. Так, СО перестает гореть при температуре ниже 750 °C. Теплота, потерянная в результате неполного сгорания горючих газов, составляет химический недожог топлива q3. Расчет потерь теплоты с химической неполнотой сгорания q3, %, производят по выражению

qQ Q Q

QV3 =

Ч + Ч + Ч( )CO H 2 CH 4

pp с.г

CO H CH2 4 , (1.25)

где QCO, QH2, QCH4

— теплоты сгорания продуктов неполного горения; СО, Н2, СН4 — объемные содержания продуктов неполного сгорания топлива в сухих продуктах сгорания, %; Vс.г — объем сухих продуктов сгорания, м 3/кг.

Химический недожог при сжигании газообразного топлива состав-ляет q3 = 0–0,5 %.

Потеря теплоты с химическим недожогом сильно зависит от ко-эффициента избытка (рис. 1.2) воздуха и нагрузки топочного устрой-ства (рис. 1.3).

Рис. 1.2. Зависимость потерь тепло-ты и КПД от коэффициента избыт-

ка воздуха

Рис. 1.3. Зависимость потерь теплоты и КПД от тепловой мощности котла

При коэффициенте избытка воздуха равном единице обязательно наличие недогоревших горючих газов из-за несовершенства смешения топлива с воздухом. С увеличением избытка воздуха свыше единицы потери теплоты с химической неполнотой сгорания резко уменьша-

Page 18: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

16

1.Материальныйитепловойбаланспроцессовгорениягазообразноготоплива

ются. Наконец при каком-то коэффициенте избытка воздуха, называ-емом критическим aкр (кривая q3), химический недожог полностью ис-чезает. Обычно при сжигании газообразного топлива aкр = 1,02–1,03.

Значение потерь теплоты от наружного охлаждения q5 составляет от 0,2 до 2,5 %. Приведенный в нормативном методе расчета котлов гра-фик для определения потерь от наружного охлаждения [1, рис. 5] мо-жет быть аппроксимирован следующим выражением: q5 = 2,81 · D–0,41, где D — расход пара при номинальной нагрузке, кг/с.

Для водогрейных котлов по их номинальной тепловой мощности надо определить соответствующий расход пара парового котла. Те-пловая мощность парового котла связана с расходом пара очевидным соотношением

DN

h h=

-( )п.п п.в

. (1.26)

При заданных параметрах пара любой мощности можно поставить в соответствие расход пара, необходимый для расчета потерь q5. При уменьшении нагрузки абсолютные потери теплоты остаются практи-чески неизменными, а удельные потери от наружного охлаждения воз-растают в соответствии с уменьшением расхода пара (соответственно и с уменьшением расхода топлива).

q qD

D5 = Ч5ном

ном

. (1.27)

Рис. 1.4. Потери тепла от наружного охлаждения при номинальной нагрузке [1]

Особый интерес представляют собой статические характеристики котла, представляющие зависимости потерь и КПД от нагрузки котла. С уменьшением тепловой нагрузки котла температура уходящих газов (при постоянном избытке воздуха) падает. Это обусловлено пропорци-

Пот

ери

q, %

Паропроизводительность, кг/с

Page 19: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

17

1.5.Удельныерасходытоплива

ональным увеличением времени пребывания газов в котле, в то время как коэффициент теплоотдачи от газов к стенке уменьшается в мень-шей степени. Таким образом, с уменьшением нагрузки уменьшаются потери теплоты с уходящими газами (см. рис. 1.3). С уменьшением на-грузки могут появиться потери теплоты с химической неполнотой сго-рания из-за ухудшения смешения топлива и воздуха при пониженных скоростях. Удельные потери теплоты через ограждения также увели-чиваются, поскольку абсолютное значение этих потерь теплоты, опре-деляемое температурой и площадью поверхности обмуровки, остается практически неизменным, а тепловая нагрузка уменьшается. Таким образом, из-за различной зависимости тепловых потерь от нагрузки оказывается, что при какой-то пониженной нагрузке КПД котельно-го агрегата становится максимальным. Само значение нагрузки, при которой достигается максимум КПД, зависит от конструкции котла, вида топлива и используемых горелок.

1.5. Удельные расходы топлива

1.5.1. Удельные расходы топлива на выработку тепла

Удельный расход условного топлива на выработку отпущенной те-плоты Q1 может быть рассчитан как

bB

Q

B

B Q Qуу у

у у у

= = =1

1h h

. (1.28)

При теплоте сгорания условного топлива, равного 7000 ккал/кг, КПД котельной установки 90 %, с учетом потерь на транспорт тепла, при суммарном КПД котельной η = 0,87 расход условного топлива

на выработку 1 Гкал составит b =Ч

= =10

70001436

h h164 кг у. т./Гкал. В си-

стеме СИ выражение для определения расхода условного топлива на выработку 1 ГДж теплоты будет иметь следующий вид:

b =Ч

= =1000

29 30834 21

39 08,

,,

h h кг/ГДж

при КПД котельной η = 0,87.

Page 20: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

18

1.Материальныйитепловойбаланспроцессовгорениягазообразноготоплива

1.5.2. Удельные расходы топлива на выработку электроэнергии

Удельный расход условного топлива на выработку отпущенной электроэнергии определяется из следующих соображений. Количе-ство условного топлива (Q = 29,33 МДж/кг) в килограммах на выра-ботку электроэнергии в количестве 1 МВт·ч (3600 МДж) составит при КПД получения электроэнергии в конденсационном цикле ηэ = 35 %

bQ

Qээ э э

кг МВт ч г кВт ч=Ч

= = Ч = Ч1 360029 33

123350 350

h h h,.

Очень сильно удельные расходы топлива на выработку электро-энергии зависят от КПД. В случае, если выработка электроэнер-гии идет по циклу ПГУ с КПД получения электроэнергии на уровне 60 %, то происходит резкое снижение удельного расхода топли-ва, например при ηэ = 0,6 удельный расход топлива снижается до 205 г/кВт·ч.

Рис. 1.5. Удельный расход топлива на выработку тепловой энергии

При комбинированной выработке тепловой и электрической энер-гии ситуация с удельными затратами топлива становится совершен-но запутанной. Никакой научной основы в выборе того или иного ме-тода распределения затрат на выработку тепловой и электрической энергии нет. Вопрос в одном, куда списать все затраты, на тепло или на электроэнергию.

Балансовый или физический метод был официальным в энергети-ке СССР и до 1996 года в России [21, 22]. Удельный расход топлива на выработку тепловой энергии рассчитывается по выражению (1.28)

, , , , ,

Page 21: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

19

1.5.Удельныерасходытоплива

и фактически определяется затратами на выработку тепловой энергии с КПД, находящимся в диапазоне от 87 до 92 %. Затраты на выработ-ку электрической энергии зависят от типа используемого оборудова-ния. Наименьшее значение КПД имеют ТЭЦ по производству элек-троэнергии в конденсационном режиме, при сравнительно низких параметрах пара КПД ТЭЦ находится на уровне 30 %, что предопреде-ляет высокие удельные затраты условного топлива bэ = 410 кг/МВт·ч. Наибольшие значения КПД достигаются при работе противодавлен-ческих турбин, при использовании которых достигается КПД выра-ботки электроэнергии на уровне ηэ = 0,855, при этом удельные затра-ты топлива на выработку электроэнергии снижаются до 114 г/кВт·ч.

Рис. 1.6. Удельный расход топлива на выработку электрической энергии

Несмотря на недостатки балансового метода (вся экономия топли-ва от теплофикации относится на электроэнергию, не учитывается по-тенциал пара, отбираемого для нужд тепловых потребителей и т. д.), этот метод, базирующийся на первом начале термодинамики, может рассматриваться как предельный случай экономии топлива при про-изводстве электроэнергии.

Попытки найти обобщенный критерий для различных форм энер-гии привели к использованию эксергии при расчете дифференциро-ванных расходов топлива.

С помощью эксергии можно рассчитать потери в отдельных эле-ментах ПТУ, однако применение этого метода к топке не обосновано физически и логически. Приравнивание в этом методе эксергии рабо-чего тела в топке теплоте сгорания топлива и одновременно электро-энергии, вырабатываемой ТЭЦ, не доказано. Кроме того, при расчете

, , , ,

Page 22: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

20

1.Материальныйитепловойбаланспроцессовгорениягазообразноготоплива

тепловых потерь с уходящими газами и вследствие необратимости те-плообмена между газами и водяным паром не учитывают зависимость эксергии от свойств рабочих тел и др. Без решения вопроса об эксер-гии топки и отпускаемой теплоты применение этого метода являет-ся преждевременным, поэтому он не нашел широкого применения на практике. В методе с использованием эксергии вся экономия то-плива от теплофикации относится к производству теплоты.

1.5.3. Удельные расходы топлива на производство технологического пара

Как правило, на производственных и отопительных котельных ис-пользуются паровые котлы с выработкой насыщенного пара с давле-нием 1,4 МПа. В заводских сетях, как правило, используется пар с дав-лением до 8 атм. На промышленных ТЭЦ, как правило, используются котлы, вырабатывающие пар с давлением 4 МПа с температурой пе-регретого пара 440 °C.

Рис. 1.7. Удельный расход природного газа на выработку пара, в зависимости от параметров пара

Удельный расход топлива на выработку пара может быть рассчитан из уравнения теплового баланса котла

bh h П h h

Qпп.в п.в

нр 310

=Ч Ч ўў -( ) + Ч ў -( )йл щы

Ч Ч

1 10 1003

h,

где Qнр = 35,8 МДж/м 3 — низшая теплота сгорания природного газа;

П — процент продувки котла, в данном случае принят равным 7 %; hп.в,

Page 23: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

21

1.5.Удельныерасходытоплива

h′, h″ — энтальпия питательной воды, продувочной воды и насыщен-ного либо перегретого пара при давлениях 0,8 МПа, 1,4 МПа и 4 МПа соответственно [13]. Результаты расчетов при КПД котла η = 0,9 пред-ставлены на рис. 1.7.

1.5.4. Удельные расходы электроэнергии при производстве теплоты

Рассчитаем необходимый расход электроэнергии для выработки 1 Гкал/ч (1,163 МВт) тепловой энергии. Расход природного газа с те-плотой сгорания 8000 ккал/м 3 (35,5 МДж/м 3) при КПД котельной на выработку тепловой энергии, равном η = 0,87, составит

B =Ч

=1 163

35 5 0 870 0364

,, ,

, м /Гкал3 .

Расход сетевой воды, при отпуске теплоты в размере 1 Ккал/ч (1,163 МВт) по графику 95/70, при плотности обратной сетевой воды при температуре 70 °C, равной 978 кг/м 3, составит

GN

c t tсв в пр обр

кг/с=Ч Ч -( )

Ч Ч=

r1 163 10

978 4 19 250 0113

3,,

, .

Стандартный напор сетевого насоса составляет 80 м водяного стол-ба, что соответствует напору, равному DPc Па= Ч Ч = Ч80 9 81 10 7 85 103 5, , .

Тогда мощность сетевого насоса при его КПД, равном ηн = 0,6, со-ставит

NG P

=Ч ЧЧ

=c c

н

кВтDh

0 0113 0 785 100 6 10

14 85

3

, ,,

, .

Для определения электрической мощности дутьевого вентилято-ра и дымососа необходимо определение расходов воздуха и продук-тов сгорания.

Расходы воздуха Gв и продуктов сгорания Gг при известном коэф-фициенте избытка воздуха α = 1,4 могут быть рассчитаны по следую-щим выражениям:

G B V G V V Bв г г0= Ч Ч = + -( ) Чйл щы Чa a0 01, .

При теоретически необходимом объеме воздуха V 0 = 9,7 м 3/м 3 и те-оретическом объеме продуктов сгорания, равном Vг

0 = 10,4 м 3/м 3, рас-

Page 24: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

22

1.Материальныйитепловойбаланспроцессовгорениягазообразноготоплива

ходы воздуха и продуктов сгорания при рассчитанном расходе топли-ва составят соответственно: Gв = 0,153 м 3/с, Gг = 0,161 м 3/с.

Напор, создаваемый вентилятором, составляет около 2000 Па, на-пор, создаваемый дымососом, не превышает 4000 Па. Тогда при КПД вентилятора и дымососа на уровне η = 0,4 необходимая мощность при-вода вентилятора и дымососа для выработки 1 Гкал теплоты составит:

NG P

=ЧЧ

=в в кВтDh

0 153 20000 4 1000

0 756,

,, ;

NG P

=ЧЧ

=д д кВтDh

0 161 40000 4 1000

1 61,

,, .

Суммарная потребляемая электрическая мощность с учетом необхо-димых затрат электроэнергии на освещение и электропитание прибо-ров автоматизации и сигнализации на уровне 15 % от мощности элек-троприводов составит

N = Ч + +( )1 15 0 756 1 61 14 8 20, , , , кВт.

Затраты электроэнергии на выработку 1 Гкал/ч могут быть сни-жены за счет уменьшения сопротивления водяного и газовоздуш-ного тракта, а иногда за счет отказа от использования дымососа или вентилятора.

задачи к главе 1

задача 1.1Тепловая мощность котла 50 МВт; КПД = 85 %. В котле сжигают

природный газ следующего состава: СН4 = 85 %; СО2 = 3 %; С2Н6 = 1 %; N2 — остальное. Как изменится расход воздуха, если с тем же избыт-ком воздуха a = 1,1 и с тем же h сжигать доменный газ следующего со-става: СО = 25 %; СО2 = 25 %; N2 = 35 %; Н2 = 10 %; СН4 = 0,5 %?

Теплота сгорания природного газаQн

c H CO CH C H C H= + + + + + +0 01 10 8 12 65 35 85 63 8 91 3 232 4 2 6 3 8, , , , , , ... ,44

0 01 35 85 85 63 8 1 31 111

2

3

H S

МДж/м

[ ] == Ч Ч + Ч( ) =, , , , .

Page 25: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

23

Задачикглаве1

Теплота сгорания доменного газаQн

c H CO CH C H C H= + + + + + +0 01 10 8 12 65 35 85 63 8 91 3 232 4 2 6 3 8, , , , , , ... ,44

0 01 10 8 10 12 65 25 35 85 0 5 4 42

2H S

МДж/м3

[ ] == Ч Ч + Ч + Ч( ) =, , , , , , .

Расход природного газа

BQ

Qпрн,прр

3м /с=Ч

=h

5031 11 0 85

1 89, ,

, .

Расход доменного газа

BQ

Qдн,др

3м /с=Ч

=h

504 42 0 85

13 31, ,

, .

Теоретически необходимое количество воздуха при сжигании при-родного газа

V m

nm n

02 2 4 20 0476 0 5 0 5 1 5 2

4= + + + + +ж

из

цшч -

ж

из

ц

шч =е, , , ,H CO H S CH C H O

== Ч Ч + Ч( ) =0 476 2 85 3 5 1 8 26 3 3, , , / .м м

Теоретически необходимое количество воздуха при сжигании до-менного газа

V m

nm n

02 2 4 20 0476 0 5 0 5 1 5 2

4= + + + + +ж

из

цшч -

ж

из

ц

шч =е, , , ,H CO H S CH C H O

== Ч Ч + Ч + Ч( ) =0 476 0 5 10 0 5 25 2 0 5 0 881 3 3, , , , , / .м м

Расход воздуха при сжигании природного газа

G B Vв,пр пр пр3м /с.= Ч Ч = Ч Ч =a 0 1 89 1 1 8 26 17 17, , , ,

Расход воздуха при сжигании доменного газа

G B Vв,д д д3м /с.= Ч Ч = Ч Ч =a 0 13 31 1 1 0 881 12 9, , , ,

задача 1.2Рассчитать объемы и расход продуктов сгорания при сжигании газо-

образного топлива с расходом 10000 м 3/ч при избытке воздуха a = 1,4. Состав топлива: СН4 = 42 %; СО = 32 %; Н2 = 10 %; Н2S = 10 % осталь-ное — N2. Определить энтальпию продуктов сгорания при tух=130 °C. Теплоемкость продуктов сгорания принять равной сг = 1,4 кДж/(м 3·К).

Page 26: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

24

1.Материальныйитепловойбаланспроцессовгорениягазообразноготоплива

Теоретически необходимое количество воздуха

V m

nm n

02 2 4 20 0476 0 5 0 5 1 5 2

4= + + + + +ж

из

цшч -

ж

из

ц

шч =е, , , ,H CO H S CH C H O

== Ч Ч + Ч + Ч + Ч( ) =0 0476 0 5 10 0 5 32 1 5 10 2 42 5 712, , , , , .м /м3 3

Объем сухих трехатомных продуктов сгорания

V m m nRO2

CO CO H S CH C H SO= + + + + +( ) == Ч + +( ) =

0 01

0 01 32 10 42 0 84

2 2 4 2,

, ,

S

мм /м3 3.

Объем азота в топливе

N 2 100 100 42 32 10 10 6= - - - - = - - - - =CH CO H H S4 2 2 %.

Теоретический объем азота

V VN3 3

2N м /м0 0

20 79 0 01 0 79 5 712 0 01 6 4 105= + = Ч + Ч =, , , , , , .

Теоретический объем водяных паров составит:

V

nm nH O

02 2 4 22

H H S 2CH С H H O= + + + +йлк

щыъ=

= Ч + + Ч( )

0 012

0 01 10 10 2 42

,

,

S

==1 04, .м /м3 3

Теоретический объем продуктов сгорания

V V V Vг0

RO N0

H O0 3 3

2 2 2м /м= + + = + + =0 84 4 105 1 04 5 985, , , , .

Действительный объем продуктов сгорания

V V Vг г3 3м /м= + -( ) = + Ч -( ) Ч =0 01 0161 1 5 985 1 0161 1 4 1 5 712 8 41, , , , , , .a

Расход продуктов сгорания

G B Vг г3 3м /с м /ч.= Ч = Ч = =

100003600

8 41 23 36 84100, ,

Энтальпия продуктов сгорания

I c t Vг г ух г3кДж/м= Ч Ч = Ч Ч =1 4 130 8 41 1531, , .

задача 1.3Для условий задачи № 1.2 определить концентрации газовых ком-

понентов в сухих продуктах.

Page 27: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

25

Задачикглаве1

Теоретический объем сухих продуктов сгорания

V V V0

20 84 4 105 4 945сг RO N

0 3 3

2м /м= + = + =, , , .

Действительный объем сухих продуктов сгорания

V V Vсг сг0 3 3м /м= + -( ) = + -( ) Ч =a 1 4 945 1 4 1 5 712 7 230 , , , , .

Объем оксидов серы

V = Ч( ) = Ч =0 01 0 01 10 0 1, , , .H S+SO м /м2 23 3

Объем СО2

V V VCO RO SO3 3

2 2 2м /м= - = - =0 84 0 1 0 74, , , .

Концентрация оксидов серы

SO SO

сг

2

2

0 17 23

100 1 38= = Ч =V

V,

,, %.

Концентрация диоксида углерода

СО CO

сг

2

2

0 747 23

100 10 24= = Ч =V

V,,

, %.

Концентрация азота

N N

2

2

0 00 79 1 4 105 0 79 1 4 1 5 7127 23

81 7=+ Ч -( ) Ч

=+ Ч -( ) Ч

=V V

V

, , , , ,,

,a

44 %.

Концентрация кислорода

Оcг

2

00 21 1 0 21 1 4 1 5 7127 23

6 64=Ч -( ) Ч

=Ч -( ) Ч

=, , , ,

,, %.

a VV

Сумма концентраций

SO +CO +N +O2 2 2 2 = + + + =1 38 10 24 81 74 6 64 100, , , , %.

задача 1.4Определить количество вырабатываемого пара давлением Р = 4 МПа

и температурой перегретого пара tпп = 440 °C (энтальпия перегретого пара hпп = 3308 кДж/кг) при сжигании в котле природного газа с расхо-дом В = 8000 м 3/ч при коэффициенте избытка воздуха в уходящих газах

Page 28: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

26

1.Материальныйитепловойбаланспроцессовгорениягазообразноготоплива

aух = 1,4 и температуре tух = 160 °C. Состав газа: СН4 = 62 %; СО = 32 %; Н2 = 2 %; остальное — N2. При расчетах принять сг = 1,5 кДж/(м 3·К); q5 = 0,8 %; q3 = 0 %; tпв = 105 °C. Теплотой, теряемой с непрерывной продувкой, пренебречь.

Энтальпия питательной воды

hп.в = 4,19 · tп.в = 4,19 · 105 = 440 кДж/м 3.

Теплота сгорания газаQн

c H CO CH C H C H= + + + + + +0 01 10 8 12 65 35 85 63 8 91 3 232 4 2 6 3 8, , , , , , ... ,44

0 01 10 8 2 12 65 32 35 85 62 26 491

2

3

H S

МДж/м

[ ] == Ч Ч + Ч + Ч( ) =, , , , , .

Теоретически необходимое количество воздуха

V m

nm n

02 2 4 20 0476 0 5 0 5 1 5 2

4= + + + + +ж

из

цшч -

ж

из

ц

шч =е, , , ,H CO H S CH C H O

== Ч Ч + Ч + Ч + Ч( ) =0 0476 0 5 2 0 5 32 1 5 10 2 62 6 71, , , , , .м /м3 3

Объем сухих трехатомных продуктов сгорания

V m m nRO

3

2CO CO H S CH C H SO

м /

= + + + + +( ) == Ч +( ) =

0 01

0 01 32 62 0 94

2 2 4 2,

, ,

S

мм3.

Объем азота в топливе

N 2 100 6 2 4= - - - - - - -CH CO H H S=100 2 32 = %4 2 2 .

Теоретический объем азота

V VN3 3

2N м /м0 0

20 79 0 01 0 79 6 71 0 01 4 45 34= + = Ч + Ч =, , , , , , .

Теоретический объем водяных паров составит:

V

nm nH O

02 2 4 22

H H S 2CH С H H O= + + + +йлк

щыъ=

= Ч + Ч( ) =

0 012

0 01 2 2 62 1 2

,

, ,

S

66 м /м3 3.

Теоретический объем продуктов сгорания

V V V Vг0

RO N0

H O0 3 3

2 2 2м /м= + + = + + =0 94 5 34 1 26 7 54, , , , .

Действительный объем продуктов сгорания

V V Vг г3 3м /м= + -( ) = + Ч -( ) Ч =0 01 0161 1 7 54 1 0161 1 4 1 6 71 10 39, , , , , , .a

Page 29: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

27

Задачикглаве1

Энтальпия уходящих газов

I c t Vг г ух г3кДж/м= Ч Ч = Ч Ч =1 5 160 10 39 2494, , .

Энтальпия холодного воздуха

I c t Vх.в х.в х.в3кДж/м0 0 1 3 30 6 71 262= Ч Ч = Ч Ч =, , .

qI I

Q2 1002494 1 4 262

26491100 9 02=

-Ч =

- ЧЧ =ух ух х.в

0

рр

a ,, %.

КПД котла

h= - - - = - - - =100 100 9 02 0 0 8 90 182 3 5q q q , , , %.

Количество вырабатываемого пара

DB Qh h

=Ч Ч-

=Ч Ч

-( )=н

р

п.п п.в

т/чh 8000 26 491 0 9018

3308 44066 64

, ,, .

Page 30: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

28

2. энергосбережение в котельных и тепловых сетях

2.1. снижение потерь теплоты с уходящими газами

О сновными потерями в котельных установках являются потери с уходящими газами [3, 4, 5]. Обычно эти потери составляют 5–7 %, но могут достигать до 20–25 %, в частности в котлах

без хвостовых поверхностей нагрева. Основными параметрами, вли-яющими на изменение потерь с уходящими газами q2, являются тем-пература уходящих газов и коэффициент избытка воздуха.

1. Температура уходящих газов. Установка водяного экономайзера либо воздухоподогревателя позволяет получить экономию топлива в размере от 4 до 7 %, в зависимости от коэффициента избытка возду-ха. Выражение для потерь теплоты с уходящими газами без учета те-плоты, вносимой холодным воздухом, имеет следующий вид:

qI

Q

с V V t

Q2

0 0

1001

100= Ч =+ -( )йл щы Чух

нр

г г ух

нр% %

a. (2.1)

Рассчитаем изменение потерь q2 при увеличении либо уменьшении температуры уходящих газов на ∆tух

DD

qt

с V V

Q2

0 01100

ух

г г

нр=

+ -( )йл щы Чa

%. (2.2)

Для природного газа V 0 ≈ 9,7 м 3/м 3; Vг0 10 5» , м 3/м 3; Qн

р » 36 5, МДж/м 3. При средней теплоемкости продуктов сгорания сг = 1,5 кДж/м 3 и ко-эффициенте избытка воздуха a = 1,2 отношение D Dq t2 0 05/ ,ух @ . Та-ким образом, уменьшение температуры уходящих газов на 20 °С при a = 1,2 приводит к увеличению КПД всего лишь на 1 %. При больших избытках воздуха влияние изменения температуры уходящих газов

Page 31: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

29

2.2.Потеритеплотысхимическойнеполнотойсгорания

на КПД будет более существенно. Но потенциал энергосбережения при данном мероприятии оказывается незначительным. Как прави-ло, в большинстве котельных температура уходящих газов близка к 100–120 °C и дальнейшее снижение температуры уходящих газов ограничивается условиями эксплуатации дымовой трубы.

2. Коэффициент избытка воздуха. Увеличение коэффициента из-бытка воздуха в топке выше оптимального значения приводит к сни-жению температуры в топке, к уменьшению температурного напора, а значит, к уменьшению тепловосприятия поверхностей теплообмена. Кроме того, с увеличением избытка воздуха возрастают расходы возду-ха и продуктов сгорания и соответственно возрастает расход электро-энергии на привод вентилятора и дымососа. Из выражения (2.1) сле-дует, что при изменении коэффициента избытка воздуха на ∆a потери теплоты с уходящими газами меняются на

DDq c V t

Q2

0

100a= Чг ух

нр %. (2.3)

При температуре уходящих газов в диапазоне 120–170 °С увеличе-ние ∆a на 1 приводит к увеличению q2 на 5–7 %. Коэффициент избыт-ка воздуха в топке достаточно легко контролировать и есть возмож-ность его поддержания за счет изменения расходов воздуха и топлива.

Гораздо хуже обстоит дело с контролем присосов по тракту котла. Дело в том, что при разряжении, созданном дымососом, скорость, с которой проникает воздух через неплотности ограждений, прибли-

женно может быть рассчитана как w P=

Ч2Dz r

и при разряжении рав-

ном 2000 Па составляет примерно 45 м/с (162 км/ч).Поэтому необходимы мероприятия по обеспечению плотности га-

зоходов по тракту котла.

2.2. потери теплоты с химической неполнотой сгорания

Потери теплоты должны быть сведены к нулю за счет правильно-го выбора горелок, и главное — за счет тщательного проведения пу-сконаладочных работ. Так, в котельной УрФУ после проведении пу-

Page 32: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

30

2.Энергосбережениевкотельныхитепловыхсетях

сконаладочных работ на котле № 2 содержание СО в продуктах сгорания при различных нагрузках котла (см. табл. П. 6.7) меняется в диапазоне от 10 до 100 ppm. Соответствующая потеря теплоты с хи-мической неполнотой сгорания при концентрации СО = 100 ppm = = 100·10–6·100 = 0,01 % и составляет в соответствии с формулой (1.25) q Q V Q3 12 6 0 01 10 36 5 0 03= Ч Ч( ) = Ч Ч( ) =CO сг н

рCO , , , , %.Таким образом, при нормально проведенных пусконаладочных ра-

ботах потери теплоты с химической неполнотой сгорания при сжига-нии природного газа должны отсутствовать.

2.3. потери теплоты в окружающую среду

Для снижения расхода газа из-за потерь теплоты в окружающую среду следует тщательно выполнять и поддерживать в исправном со-стоянии ограждения котла, изоляцию оборудования, трубопроводов, задвижек, фланцев и т. д.; при этом температура на поверхности об-муровки не должна превышать 55 °C при температуре окружающего воздуха 25 °C.

2.4. работа котельной установки в режиме пониженного давления

Работа котельной установки в режиме пониженного давления ха-рактеризуется следующим:

а) уменьшение давления пара в барабане котла приводит к сниже-нию степени сухости пара, особенно существенно при рк Ј 0,5рн. Кро-ме того, увеличение влажности пара может приводить к гидравличе-ским ударам в сетях и паропотребляющем оборудовании, увеличению времени технологических процессов, а в некоторых процессах и к бра-ку продукции;

б) снижение давления пара и уменьшение температуры насыщения увеличивает температурный напор и приводит к более глубокому ох-лаждению продуктов сгорания, что несколько повышает КПД котла.

Page 33: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

31

2.5.Температурапитательнойводы

2.5. температура питательной воды

Она оказывает существенное влияние на экономичность работы котлоагрегатов. Для котлов с рн = 14 кгс/см 2 увеличение температу-ры воды на входе в барабан котла tв.б на каждые 10 °C дает экономию газа на 1,7–2,2 % при условии сохранения постоянного значения КПД за счет дополнительных мероприятий. Расход природного газа на вы-работку пара может быть рассчитан из уравнения прямого баланса кот-лоагрегата [4, 5]

BQ D h hнр

п.вh= ўў -( ), (2.4)

где D — паропроизводительность котельной; h″ и hп.в — энтальпии на-сыщенного пара и питательной воды.

При температуре питательной воды 105–110 °С, КПД, равном 90 %, и энтальпии насыщенного пара при давлении 14 кгс/см 2, равной 2788 кДж/кг, расход природного газа на выработку одной тонны пара составит ∆В/D @ 70 м 3/т. Повышение температуры питательной воды (при условии сохранения постоянных значений давления пара, про-изводительности и КПД) можно оценить из уравнения прямого ба-ланса котла (2.4)

D DBD

hQ

= - п.в . (2.5)

Увеличение температуры питательной воды на 10 °С приводит к умень-шению удельного расхода газа на DB D/ , / , , ,= Ч Ч Ч( ) =41 9 10 36 5 0 9 10 1 53 3 м /т3

DB D/ , / , , ,= Ч Ч Ч( ) =41 9 10 36 5 0 9 10 1 53 3 м /т3 , или на (1,5/70)100 % ≈ 2 %.Но увеличение температуры питательной воды приводит к увеличе-

нию температуры уходящих газов, особенно когда экономайзер явля-ется последней по ходу газов поверхностью, что приводит к снижению КПД. Потому положительный эффект от повышения температуры питательной воды может быть достигнут только при одновременном проведении мероприятий по снижению температуры уходящих газов. Так, например, увеличение температуры питательной воды и установ-ка теплофикационного экономайзера за паровым котлом дает суммар-ный положительный эффект.

Page 34: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

32

2.Энергосбережениевкотельныхитепловыхсетях

2.6. возврат конденсата в котельную

В практике эксплуатации паровых систем теплоснабжения недо-статочное внимание уделяется сбору и возврату конденсата в котель-ную, а это приводит к значительному перерасходу топлива. Перерас-ход газа (DВ, м 3/ч) в котельной только за счет замещения физической теплоты невозвращенного от потребителя конденсата может быть рас-считан по формуле [4, 5]

DВD

h h

Q=

-( ) -( )1 jhк c.в

нр , (2.6)

где D — паропроизводительность котельной, т/ч; j — доля возврата конденсата, доли единицы; D (1–j) — количество конденсата, невоз-вращенное в котельную, в том числе и от расхода пара на собственные нужды, т/ч; hк и hс.в — действительная энтальпия конденсата в котель-ной и энтальпия сырой (исходной) воды, кДж/кг. При полном невоз-врате конденсата φ = 0 удельный перерасход топлива составит

DBD

h h

Q=

Ч ў -( )=

Ч -( ) ЧЧ Ч

@j

hк c.в

нр

3 м /т4 19 90 10 10

36 5 10 0 910

3

3

,

, ,, (2.7)

что составляет 10/70·100 ≈ 15 % от расхода топлива на выработку пара.

2.7. использование тепловой энергии непрерывной продувки котлов

При избыточном давлении пара Р = 1,6–1,3 МПа, наиболее рас-пространенном в отопительно-производственных котельных, каждый процент продувки, если ее тепловая энергия не используется, увели-чивает расход топлива примерно на

DBD

h h

Q=

ў -( )=

- ЧЧ

=с.в

нр

3 м /тh

0 01840 4 19 10

36 5 0 90 24,

,, ,

, , (2.8)

что составляет 0,24/70·100 = 0,34 % от расхода топлива на выработку пара [4, 5].

При максимальной допустимой расчетной продувке 10 %, установ-ленной нормами для котлов с давлением до 1,4 МПа, и без использо-

Page 35: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

33

2.7.Использованиетепловойэнергиинепрерывнойпродувкикотлов

вания тепловой энергии продувочной воды потери топлива могут пре-высить 3,5 % общего расхода топлива.

0,12 МПа D 1

2

3

4 hў

β chўў

(1-β) chў

hc.в

hохл Сброс

в канализацию

Рис. 2.1. Схема установки сепаратора и охладителя непрерывной продувки:1 — барабан котла; 2 — сепаратор непрерывной продувки; 3 — теплообменник-охладитель

сепарированной воды; 4 — деаэратор [4, 5]

Для использования тепловой энергии непрерывной продувки уста-навливают сепаратор и теплообменник (рис. 2.1). Экономия топлива на каждую тонну выработанного пара при использовании тепловой энергии продувочной воды с установкой сепаратора и теплообмен-ника составит:

DВD

Рh h h h

Q=

ўў-( ) + -( ) ў -( )йл щыb b

hс с.в с с.в

нр

1, (2.9)

где Р — процент продувки; ўўhс — удельная энтальпия сепарированно-го пара, кДж/кг; ўhс — удельная энтальпия сепарированной воды, кДж/кг; β — доля сепарированного пара, которая рассчитывается по выражению b =

ў - ўўў - ў

h hh h

с

с с

, (2.10)

где h′ — энтальпия продувочной воды. При давлении в котле 1,4 МПа и давлении в сепараторе, близком к атмосферному, доля сепарирован-

Page 36: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

34

2.Энергосбережениевкотельныхитепловыхсетях

ного пара составляет ~ 0,17–0,2. C увеличением давления в барабане котла доля пара вторичного вскипания увеличивается.

Степень использования тепла продувочной воды может быть оха-рактеризована коэффициентом использования φ. При установке се-паратора и теплообменника φ определяется по формуле

jb b

=ўў-( ) + -( ) ў -( )

ў -h h h h

h hс с.в c c.в

с.в

1. (2.11)

Если установлен только сепаратор, при расчете по этой формуле принимают h hc.в с= ў, т. е. второй член в числителе равен нулю.

DВD

Рh h h h

Q=

ўў-( ) + -( ) ў -( )йл щы =

= ЧЧ -

b b

,, ,

с.в с с.в

нр

1

0 10 2 2675 5 4440 0 8 440 60

36 5 0 92 3

( ) + Ч -( )Ч

=,

, ,, м /т,3

что составляет 2,3/70·100 = 3,3 % от расхода топлива на выработку пара.

2.8. режимы работы котельного оборудования

Большие легкодоступные практически не требующие затрат резервы экономии газа и электроэнергии заключены в оптимальном распреде-лении нагрузок между котлами, работающими на общего потребителя.

С уменьшением нагрузки ниже номинальной (см. рис. 2.2) умень-шается температура уходящих газов, а значит, падают потери тепло-ты с уходящими газами. При малых нагрузках уменьшаются скорости истечения газа и воздуха, ухудшается их смешение и могут возникнуть потери с химической неполнотой сгорания. Абсолютные потери те-плоты через обмуровку остаются практически неизменными, а отно-сительные (отнесенные на единицу расхода топлива) естественно воз-растают. Это приводит к тому, что при пониженных нагрузках имеется максимальное значение КПД (см. рис. 2.3). Значение нагрузки котла, при которой КПД достигает максимума, зависит от множества фак-торов, основными из которых являются вид топлива, тип котла и его номинальная мощность.

Page 37: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

35

2.9.Переводпаровыхкотловнаводогрейныйрежим

0

2

4

6

8

30 50 70 90Потери теплоты

, %

Нагрузка, %

1

2 3

N

q5

Рис. 2.2. Изменение потерь с уменьшением нагрузки котла:1 — потери теплоты с уходящими газами; 2 — потери теплоты с химической неполнотой

сгорания; 3 — потери теплоты через ограждения

89,8

90,2

90,6

91

30 50 70 90

КПД

, %

Нагрузка, %

N

η

Рис. 2.3. Изменение КПД при уменьшении нагрузки котла

Если в котельной имеются одинаковые котлы, то для выработки од-ного и того же количества пара (тепловой энергии) суммарная нагруз-ка должна распределяться поровну.

2.9. перевод паровых котлов на водогрейный режим

Перевод паровых котлов на водогрейный режим имеет как недо-статки, так и преимущества.

При переводе всех котлов паровой котельной на водогрейный ре-жим необходима установка вакуумного деаэратора вместо атмосфер-

Page 38: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

36

2.Энергосбережениевкотельныхитепловыхсетях

ного, надежность работы которого в условиях разбалансировки тепло-вой сети крайне низка. При низкой температуре обратной сетевой воды и отсутствующих насосах рециркуляции, как правило, не удается по-догреть воду перед вакуумным деаэратором до требуемой температуры.

При переводе котла на водогрейный режим уменьшается темпера-тура воды на вводе в котел со 105 до 70 °С, а также увеличивается тем-пературный напор, поскольку средняя температура теплоносителя снижается от температуры насыщения при давлении в котле (~194 °С) до средней температуры воды в водогрейном котле (~100 °С). Обе эти причины приводят к снижению температуры уходящих газов и, как следствие, к некоторому повышению КПД котла.

2.10. оптимизация работы насосного и тягодутьевого оборудования

В целях обеспечения надежности, как правило, тягодутьевое обо-рудование устанавливается с большим запасом мощности. Это приво-дит к тому, что дымососы и вентиляторы работают далеко от области максимальных значений КПД. Достаточно простым и малозатратным мероприятием является замена существующего двигателя на электро-двигатель с меньшим числом оборотов.

Наибольшие затраты электроэнергии в котельных приходятся на привод сетевых насосов. При этом следует выделить следующие особенности: должна быть тщательно проанализирована гидравли-ка сети, в которой не должно быть участков, где скорость воды мно-го больше 1 м/с; при качественном регулировании тепловой нагрузки сеть должна быть шайбирована, чтобы исключить перераспределе-ние нагрузок между потребителями; характеристики насосов долж-ны быть согласованы с характеристикой тепловой сети. И, наконец, должна быть предусмотрена возможность работы с пониженным рас-ходом воды в летний период, для чего обычно устанавливают допол-нительные насосы.

Мощность электродвигателя для насоса (вентилятора, дымососа) пропорциональна произведению напора Н на объемный расход Q

N H Q= Ч Чh.

Page 39: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

37

2.10.Оптимизацияработынасосногоитягодутьевогооборудования

При этом следует помнить, что напор пропорционален квадрату числа оборотов, а расход пропорционален числу оборотов в первой степени, т. е. мощность пропорциональна числу оборотов в третьей степени.

Значение КПД насоса можно взять из технического паспорта или ка-талога. При отсутствии данных можно принять для поршневых насосов ηн = 0,7–0,98; для центробежных с давлением выше 39 кПа 0,6–0,75, при более низком давлении — 0,3–0,6 [7].

Производительность насосов чаще всего регулируется путем дрос-селирования. На рис. 2.4 [7] показано, как зависят характеристики ра-боты насосной установки при дроссельном регулировании. Насос под-бирается таким образом, чтобы при заданном максимальном расходе Q был обеспечен минимальный заданный напор. Этот режим обеспе-чивается при пересечении характеристики насоса с характеристикой сети. При закрытии дросселя сопротивление сети увеличится и харак-теристика сети пойдет круче. Точка пересечения будет находиться ле-вее, т. е. соответствовать меньшему Q′ расходу и большему напору H′. С помощью дросселя в трубопроводную сеть как бы вводится допол-нительное гидравлическое сопротивление и расход Q снижается.

Регулирование с помощью дросселя является самым нерациональ-ным, однако, благодаря своей простоте, оно широко применяется в си-стемах водоснабжения.

Рис. 2.4. Регулирование производительности центробежных насосов путем дросселирования n = const

Page 40: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

38

2.Энергосбережениевкотельныхитепловыхсетях

Другим способом регулирования скорости вращения насоса явля-ется использование гидромуфт, вариаторов скорости или редукторов, устанавливаемых между насосом и электродвигателем. Одним из са-мых экономичных способов регулирования производительности насо-сов является регулирование частоты напряжения питания асинхрон-ного или синхронного двигателя (рис. 2.5).

Рис. 2.5. Регулирование производительности насоса способом изменения скорости вращения рабочего колеса

Если расход Q существенно и часто меняется, то становится целе-сообразным применение частотного регулирования. Принцип регу-лирования показан на рис. 2.5 [7]. С уменьшением частоты враще-ния рабочего колеса насоса напор и расход уменьшаются. В отличие от дроссельного регулирования данный способ позволяет регулировать производительность насоса как в сторону уменьшения, так и в сторо-ну увеличения.

2.11. тепловые потери трубопроводов

Качество изоляции трубопроводов, особенно в небольших насе-ленных пунктах, не соответствует нормам. Достаточно часто встреча-ются протяженные участки плохо изолированных либо совсем неизо-лированных трубопроводов. Удельные (с единицы погонного метра) теплопотери от неизолированных труб, ql, обусловленные конвекци-ей и излучением, составят, Вт/м:

q d t tl = +( ) -( )p a aл к т в , (2.12)

Page 41: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

39

2.11.Тепловыепотеритрубопроводов

где aл и aк — коэффициенты теплоотдачи за счет излучения и конвек-ции; tт и tв — температуры теплоносителя и наружного воздуха; d — наружный диаметр трубы. Коэффициент теплоотдачи за счет излуче-ния принимается в соответствии со СНИП равным 5 Вт/(м 2·К). Точно рассчитать коэффициент теплоотдачи конвекцией достаточно слож-но, поскольку его величина существенно зависит от погодных усло-вий. При отсутствии ветра коэффициент теплоотдачи aк может быть рассчитан по формулам для естественной конвекции [8], Вт/(м 2·К):

al

к Gr= ( )d

0 50 25

, Pr, , (2.13)

где Gr = gβ· (tт — tв)d 3/v 2 — число Грасгофа; коэффициент объемно-го расширения для идеальных газов рассчитывается как β = 1/Tв (при температуре воздуха); g — ускорение свободного падения, Pr = v/a — число Прандтля, коэффициент кинематической вязкости и коэффи-циент теплопроводности рассчитывают при температуре, средней меж-ду температурой поверхности и воздуха.

При наличии заметного ветра следует пользоваться выражениями для вынужденной конвекции [5, 8]

Nu при

Nu

= < < Ч

=

0 025 10 2 10

0 023

0 6 0 38 0 25 3 5, Re Pr (Pr/ Pr ) Re ,

, R

, , ,c

ee Pr (Pr/ Pr ) Re ., , ,0 8 0 37 0 25 5 63 10 2 10c при Ч < < Ч (2.14)

На рис. 2.6 приведены данные расчета удельных тепловых потерь (при естественной конвекции) неизолированных стальных труб при температурах теплоносителя 130 и 90 °C и средней температуре воздуха за отопительный период (–6,8 °C). При диаметре трубы в 300 мм и тем-пературе теплоносителя 130 °С с 1 км трубопровода теряется 1,5 МВт тепловой мощности.

0,0

0,5

1,0

1,5

0 200 400Удельные теплопотери,

кВт/м

Диаметр трубы, мм

1

2

d

ql

Рис. 2.6. Удельные тепловые потери от неизолированного трубопровода:1 — температура теплоносителя 130 °С; 2 — температура теплоносителя 95 °С

Page 42: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

40

2.Энергосбережениевкотельныхитепловыхсетях

2.12. система инфракрасного обогрева производственных помещений

Инфракрасные системы обогрева (ИКО) имеют ряд преимуществ по сравнению с традиционными системами [7]:· высокая надежность теплоснабжения: отсутствие водяного цик-

ла исключает размораживание;· высокая скорость нагрева: прогрев рабочих мест осуществляется

в течение нескольких минут после включения, что дает возмож-ность снижения температуры, а значит, и расхода газа в ночное время, в выходные и праздничные дни;

· меньшая температура воздуха в помещении: комфортные усло-вия работы наблюдаются при температурах внутреннего возду-ха, меньших на 5–10 °C, чем при использовании конвективных систем;

· локальный обогрев: излучатели могут осуществлять зонный обо-грев отдельных рабочих мест.

В соответствии с имеющимся опытом желаемая температура в по-мещении может быть выражена как

t t tж в л= + ,

где tв — температура воздуха в помещении, °C; tл — лучистая темпера-тура, получаемая поверхностями за счет излучения от рабочих поверх-ностей инфракрасных излучателей.

Воздух в помещении не нагревается за счет инфракрасного излуче-ния и может быть ниже желаемой температуры. Следовательно, воз-можно снижение температуры воздуха tв при одновременном увели-чении лучистой температуры tл.

Выражение для желаемой температуры также может быть записа-но как t t Iж в= + 0 072, ,

где I — плотность лучистого потока, Вт/м 2. Плотность потока излуче-ния на постоянных рабочих местах ограничена величиной 150 Вт/м 2. При максимально допустимом лучистом потоке температура воздуха в рабочей зоне может быть снижена до t t Iв ж= - = - Ч =0 72 18 0 72 150 7, , .

Page 43: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

41

2.12.Системаинфракрасногообогревапроизводственныхпомещений

Особенно эффективны системы ИКО в промышленных зданиях с высокими пролетами, в которых при обычных конвективных систе-мах теплый воздух поднимается под потолок, оставляя нижнюю часть помещения, где как раз работают люди, относительно холодной. Раз-ница в температурах между воздухом у пола и потолка может дости-гать 20 °C.

Оценим возможную экономию тепла при использовании систе-мы ИКО. При стандартном конвективном способе отопления произ-водственных помещений с высокими пролетами перепад температу-ры воздуха по высоте может достигать Dt = 10–15 °C. При известном коэффициенте тепловых потерь здания k плотность теплового пото-ка потерь при конвективном отоплении приближенно выражается как

q k t t kt t

t= -( ) = +-ж

из

цшчн

жн

22D , (2.15)

где t — средняя температура воздуха в помещении, °C; tн — темпера-тура наружного воздуха, °C.

При лучистом отоплении перепад температуры воздуха по высоте здания отсутствует или может быть даже отрицательным (вверху тем-пература воздуха ниже, чем у пола). В этом случае потери тепла при использовании системы ИКО и сохранении той же самой желаемой температуры на рабочем месте выражаются как

q k t t k t t tл в н ж л н= -( ) = - -( ). (2.16)

Тогда перевод отопления с конвективного на ИКО при средней тем-пературе наружного воздуха за отопительный сезон tн = –6,6 °C дает снижение теплопотерь здания в два и более раз:

qq

k t t

k t t tл н

ж н

Ч =-( )

+ -( )Ч =

- -+ - -

Ч1002

1007 6 6

18 15 2 6 6%

/%

( , )/ ( , )D

1100 42% %.=

Дальнейшее снижение потребления теплоты возможно за счет уменьшения температуры на рабочих местах в ночное время, выход-ные дни, а также путем применения локального обогрева. Все эти ре-жимы легко реализуются с помощью ИКО.

По способам сжигания природного газа и температуре рабочих по-верхностей можно выделить 3 группы ИК-излучателей [4, 5]:

а) светлые ИК-излучатели — температура рабочих поверхностей 800–1000 °C;

Page 44: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

42

2.Энергосбережениевкотельныхитепловыхсетях

б) «темные» ИК-излучатели — 00–650 °C;в) «черные» ИК-излучатели — 200–300 °C.Светлые системы ИКО. Все светлые ИК-излучатели основаны

на принципе поверхностного горения.Основным элементом излучателя является панель из пористой пер-

форированной керамики (рис. 2.7). На внутреннюю сторону панели подается смесь газа и воздуха, которая затем проходит через отверстия малого диаметра в керамической панели, при этом смесь нагревается и воспламеняется вблизи поверхности. Образующееся в выходных ча-стях отверстий пламя нагревает излучающую керамическую поверх-ность до температуры 800–1000 °C.

Рис. 2.7. Схема работы светлого ИК-излучателя:1 — смесь газа и воздуха; 2 — пористая перфорированная панель;

3 — излучающая поверхность; 4 — стабилизирующий экран

Из-за высокой температуры поверхности эти излучатели должны монтироваться на достаточном расстоянии от рабочих мест и пола. Лучистый КПД в лучших моделях может достигать 60 %. Кроме того, продукты сгорания выбрасываются в атмосферу цеха, отдавая тепло-ту зданию. Поэтому суммарный КПД таких систем близок к 100 %. Для поступления воздуха на горение и удаления продуктов сгорания необходимо обеспечить приточно-вытяжную вентиляцию объемом 23,3 м 3/ч на 1 кВт установленной мощности ИК-излучателей. Как пра-вило, имеющейся естественной вентиляции достаточно для этих целей.

Кроме указанных выше преимуществ, светлые излучатели ком-пактны, легко устанавливаются на колоннах и фермах, не занимая полезное пространство цехов, не требуют специальных вытяжных и воздухоподводящих труб, вентиляторов, потребляют минимум элек-

Page 45: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

43

2.12.Системаинфракрасногообогревапроизводственныхпомещений

троэнергии. Таким образом, светлые ИК-излучатели идеальны для обогрева цехов с высокими пролетами. Ограничения по применению могут быть связаны с чрезмерной запыленностью и пожароопасно-стью производства.

«Темные» ИК-излучатели. «Темные» ИК-излучатели имеют темпе-ратуру рабочей поверхности 400–650 °C. Типичная конструкция пред-ставлена на рис. 2.8.

Рис. 2.8. Схема работы «темного» и «черного» ИК-излучателей:1 — подача газа; 2 — вентилятор; 3 — воздуховод; 4 — воздушный поток; 5 — изоляция;

6 — рефлектор; 7 — вывод продуктов сгорания; 8 — рабочие места в цехе

Система содержит горелку, соединенную трубой диаметром 80–100 мм с вытяжным вентилятором. Поток продуктов сгорания поступает в трубу, доводя температуру ее наружной поверхности до 400–650 °C. Отражатель, расположенный над излучающей трубой, направляет поток тепла в отапливаемую зону.

Если в системе ИКО со светлыми излучателями продукты сгора-ния выбрасываются в атмосферу цеха, дополнительно отдавая тепло-ту, то в системах с «темными» излучателями продукты сгорания, как правило, должны выводиться наружу из-за повышенного содержания оксидов азота. При этом суммарный КПД «темных» систем не пре-восходит 70 %.

«Черные» ИК-излучатели. «Черные» ИК-излучатели имеют темпе-ратуру рабочих поверхностей 200–300 °C. Они представляют собой воздуховоды диаметром 300–400 мм, устанавливаемые над рабочими местами в цехах. Внутри воздуховодов рециркулирует горячий воздух

Page 46: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

44

2.Энергосбережениевкотельныхитепловыхсетях

с температурой 200–400 °C, нагревая стенки воздуховода. Сверху воз-духоводов устанавливается тепловая изоляция и рефлектор. Воздух для горения подается дополнительным вентилятором. Нагрев рециркуля-ционного воздуха осуществляется за счет смешения продуктов сгора-ния с нагреваемой средой.

Часть рециркулирующего воздуха выбрасывается за пределы поме-щения. Поскольку температура воздуха на выходе из системы, как пра-вило, не превышает 200 °C, то суммарный КПД системы близок к 85 %.

Такие системы можно использовать не только в промышленных зда-ниях, но и в аэропортах, вокзалах, стадионах. Препятствием по при-менению таких систем может быть только отсутствие свободного про-странства в цехе или вторжение в зону действия имеющихся кранов.

задачи к главе 2

задача 2.1Рассчитать потери тепловой мощности от участка неизолированного

трубопровода длиной 1,5 км с температурой теплоносителя t = 130 °С, при температуре окружающего воздуха tн = –20 °С. Диаметр трубопро-вода d = 219 мм теплопроводность воздуха и вязкость воздуха принять равными λ = 0,0283 Вт/(м·К) и ν = 19·10–6 м 2/с; Pr = 0,71. При тарифе на тепловую энергию Pq = 2000 руб./Гкал без НДС рассчитать эконо-мический ущерб в рублях от потерь тепловой энергии за отопитель-ный сезон (n = 5000 часов в год).

Коэффициент теплоотдачи за счет излучения принимается в соот-ветствии со СНиП «Тепловые сети» равным 5 Вт/(м 2·К). Число Грас-гофа при коэффициенте объемного расширения, равном β = 1/Tв,

Gr т в=Ч Ч -( )

=Ч - -( ) Ч

- Ч Ч -

g t t dbn

3

2

3

2

9 81 130 20 0 219

273 20 19 10

, ( ) ,

( ) 11281 69 10= Ч, .

Коэффициент теплоотдачи естественной конвекцией может быть рассчитан как

al

к Gr= Ч Ч Ч( ) = Ч Ч Ч Ч( ) =d

0 50 02830 219

0 5 1 69 10 0 710 25 8 0 25

, Pr,,

, , ,, ,

11 69 108, Ч Вт/(м 2·К).

Удельные (с единицы погонного метра) потери тепловой мощно-сти от неизолированной трубы:

Page 47: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

45

Задачикглаве2

q d t tl = +( ) -( ) = Ч Ч +( ) Ч +( ) =p a aл к т в 3 14 0 219 5 6 76 130 20 1 21, , , , кВт/м.

Потери тепловой мощности с участка трубопровода длиной 1,5 км составят: Q q Ll= Ч = Ч =1 21 1500 1000 1 82, / , МВт.

За год экономический ущерб от потерь тепловой энергии составит Э = Ч Ч = Ч Ч =Q n Pq 1 82 1 163 5000 2000 15649183 15, / , , рублей.

задача 2.2Из котла ДЕ-25, вырабатывающего насыщенный пар с давлением

14 атм, осуществляют непрерывную продувку. Процент продувки ра-вен P = 9 %. Определить экономию топлива, которую можно получить за счет пара вторичного вскипания и охлаждения конденсата до тем-пературы tк = 42 °C, если абсолютное давление в расширителе непре-рывной продувки составляет 0,12 МПа. В котле ДЕ сжигают газ север-ных месторождений, КПД котла 92 %.

Энтальпия кипящей воды в барабане котла h′ = 830 кДж/кг, эн-тальпия пара и конденсата при давлении 0,12 МПа соответственно составляет ўў =hc 2683 кДж/кг и ў =hc 439 кДж/кг.

Доля пара вторичного вскипания составит

xh hh h

c

c c

=ў - ўўў- ў

=--

=830 4392683 439

0 174, .

Экономия топлива при использовании тепловой энергии продувоч-ной воды с установкой сепаратора и теплообменника составит:

DВ DР h h h h

Q= Ч Ч

ўў -( ) + -( ) ў -( )йл щы =

= Ч

100

2 53 6

910

b b

,,

с.в с с.в

нр

1

00

0 174 2683 4 19 10 1 0 174 439 4 19 10

35600 0 92Ч

Ч - Ч( ) + -( ) Ч - Ч( )Ч

=, , , ,

,00 055, м /c.3

задача 2.3Котел имеет тепловую мощность 10 МВт. В котле сжигают газ се-

верных месторождений (Qнр = 35600 кДж/м 3; V 0 = 9,44 м 3/м 3;

Vг0 = 10,6 м 3/м 3). Температура уходящих газов составляет 170 °C, ко-

Page 48: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

46

2.Энергосбережениевкотельныхитепловыхсетях

эффициент избытка воздуха 1,3. Определить диаметр дымовой трубы, если реальная скорость в ней составляет 11 м/с. Рассчитать, на сколь-ко снизится температура продуктов сгорания за счет охлаждения га-зов в дымовой трубе, если ее высота составляет 20 м, коэффициент те-плопередачи k = 10 Вт/(м 2·К), а температура наружного воздуха –20 °C. Будет ли происходить конденсация водяных паров на внутренней по-верхности трубы, если температура точки росы 54 °C, а коэффициен-ты теплоотдачи с внутренней и наружной поверхности трубы равны α1 = α2 = 20 Вт/(м 2·К)?

Объем продуктов сгорания природного газа

V V Vг г0 3 3м /м= + -( ) Ч = + -( ) =a 1 10 6 1 3 1 13 40 , , , .

Потери теплоты с уходящими газами составят

q

с V V t с V t

Q2

0 0 01100

1 4 13 4 170 1

=+ -( )йл щы - Ч Ч Ч

=

=Ч Ч -

г г ух в ух

нр

a a%

, , ,, , ,, %.

3 1 3 9 44 3035600

8 8Ч Ч Ч

=

Таким образом, КПД котла может быть принят равным (с учетом потерь теплоты через изоляцию) 90 %. Тогда расход топлива на ко-тел определится как B N Q= Ч( ) = Ч( ) =н

р 3м /сh 10 35 6 0 9 0 312, , , , а рас-ход продуктов сгорания

G B V= Ч = Ч =г3м /с0 312 13 4 4 18, , , .

Диаметр дымовой трубы будет равен

dG t

w=

Ч Ч +( )Ч Ч

=Ч Ч +( )

Ч Ч=

4 273273

4 4 18 170 2733 14 11 273

0 89p

,,

, .м

Принимаем ближайший стандартный размер.Температура газов на выходе из трубы может быть рассчитана из ра-

венства G c t t kF tг г г гЧ Ч ўў - ў( ) = D .

Температурный напор в первом приближении (из-за незначитель-ного охлаждения газов) рассчитывается как Dt t t= ў - -г в 10.

Тогда температура газов на выходе из трубы определится из выра-жения

Page 49: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

47

Задачикглаве2

ўў = ў -Ч ЧЧ

= -Ч Ч Ч Ч + -( )

Чt t

k F tG cг г

г г

D170

10 3 14 0 89 20 170 20 104 18 1

, ,, ,,4

153= °С.

Для определения возможной конденсации водяных паров из про-дуктов сгорания необходимо рассчитать температуру стенки трубы. Для этого запишем равенство тепловых потоков с учетом теплопере-дачи и теплоотдачи k t t t tЧ ўў -( ) = Ч ўў -( )г н г стa .

Тогда температура стенки может быть рассчитана как

t tk

t tст г г н С= ўў - Ч ўў -( ) = - Ч +( ) = °a

1531020

153 20 66 5, .

задача 2.4Определите часовую экономию условного топлива при уменьше-

нии температуры уходящих газов от 190 до 130 °C для котла, работаю-щего на природном газе при следующих условиях: тепловая мощность котла 50 МВт, КПД котла брутто hк.бр = 79 %, объем дымовых газов Vух = 11,2 м 3, удельная теплоемкость дымовых газов Сух = 1,34 кДж/кг·К. Определить величину экономического эффекта в рублях в час при цене газа 4000 руб./1000 м 3 без НДС.

РешениеУвеличение КПД за счет снижения температуры уходящих газов

может быть рассчитано как

h h h1 0 2 0 0 791 34 11 2 60

4 19 70000 8= + = +

Ч Ч= +

Ч ЧЧ

=DD

qc V t

Qух ух ух

у

,, ,

,, 22.

Уменьшение расхода условного топлива за счет повышения КПД составит

DBNQу

у

= Ч -ж

из

ц

шч =

ЧЧ

Ч -ж

из

ц

шч Ч

1 1 50 104 19 7000

10 79

10 82

360 1

3

h h , , ,000 284= кг/ч.

Уменьшение расхода природного газа

D DB BQ

Q= Ч = Ч =у

у

нр

3м /ч28470008500

234 .

Величина экономического эффекта:

Э = Ч = Ч =DB Pf/ /1000 234 1000 4000 936 руб./ч без НДС.

Page 50: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

48

3. Утилизация теплоты низкотемпературных дымовых газов

3.1. влажный воздух, влажные продукты сгорания

М асса паров в 1 м 3 влажного воздуха, численно равная плот-ности пара rп при парциальном давлении Pп, называется аб-солютной влажностью. Отношение действительной абсо-

лютной влажности воздуха rп к максимально возможной абсолютной влажности rн при той же температуре называют относительной влаж-ностью и обозначают j = rп/rн = Pп/Pн. Здесь Pп — парциальное дав-ление водяного пара во влажном воздухе, Pн — максимально возмож-ное парциальное давление водяного пара при данной температуре.

Отношение массы водяного пара mп, содержащегося во влажном воздухе, к массе сухого воздуха mв называется влагосодержанием [6] и измеряется в килограммах на килограмм сухих газов:

dmm

rr

РР Р

РР Р

= = =-

=-

п

в

п п

в в

п

п

н

н

mm

jj

1829

0 622, . (3.1)

Максимальное влагосодержание, кг/кг, достигается при полном на-сыщении воздуха водяными парами (φ = 1).

dP

P Pmax ,=-

0 622 н

н

. (3.2)

Теплоемкость влажного воздуха, кДж/(кг·К), рассчитывают как сум-му теплоемкости 1 кг сухого воздуха и d кг пара:

с с d с= + Чв п. (3.3)

В диапазоне от 0 до 100 °C св = 1,0048 кДж/(кг·К); теплоемкость во-дяных паров сп = 1,96 кДж/(кг·К).

Энтальпия влажного воздуха определяется как энтальпия газовой смеси, состоящей из 1 кг сухого воздуха и d кг пара:

Page 51: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

49

3.1.Влажныйвоздух,влажныепродуктысгорания

h h d h= + Чв п. (3.4)

Энтальпия сухого воздуха hв = 1,0048t, энтальпия пара, содержа-щегося во влажном воздухе, достаточно точно может быть вычисле-на по формуле hп = 2400 + спt, в которой теплота испарения воды (при температуре около 40 °C) принята равной 2400 кДж/кг, а теплоемкость пара 1,96 кДж/(кг·К).

Тогда энтальпия влажного воздуха (газа) может быть рассчитана как

h t d t= + +[ ]1 0048 2500 1 96, , . (3.5)

По данным формулам построена I — d — диаграмма [6] влажного воздуха (см. рис. 3.1).

Для процессов, связанных с глубоким охлаждением продуктов сгора-ния, могут быть использованы приведенные выше формулы (и I — d — диаграмма), полученные для воздуха. Отличие заключается в несколь-ко различной молярной массе воздуха и продуктов сгорания.

Для продуктов сгорания среднего состава, сжигаемых с коэффи-циентом избытка воздуха a = 1,3 (PH2O = 0,11; PCO2 = 0,13; PN2 = 0,76), плотность и теплоемкость при 0 °C составляют соответственно ρ = 1,33 кг/м 3, с = 1,068 кДж/(кг·К); для воздуха соответствующие значения равны ρ = 1,29 кг/м 3, c = 1,009 кДж/(кг·К).

Следует помнить, что h — d — диаграмма построена для опреде-ленного барометрического давления, равного 745 мм рт. ст. Поэтому расчеты с использованием h — d — диаграммы носят приблизитель-ный характер. При необходимости проведения точных расчетов сле-дует пользоваться формулами (3.1)–(3.5) с учетом отличия плотности продуктов сгорания от плотности воздуха. Основными процессами при теплообмене являются процессы d = const и h = const.

При сухом охлаждении воздуха или продуктов сгорания достигается температура, при которой относительная влажность достигает 100 %. Температура, соответствующая состоянию насыщения водяных па-ров, называется температурой точки росы. Она определяется из сле-дующих соображений. При достижении температуры точки росы пар становится насыщенным. По известному влагосодержанию, которое рассчитывается по известному составу газов, рассчитывают давление насыщения, равное: Р

d Pdн = +

max

max,0 622. (3.6)

Page 52: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

50

3.Утилизациятеплотынизкотемпературныхдымовыхгазов

Рис. 3.1. h — d — диаграмма влажного воздуха [6]

Энт

альп

ия h

, кД

ж н

а 1 к

г сух

ого

возд

уха

Влагосодержание d на 1 кг сухого воздуха

Page 53: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

51

3.1.Влажныйвоздух,влажныепродуктысгорания

По таблицам воды и насыщенного водяного пара [13] определяют температуру, равную температуре насыщения. Количество теплоты, которое выделилось при охлаждении газов от начального состояния 1 до состояния, соответствующего температуре точки росы, рассчиты-вается как разница энтальпий газа в соответствующих состояниях: Q h h c t t c d t t t t c c dр= - = -( ) + -( ) = -( ) + Ч( )1 1 1 1в р п р р в п . (3.7)

При конденсации водяных паров из продуктов сгорания выделяет-ся скрытая теплота парообразования. При сжигании 1 м 3 природного газа при полной конденсации водяных паров (см. раздел 1.1, форму-ла (1.1)) дополнительно выделяется Q r Vw » Ч Ч » Ч Ч »rН О Н О2 2

0 2500 0 8 2 4, МДж/м 3.

Количество влаги, которое может выделиться при полной конден-сации водяных паров, при сжигании 1 м 3 топлива составит:

W V= Ч = Ч »rН О Н О2 2

0 0 8 2 1 6, , кг/м 3. (3.8)

Второй важной температурой, при известном начальном состоянии продуктов сгорания, является температура мокрого термометра, которая характеризует процессы испарения влаги. При испарении воды в поток газов вода, имеющая температуру более 0 °C, будет вносить некоторое ко-личество теплоты и адиабатность процесса испарения влаги нарушится.

Количество теплоты, которое необходимо для испарения бесконеч-но малого количества влаги, имеющей температуру мокрого термоме-тра, и ее перегрев до температуры t можно рассчитать как [9] dQ r c t t d d= + Ч -( )йл щы Ч ( )п м . (3.9)

Данное количество теплоты, отбираемое от газов, приводит к сни-жению температуры газов на dt

dQ c с d dt= - +( )сг п . (3.10)

Приравнивая выражения (3.9) и (3.10) r c t t d d c с d dt+ Ч -( )йл щы Ч ( ) = - +п м сг п( )

и интегрируя в пределах от d до dм и от t до tм

dt

r c t t

d d

c с dt

t

d

d

+ Ч -( )йл щы= -

( )+т т

п м сг п

м м

( ), (3.11)

Page 54: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

52

3.Утилизациятеплотынизкотемпературныхдымовыхгазов

после очевидных преобразований

1 1c

rr c t t c

c с dc с dп п м п

сг п м

сг п

ln ln+ Ч -( )

ж

изз

ц

шчч = -

++

ж

из

ц

шч;

rr c t t

c с dc с d

п+ Ч -( )

=++м

п

сг п м

сг ;

r c t tc с dc с d

r+ Ч -( ) = ++

Чп мсг п м

сг п

получим выражение для расчета температуры мокрого термометра

t tr d d

с dсмм

сг п

= -Ч -( )+

. (3.12)

3.2. контактные теплообменники для глубокого охлаждения продуктов сгорания

Проблему эффективного использования теплоты отходящих газов энергетических котлов и промышленных печей можно решить путем установки за ними контактных теплообменников с активной насад-кой — КТАНов [10].

Для котлов ДЕ-25-ГМ разработаны контактные экономайзеры (см. рис. 3.2) с керамической насадкой (агрегат АЭ-0,6). Газы из кот-ла поступают в контактный экономайзер в количестве 70 % от обще-го объема, а 30 % газов подаются мимо экономайзера. В контактном теплообменнике подогревают либо подпиточную воду, либо воду для систем горячего водоснабжения.

Достоинства контактного теплообменника:1. Используется скрытая теплота конденсации водяных паров, при

этом КПД котла возрастет до 95–96 %. При сжигании 1 м 3 топлива до-полнительно выделяется Q rd Vw = » Ч Ч Ч »r с.г 2400 0 15 1 3 8 5 4, , , кДж/м 3. (3.13)

2. Происходит естественная деаэрация воды. Концентрация кисло-рода в воде снижается с 5–8 мг/л до 0,12 мг/л, но увеличивается кон-центрация СО2 в воде.

Page 55: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

53

3.2.Контактныетеплообменникидляглубокогоохлажденияпродуктовсгорания

3. Возможен нагрев жестких вод без предварительного умягчения. Практически испарение воды отсутствует, поэтому СаSО4 и МgSO4 не выпадают. Увеличение концентрации СО2 приводит к растворению образовавшихся и выпавших в осадок карбонатов из-за смещения рав-новесной реакции вправо: СаСО Н О СО Са НСО3 2 2 3 2

+ + « ( ) .4. Контактные аппараты имеют малую металлоемкость из-за высо-

ких значений коэффициентов теплоотдачи.

Рис. 3.2. Контактный теплообменник с керамической насадкой:1 — корпус; 2 — насадка из керамических колец Рашига; 3 — теплообменная поверхность;

4 — циркуляционный насос; 5 — распылитель

Особенности процессов контактного тепломассообмена1. Температура воды ограничена значением tм, после чего происхо-

дит только ее испарение.2. Процесс охлаждения продуктов сгорания водой сопровождается

взаимным массообменом за счет испарения либо конденсации воды.3. Высокое значение коэффициентов теплопередачи.4. Величина поверхности теплообмена зависит от гидродинамики

потоков газа и жидкостей.Выделяют следующие режимы работы насадки [10] в зависимости

от плотности орошения и скорости потока газа (см. рис. 3.3).

Page 56: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

54

3.Утилизациятеплотынизкотемпературныхдымовыхгазов

Скорость газа, м/с 6 0

П

T I II

III

IV

И

З

Аэродинамическое сопротивление,

кПа

5

10

3

Рис. 3.3. Режимы работы насадки

I — пленочный режим (ламинарный). Вода стекает в виде пленок, поверхность смочена не вся, интенсивность тепломассообмена низ-ка. Точка Т — точка торможения газа, в ней пленочный режим пере-ходит в (II) — струйно-пленочный. Аэродинамическое сопротивление насадки возрастает более резко, поверхность насадки смочена полно-стью. Точка П — точка начала подвисания. На нижних кольцах обра-зуется сплошной слой воды, через который барботирует газ. Пленка на поверхности колец интенсивно турбулизируется. Точка И — точка инверсии. Вода становится сплошным потоком, газ — дисперсным. Пузыри газа проходят через слой воды, процессы тепломассообмена интенсифицируются. Режим IV — режим эмульгирования — это фак-тически жидкостный кипящий слой с насадкой. Это наиболее выгод-ный режим в контактных аппаратах. Точка З — точка захлебывания, после нее сопротивление насадки становится настолько большим, что вода выносится из насадки и крупные пузыри газа уносят капли воды. Интенсивность тепломассообмена между газом и водой резко падает. Таким образом, оказывается, что контактные аппараты надежно ра-ботают в достаточно узком диапазоне скоростей. Доля активной по-верхности yа конвективного теплообмена зависит от соотношения чи-сел Рейнольдса по газу и по жидкости [11]. При Re / Re ,г ж = -6 5 12 доля

Page 57: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

55

3.3.Расчетконтактногоэкономайзера[4,5]

активной поверхности составляет yа г ж= ( )0 1820 68

, Re Re, , при

Re / Reг ж >12 yа =1 в процессе теплообмена участвует вся поверхность.

3.3. расчет контактного экономайзера [4, 5]

Задан состав газа, т. е. объемы продуктов сгорания и теплота сгора-ния: V V V V Q0, , , , RO H O

0N0

нр

2 2 2. Рассчитывают теоретический объем су-

хих газов V V Vсг0

RO N0

2 2= + и при известном коэффициенте избытка воз-

духа массовое количество сухих продуктов сгорания, образовавшихся при сжигании единицы топлива, m V Vсг с.г с.г

0 0в¥х= + -( )r a r1 . При

известном содержании водяных паров в продуктах сгорания V V VН О Н О

0

2 2= + -( )0 0161 1 0, a определяют исходное влагосодержание

в продуктах сгорания, кг/кг:

гН О H O

с.г

2 2 dV

m=

r, (3.14)

и при известной температуре продуктов сгорания tг их энтальпию hг, кДж/кг: h с t d r с tг сг г г п г= + +( ). (3.15)

Далее задаются температурой уходящих из контактного экономайзе-ра газов tух и, считая, что водяные пары находятся в состоянии насыще-ния, по таблицам воды и водяного пара определяют соответствующее парциальное давление насыщенных водяных паров. При определен-ном таким образом давлении насыщения рн по формуле (3.2) рассчи-тывают влагосодержание в продуктах сгорания, уходящих из контакт-ного экономайзера dух, и энтальпию продуктов сгорания hух, кДж/кг:

h с t d r с tух сг ух ух п ух= + +( ). (3.16)

При известном расходе топлива на котел B массовый расход сухих продуктов сгорания составит М m Bг с.г= , тогда теплота, отданная газа-ми в контактной насадке, может быть рассчитана как

Q М h hк.э г г ух= -( ). (3.17)

Page 58: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

56

3.Утилизациятеплотынизкотемпературныхдымовыхгазов

Тот же самый поток теплоты передается циркулирующей с расходом Мц воде в контактном экономайзере и образовавшемуся конденсату Мк:

Q М с t t М с tк.э ц в м ор к в м= -( ) + , (3.18)

где tм и tор — температура мокрого термометра, до которой подогре-вается вода в контактной насадке, и температура орошающей воды, до которой она остывает, отдавая теплоту трубчатому теплообменни-ку; св — массовая теплоемкость воды.

Расход образовавшегося конденсата представляет собой произве-дение массового расхода сухих продуктов сгорания на изменение вла-госодержания: М М d dк г г ух= -( ). (3.19)

Уравнение теплопередачи для процесса теплообмена в контактной насадке имеет следующий вид:

Q F t V tк.э н о= = Ч Чa aD D , (3.20)

где Fн — площадь поверхности теплообмена насадки, м 2; aо — объем-ный коэффициент теплоотдачи в насадке, кВт/(м 3·К); V — объем на-садки, м 3; ∆t — температурный напор в насадке: D D D

D Dt

t tt t

=-б м

б мln /, где

Dt t tб г м= - и Dt t tм ух ор= - .Объемный коэффициент теплоотдачи aо рассчитывается по следу-

ющим выражениям [11]: при соотношении Re / Re ,г ж = -6 5 12 aо ж г ж= Ч Ч56 0 99q (Re Re ) , , где qж, кг/(м 2·с), — плотность орошения (от-ношение расхода циркулирующей воды к площади сечения аппарата с учетом его загромождения); при Re / Reг ж –=12 32 ao ж ж= Ч Ч( )0 307

0 31, Re Reг

,q .

Тот же самый расход теплоты передается нагреваемой воде:

Q М с t tв в в в в= ўў - ў( ), (3.21)

где Мв — расход подогреваемой воды, кг/с; t′в, t″в — температура воды на входе и на выходе из поверхностного теплообменника, °С.

Требуемая поверхность теплообменника для подогрева воды нахо-дится из уравнения теплопередачи Q k F tв п п п= D , (3.22)

Page 59: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

57

3.4.Поверхностныетеплообменники

где kп — коэффициент теплопередачи к поверхностному теплообмен-нику, Вт/(м 2·К); Fп — площадь поверхности теплообмена, м 2; ∆tп — температурный напор: D D D

D Dt

t tt t

=-

( )б м

б мln /, где Dt t tб м в= - ўў и Dt t tм ор в= - ў.

При конденсации водяных паров КПД следует рассчитывать по выс-шей теплоте сгорания, определенной с учетом теплоты конденсации водяных паров Q Q Qв

рнр

w= + , где теплота конденсации рассчитывается по выражению (3.13). Тогда выражение для потери теплоты с уходя-щими газами будет иметь следующий вид:

qm h m h

Q2 =-сг ух с.в с.в

вр , (3.23)

где mс.в — массовое количество сухого воздуха, рассчитанное на один кубометр сожженного природного газа, кг/м 3; hс.в — энтальпия сухого воздуха, рассчитанная на 1 килограмм сухого воздуха, кДж/кг.

3.4. поверхностные теплообменники

Пример применения конденсационного поверхностного теплооб-менника [4, 5] для повышения эффективности использования при-родного газа в котельных установках показан на рис. 3.4.

Продукты сгорания природного газа после котла 1 проходят водя-ной экономайзер 2, охлаждаются до температуры 135÷150 °C и затем разделяются на два потока. Приблизительно 70–80 % газов направля-ется по главному газоходу 15 и поступает в конденсационный тепло-утилизатор 6 поверхностного типа, остальные газы — в байпасный га-зоход 14. В теплоутилизаторе 6 продукты сгорания охлаждаются сырой водой до 35–40 °C, при этом происходит конденсация части содержа-щихся в них водяных паров, что позволяет полезно использовать как физическую теплоту дымовых газов, так и скрытую теплоту конден-сации части содержащихся в них водяных паров. Охлажденные про-дукты сгорания после каплеотделителя 9 смешиваются с проходящи-ми по байпасному газоходу 14 неохлажденными продуктами сгорания и при температуре 65–70 °C отводятся дымососом 10 через дымовую трубу в атмосферу. Подогретая в конденсационном теплоутилизато-ре 6 вода последовательно проходит через систему химводоочистки 5,

Page 60: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

58

3.Утилизациятеплотынизкотемпературныхдымовыхгазов

кожухотрубный теплообменник 4, термический деаэратор 3, водяной экономайзер 2 и подается на подпитку в паровой котел 1.

Подача по трубопроводу 16 выпара деаэратора 3 в основной газо-ход 15 к теплообменнику-утилизатору 6 позволяет дополнительно ин-тенсифицировать теплообмен за счет конденсации выпара и орошения поверхности теплообменника. Через гидравлический затвор 8 конден-сат выпара совместно с конденсатом продуктов сгорания поступает в сборник 7 и отводится в сборный конденсатный бак 11.

Суммарная экономия энергии определяется снижением темпера-туры уходящих газов, конденсацией из них водяных паров, утилиза-цией теплоты выпара деаэратора.

Частичное байпасирование горячих газов используется для предупреж-дения конденсации водяных паров в газоходах и дымовой трубе (рис. 3.4).

Рис. 3.4. Пример применения рекуперативного теплообменника для повышения эффективности использования топлива в котельной установке:

1 — котел; 2 — водяной экономайзер; 3 — деаэратор; 4 — кожухотрубный теплообменник; 5 — система ХВО; 6 — конденсационный теплообменник-утилизатор; 7 — сборник конден-сата; 8 — гидравлический затвор, 9 — каплеотделитель, 10 — дымосос; 11 — сборный кон-денсатный бак; 12 — дымовая труба; 13 — редукционная установка; 14 — байпасный газо-

ход; 15 — основной газоход; 16 — трубопровод выпара [4]

Page 61: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

59

3.4.Поверхностныетеплообменники

Из рис. 3.5 видно, что разделение на два потока уходящих из котла газов, имеющих температуру t1 (точка 1), позволяет путем охлаждения и осушения одного из них в конденсационном теплообменнике до t2 (точка 2) иметь после смешения (точка 3) более низкие значения тем-пературы t3, влагосодержания d3 и температуры точки росы tр.

3

2

1 t1

t3

t2

d1

h

d d2

d3 tp

котел теплообменник вода

t1

t2 t3

Рис. 3.5. Принципиальная схема байпасирования уходящих после котла газов и изображение изменения их состояния в I‑d диаграмме

Особенностью процессов глубокого охлаждения парогазовых смесей является изменение их количества вследствие конденсации части во-дяных паров. Процессы теплопередачи в подобных теплообменниках, как показывают экспериментальные исследования А. Кудинова [12], протекают более интенсивно, чем при «сухом» теплообмене. Для опре-деления конструктивных размеров конденсационного теплообмен-ника-утилизатора можно использовать следующее соотношение [12]:

Nu = 4,55 Re 0,315 K 0,388 Pr 0,67. (3.24)

Влияние конденсации в данном выражении учитывается числом орошения K = qжd/μ, где qж — плотность орошения наружной поверх-ности теплообменника, кг/(м 2·с); d — внешний диаметр ребристой трубки, м; μ — коэффициент динамической вязкости продуктов сго-рания, Па·с. При вычислении чисел Nu и Re за определяющий линей-ный размер принят внешний диаметр трубы, а скорость потока отне-сена к самому узкому поперечному сечению теплообменника (канала). Определяющей температурой является средняя температура продук-тов сгорания. Для того чтобы рассчитать коэффициент теплоотда-

Page 62: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

60

3.Утилизациятеплотынизкотемпературныхдымовыхгазов

чи, по выражению (3.24) следует определить количество полученно-го конденсата по выражению (3.19), которое, в свою очередь, зависит от интенсивности теплообмена. Поэтому расчеты теплообмена с ис-пользованием выражения (3.24) следует проводить методом последо-вательных приближений.

3.5. поверхностные теплообменники для глубокого охлаждения продуктов сгорания

В качестве теплообменников для глубокого охлаждения продуктов сгорания могут быть использованы серийные калориферы Костром-ского калориферного завода марок КСК-50УЗ (сталь 10) или ВНВ-113 (высоколегированная сталь).

3.5.1. охлаждение продуктов сгорания сетевой водой

Пусть при отсутствии заметного расхода подпиточной воды охлаж-дающей средой является сетевая вода с температурой на входе в кало-рифер, равной t1 = 50 °C (по данным эксплуатации тепловых сетей).

Расход продуктов сгорания рассчитывали по выражению

G B V Vг г0

ух= + -( ) Чйл щыa 1 0 , (3.25)

где B — часовой расход топлива, принятый по фактическим данным; Vг

0 = 10,6 м 3/м 3 — теоретический объем продуктов сгорания газа се-верных месторождений; V 0 = 9,44 м 3/м 3 — теоретически необходимое количество воздуха для сжигания 1 м 3 природного газа северных ме-сторождений; αух — коэффициент избытка воздуха (принят по дан-ным режимных карт).

Расход воды через теплообменник Gв принимают по техническим характеристикам калорифера. Температуру уходящих газов tух прини-мают по данным режимных карт.

Тепловой поток, воспринятый сетевой водой в калорифере, МВт, рассчитывают по выражению

Q G c t tв в в= Ч Ч -( ) Ч -2 1

310 , (3.26)

Page 63: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

61

3.5.Поверхностныетеплообменникидляглубокогоохлажденияпродуктовсгорания

где св = 4,19 кДж/(кг·К) — теплоемкость воды; t1 и t2 — температура воды на входе и на выходе из калорифера (температура t2 определяет-ся в расчетах методом последовательного приближения), °C.

Тот же самый поток теплоты отдают дымовые газы, МВт, охлажда-ясь от температуры tг до температуры tух.

Q G c t tг г г= Ч Ч -( ) Ч -2 1

310 , (3.27)

где Gг — расход продуктов сгорания, м 3/с; сг = 1,4 кДж/(м 3·К).Тот же самый поток теплоты, МВт, передается холодной воде

по уравнению теплопередачи

Q kF tт = Ч -D 10 6, (3.28)

где F — площадь поверхности теплообмена, м 2; k — коэффициент те-плопередачи, Вт/м 2·К; ∆t — температурный напор, °C. Коэффициент теплопередачи рассчитывают в зависимости от массовой скорости га-зов через калорифер по выражению:

k G ww = Ч( ) Ч15 5 0 16, ,г н

0,496r , (3.29)

где Gг н

0,496r( ) — массовая скорость газов в набегающем потоке (перед

калорифером), кг/(м 2·с); w — скорость воды в трубках, м/с. Совмест-ное решение уравнений (3.26)–(3.29) позволяет определить тепловую мощность, воспринятую калорифером, и температуру воды и продук-тов сгорания после калорифера.

3.5.2. охлаждение продуктов сгорания холодной водой

При достаточном расходе подпиточной воды охлаждающей средой является холодная вода с температурой на входе в калорифер, равной t1 = 5 °C в зимний период, и t1 = 15 °C в летний период. Теплой поток, МВт, воспринятый в калорифере водой, при этом представляет собой сумму тепловых потоков за счет сухого охлаждения газов и дополни-тельную теплоту, выделяющуюся при конденсации водяных паров из продуктов сгорания: Q G c t t Qв в в к .= Ч Ч -( ) Ч +-

2 1310 (3.30)

Расход продуктов сгорания рассчитывают по выражению (3.25), как и при расчете охлаждения продуктов сгорания сетевой водой. Расход

Page 64: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

62

3.Утилизациятеплотынизкотемпературныхдымовыхгазов

воды через теплообменник Gв принимают по техническим данным ка-лорифера. Температуру уходящих из котла газов tух принимают по дан-ным режимных карт. Тепловой поток, воспринятый холодной водой по балансу и по уравнению теплопередачи, за счет сухого охлаждения газов, рассчитывают по выражениям (3.26) и (3.28), с определением коэффициента теплопередачи по выражению (3.29).

Теплота конденсации водяных паров возникает при охлаждении дымовых газов ниже точки росы.

При расчете теплоты конденсации водяных паров определялись последовательно: объем водяных паров в продуктах сгорания, м 3/м 3,

V V VH O H O0

2 2= + Ч -( ) Ч0 0161 1 0, a , (3.31)

масса водяных паров в продуктах сгорания, кг/м 3,

m VH O H O H O2 2 2= Чr , (3.32)

масса сухих продуктов сгорания, кг/м 3,

m V V V Vсг сг сг N N RO RO в2 2 2 2= Ч = Ч + Ч + Ч -( ) Чr r r r a 1 0, (3.33)

влагосодержание продуктов сгорания перед калорифером, кг/кг,

dm

mухH O

сг

2= . (3.34)

По температуре газов после калорифера по таблицам воды и насы-щенного водяного пара [9] определяют давление насыщения Рн и рас-считывают влагосодержание холодных газов после калорифера по вы-ражению (3.1).

Массовый расход конденсата, при известных влагосодержаниях до и после калорифера, определяют по выражению (3.19).

Теплота конденсации водяных паров, Гкал/ч, при этом определя-ется по выражению

Q M rк к= Ч Ч -10 6, (3.35)

где r — теплота парообразования, которая может быть принята рав-ной 2400 кДж/кг.

Совместное решение уравнений (3.1), (3.17), (3.31)–(3.34) позволя-ет определить тепловую мощность, воспринятую калорифером, и тем-пературу воды и продуктов сгорания после калорифера.

Page 65: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

63

Задачикглаве3

задачи к главе 3

задача 3.1Рассчитать температуру точки росы и мокрого термометра для про-

дуктов сгорания природного газа, сжигаемого с коэффициентом из-бытка воздуха a = 1,2. Температура газов 170 °C. Как изменится тем-пература точки росы, если коэффициент избытка воздуха увеличится до значения 1,5?

Характеристики газа:теоретический объем воздуха V 0 9 49= , м /м ;3 3

теоретический объем азота VN3 3м /м ;

2

0 7 51= ,

объем трехатомных газов VRO3 3м /м ;

21=

теоретический объем водяных паров VH O3 3

2м /м .0 2 14= ,

Рассчитываем объем водяных паров:

V V VH O H O0 3

2 2м= + Ч -( ) Ч = + Ч -( ) Ч =0 0161 1 2 14 0 0161 1 2 1 9 49 2 170, , , , , ,a //м3.

Плотности составляющих продуктов сгорания (н. у.) определяются через молярную массу и молярный объем, равный для газов при нор-мальных условиях 22,4 м 3/кмоль:

rm

COCO 3

2

2 кг/м ;= =+ Ч

=22 4

12 2 1622 4

1 96, ,

,

rm

NN 3

2

2 кг/м ;= =Ч

=22 4

2 1422 4

1 25, ,

,

rm

H OH O 3

2

2 кг/м ;= =+ Ч

=22 4

16 2 122 4

0 8, ,

,

rm

вв 3кг/м .= = =

22 429

22 41 29

, ,,

Масса сухих продуктов сгорания:

m V V V Vсг сг сг N N RO RO в2 2 2 2

= Ч = Ч + Ч + Ч -( ) Ч =

= Ч + Ч

r r r r a 1

1 25 7 51 1 96

0

, , , 11 1 2 1 9 49 13 8+ -( ) Ч =, , , кг/м .3

Page 66: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

64

3.Утилизациятеплотынизкотемпературныхдымовыхгазов

Масса водяных паров:

m VH O H O H O3

2 2 2кг/м= Ч = Ч =r 0 8 2 17 1 74, , , .

Влагосодержание продуктов сгорания:

dm

mухH O

сг

2 кг/кг.= = =1 7413 8

0 1261,

,,

Парциальное давление водяных паров в состоянии насыщения:

pd p

dH O2МПа=

Ч+

+=

0 6220 1261 0 1

0 1261 0 6220 017

,, .

, ,, .

При таком давлении насыщения температура точки росы составля-ет 56,6 °C. По h‑d диаграмме находим точку пересечения d = 126,1 г/кг с t = 170 °C и, опускаясь по линии h = const до линии насыщения, опре-деляем температуру мокрого термометра tм = 63 °C.

При увеличении коэффициента избытка воздуха до α′ = 1,5:

ў = + Ч -( ) Ч = + Ч -( ) Ч =V V VH O H O0

2 2м0 0161 1 2 14 0 0161 1 5 1 9 49 2 220, , , , , ,a 33 3/м .

m V V V Vсг сг сг N N RO RO в2 2 2 2

= Ч = Ч + Ч + Ч -( ) Ч =

= Ч + Ч

r r r r a 1

1 25 7 51 1 96

0

, , , 11 1 5 1 9 49 17 47+ -( ) Ч =, , , кг/м .3

ў = Ч ў = Ч =m VH O H O H O3

2 2 2кг/мr 0 8 2 22 1 78, , , .

ў = = =dm

mухH O

сг

2 кг/кг.1 78

17 470 1019

,,

,

ў =ў Ч

ў +=

Ч+

=pd p

dH O2МПа

0 6220 1019 0 1

0 1019 0 6220 014

,, .

, ,, .

При этом давлении насыщения температура точки росы составит 52,6 °C.

задача 3.2Рассчитать контактный экономайзер, установленный за котлом

ДКВР-16. Топливо — природный газ, сжигаемый с коэффициентом избытка воздуха a = 1,4. Температура уходящих газов за котлом 170 °C, начальная температура нагреваемой воды 15 °C, температура воды на входе в распределитель 25 °C, температура уходящих газов за эко-номайзером 42 °C. Расход топлива на котел 1100 м 3/ч. Коэффициен-

Page 67: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

65

Задачикглаве3

ты теплопередачи в насадке и в поверхностном теплообменнике при-нять равными 500 Вт/(м 2·К).

Характеристики газа:теоретический объем воздуха V 0 9 49= , м /м ;3 3

теоретический объем азота VN3 3

2м /м ;0 7 51= ,

объем трехатомных газов VRO3 3

2м /м ;=1

теоретический объем водяных паров VH O3 3

2м /м .0 2 14= ,

Рассчитываем объем водяных паров:

V V VH O H O0 3

2 2м /= + Ч -( ) Ч = + Ч -( ) Ч =0 0161 1 2 14 0 0161 1 4 1 9 49 2 20, , , , , ,a мм3.

Масса сухих продуктов сгорания:

m V V V Vсг сг сг N N RO RO в2 2 2 2

= Ч = Ч + Ч + Ч -( ) Ч =

= Ч + Ч

r r r r a 1

1 25 7 51 1 96

0

, , , 11 1 4 1 9 49 16 24+ -( ) Ч =, , , кг/м .3

Масса водяных паров:

m VH O H O H O3

2 2 2кг/м= Ч = Ч =r 0 8 2 2 1 76, , , .

Влагосодержание продуктов сгорания:

dm

mухH O

сг

2 кг/кг.= = =1 76

16 240 1084

,,

,

По диаграмме определяем температуру мокрого термометра tм = 61 °C.Энтальпия воздуха, кДж/кг:

h c tcв св= Ч .

Энтальпия пара, содержащегося во влажном воздухе, достаточно точно может быть вычислена по формуле, в которой теплота испа-рения воды в диапазоне от 0 до 170 °C может быть принята равной 2400 кДж/кг, а теплоемкость пара 1,96 кДж/(кг·К).

h c tп п= +2400 .

В диапазоне от 0 до 170 °C можно принять теплоемкость сухого воз-духа ссв = 1,01 кДж/(кг·К). Тогда

h c t d c t1 1 1 12400

1 01 170 0 1084 2400 1 96 170 4

= + Ч +( ) == Ч + Ч + Ч( ) =

св п

, , , 778 8, .кДж/кг

Page 68: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

66

3.Утилизациятеплотынизкотемпературныхдымовыхгазов

По температуре уходящих газов за экономайзером по таблицам воды и насыщенного водяного пара определяем парциальное давление на-сыщенных водяных паров:

t2 = 42 °C Ю рн = 8,2 кПа.

Влагосодержание уходящих газов за экономайзером (при атмосфер-ном давлении 101,3 кПа):

dp

p p2 0 622 0 6228 2

101 3 8 20 0548=

-=

-=, ,

,, ,

, .н

н

кг/кг

Энтальпия газов на выходе из контактного экономайзера составит

h c t d c t2 2 2 22400

1 01 42 0 0548 2400 1 96 42 183

= + Ч +( ) == Ч + Ч + Ч( ) =

св п

, , , ,, .9 кДж/кг

При известном расходе топлива массовый расход сухих газов со-ставит G m Bсг сг кг/с= Ч = Ч =16 24

11003600

4 962, , .

В результате процесса 1–2 из газов конденсируются водяные пары в количестве: G G d dк сг кг/с= Ч -( ) = Ч -( ) =1 2 4 962 0 1084 0 0548 0 266, , , , .

Запишем тепловой баланс насадки:

G h G t G h G t G tсг ор ор сг ор м к мЧ + Ч Ч = Ч + Ч Ч + Ч Ч1 24 19 4 19 4 19, , , ,

откуда определяется расход воды на орошение:

G

G I I G tt tор

сг к м

м ор

=Ч - - Ч Ч

Ч -=

=Ч -

( ) ,, ( )

, ( , ,

1 2 4 194 19

4 962 478 8 183 99 0 266 4 19 614 19 61 25

9 25 22 5) , ,

, ( ), ,

- Ч ЧЧ -

= =кг/с т/ч.

Количество теплоты, отданной газами:

Q G h h= Ч - = Ч - =сг кВт( ) , ( , , ) , .1 2 4 962 478 8 183 9 1463 3

С другой стороны, можно записать этот тепловой поток через урав-нение теплопередачи Q k F t= Ч Чн н нD .

Page 69: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

67

Задачикглаве3

Температурный напор в насадке:

DD D

DD

tt t

tt

t t t tt tt t

нб м

б

м

1 м 2 ор

1 м

2 ор

=-

=- - -

--

=-

ln

( ) ( )

ln

( )170 61 -- ---

= °( )

ln, .

42 25170 6142 25

49 5 C

Поверхность теплообмена насадки связана с объемом и удельной поверхностью соотношением:

Fн = S·V,

где S = 100 м 2/м 3 — удельная поверхность насадки из колец Рашига.Таким образом, объем насадки равен:

VFS

Qk t S

= =Ч Ч

Ч Ч=н

н н

3м .D

1463 3 10500 49 5 100

0 593,

,,

Количество теплоты, которое передается в поверхностном тепло-обменнике для нагрева воды, определяется соотношением:

Q G G t tп ор к м ор= + Ч Ч - = + Ч Ч - =( ) , ( ) ( , , ) , ( ) ,4 19 9 25 0 266 4 19 61 25 1435 4 ккВт.

То же самое количество теплоты затрачивается на нагрев воды:

Q G t tп в в в= Ч Ч ў - ўў4 19, ( )

Задаваясь величиной недогрева циркулирующей воды до темпера-туры мокрого термометра δt = 10 °C, определим температуру и расход циркулирующей воды:

ў = - Ч = - = °t t tв м Сd 61 10 51 ,

GQ

t tвп

в в

кг/с=Ч ўў - ў

=Ч -

=4 19

1435 44 19 51 15

9 516, ( )

,, ( )

, .

Подогретую воду можно использовать в качестве ГВС и в качестве подпиточной, подавая ее на ХВО.

Площадь поверхности теплообменника определим из уравнения те-плопередачи, учитывая, что температурный напор по всему теплооб-меннику будет равен 10 °C:

FQ

k tпп

п п

м=Ч

=ЧЧ

=D

1435 4 10500 10

2873

2,.

Page 70: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

68

3.Утилизациятеплотынизкотемпературныхдымовыхгазов

задача 3.3Котел имеет тепловую мощность N = 10 МВт. В котле сжигают газ

северных месторождений (Qнр = 35600 кДж/м 3; V 0 = 9,44 м 3/м 3;

Vг0 = 10,6 м 3/м 3) с коэффициентом избытка воздуха 1,3. Температура

уходящих газов составляет 160 °C. Как изменится КПД котла, если за счет установки дополнительных поверхностей нагрева температу-ра уходящих газов снизится на 42 °C. Теплоемкость продуктов сгора-ния принять равной 1,4 кДж/(м 3·К). Рассчитать величину экономиче-ского эффекта в рублях в час от экономии природного газа в результате увеличения КПД котла, если цена газа составляет Pf = 4000 руб./1000 м 3 без НДС, а исходный КПД равен 0,9 %.

Dha

=Ч + -( ) Чйл щы Ч =

Ч + -( ) Чйл щыс V V

Qг г

0 1100

1 4 10 6 1 3 1 9 44

356

0

нр

, , , ,

000100 2 2Ч = , %.

Изменение расхода природного газа:

DBN

Q= Ч -ж

из

ц

шч Ч = -ж

из

ц

шч =

нр

1 13600

1036 5

10 9

10 92

24 4261 2h h , , ,

, м 3/ч.

Экономический эффект:

Э = Ч = Ч =DB Pf 24 426 4000 97703 96, , руб./ч.

задача 3.4Рассчитать количество теплоты, воспринятое в теплообменнике для

глубокого охлаждения продуктов сгорания природного газа. Расход газа северных месторождений 1 тыс. м 3/ч. Температура газов на вхо-де в теплообменник 160 °C, на выходе из теплообменника 40 °C. Ко-эффициент избытка воздуха за котлом 1,4.

Характеристики газа:теоретический объем воздуха V 0 9 49= , м /м ;3 3

теоретический объем азота VN3 3м /м ;

2

0 7 51= ,

объем трехатомных газов VRO3 3

2м /м ;=1

теоретический объем водяных паров VH O3 3

2м /м .0 2 14= ,

Рассчитываем объем водяных паров:

V V VH O H O0 3

2 2м /= + Ч -( ) Ч = + Ч -( ) Ч =0 0161 1 2 14 0 0161 1 4 1 9 49 2 20, , , , , ,a мм3.

Page 71: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

69

Задачикглаве3

Масса сухих продуктов сгорания:

m V V V Vсг сг сг N N RO RO в2 2 2 2

= Ч = Ч + Ч + Ч -( ) Ч =

= Ч + Ч

r r r r a 1

1 25 7 51 1 96

0

, , , 11 1 4 1 9 49 16 24+ -( ) Ч =, , , кг/м .3

Масса водяных паров:

m VH O H O H O3

2 2 2кг/м= Ч = Ч =r 0 8 2 2 1 76, , , .

Влагосодержание продуктов сгорания:

dm

mухH O

сг

2 кг/кг.= = =1 76

16 240 1084

,,

,

По диаграмме определяем температуру мокрого термометра tм = 61 °C.Энтальпия воздуха, кДж/кг:

h c tcв св= Ч .

Энтальпия пара, содержащегося во влажном воздухе, достаточно точно может быть вычислена по формуле, в которой теплота испаре-ния воды при 0 °C принята равной 2400 кДж/кг, а теплоемкость пара 1,96 кДж/(кг·К) h c tп п= +2400 .

В диапазоне от 0 до 160 °C можно принять теплоемкость сухого воз-духа ссв = 1,01 кДж/(кг·К). Тогда

h c t d c t1 1 1 12400

1 01 160 0 1084 2400 1 96 160 4

= + Ч +( ) == Ч + Ч + Ч( ) =

св п

, , , 556 кДж/кг.

По температуре уходящих газов за экономайзером по таблицам воды и насыщенного водяного пара определяем парциальное давление на-сыщенных водяных паров:

t2 = 40 °C Ю рн = 7,38 кПа.

Влагосодержание уходящих газов за экономайзером (при атмосфер-ном давлении 101,3 кПа):

dp

p p2 0 622 0 6227 38

101 3 7 380 0489=

-=

-=, ,

,, ,

, .н

н

кг/кг

Page 72: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

70

3.Утилизациятеплотынизкотемпературныхдымовыхгазов

Энтальпия газов на выходе из теплообменника

h c t d c t2 2 2 22400

1 01 40 0 0489 2400 1 96 40 161

= + Ч +( ) == Ч + Ч + Ч( ) =

св п

, , , ,, .6 кДж/кг

При известном расходе топлива массовый расход сухих газов со-ставит G m Bсг сг кг/с= Ч = Ч =16 24

10003600

4 51, , .

В результате процесса 1–2 из газов конденсируются водяные пары в количестве:

G G d dк сг кг/с кг/ч= Ч -( ) = Ч -( ) = =1 2 4 51 0 1084 0 0489 0 268 965, , , , .

Количество теплоты, отданной газами:

Q G h h= Ч - = Ч - =сг кВт( ) , ( , ) , .1 2 4 51 456 161 6 1327 7

Page 73: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

71

4. парогазовые установки

4.1. основные типы парогазовых установок

П арогазовые установки с котлами полного горения (ПГУПГ) создают, объединяя серийные газотурбинные агрегаты и па-ротурбинные установки [14, 15]. Принципиальная тепловая

схема конденсационной ПГУПГ представлена на рис. 4.1. При рабо-те в парогазовом режиме выхлопные газы газотурбинного агрегата 1 поступают к горелкам парового котла 2, куда подают также топливо с расходом Bп. Полученный в котле пар направляют в паровую турби-ну 4, имеющую систему регенеративного подогрева 5.

Уходящие газы котла проходят через газоводяные теплообменни-ки 6, где отдают теплоту конденсату и питательной воде.

При останове газотурбинного агрегата (ГТА) паротурбинная часть парогазовой установки может работать автономно по паротурбинно-му циклу. На этом режиме к горелкам котла подают воздух от дутьево-го вентилятора 7. Возможна также автономная работа и газотурбинно-го агрегата, для чего предусмотрена выхлопная труба 9. При переходе с режима на режим соответствующие переключения выполняют с по-мощью арматуры газовоздухопроводов 8.

В суммарной электрической мощности парогазовых установок с котлами полного горения доля мощности газотурбинного агрега-та [4, 5] обычно составляет 15–35 %. Температура выхлопных газов современных энергетических ГГУ в большинстве случаев составляет 450–550 °C, а содержание кислорода в них — 14–16 % по объему. Та-кие параметры выхлопных газов позволяют успешно использовать их в качестве как окислителя при сжигании топлива в котлах, так и те-плоносителя, передающего часть теплоты топлива ГТА рабочему телу паротурбинной установки.

Page 74: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

72

4.Парогазовыеустановки

Рис. 4.1. Принципиальная тепловая схема ПГУПГ [5]:1 — газотурбинный агрегат; 2 — паровой котел; 3 — газовая горелка для сжигания дополни-тельного газа; 4 — паровая турбина; 5 — система регенеративного подогрева; 6 — газоводя-ные теплообменники; 7 — вентилятор; 8 — переключающая арматура газовоздухопроводов;

9 — выхлопная труба; К — компрессор; КС — камера сгорания; ГТ — газовая турбина; Д — деаэратор; КД — конденсатор; КН — конденсатный насос; ПН — питательный насос;

ЭГ — электрогенератор

Паровые котлы, входящие в состав парогазовых установок рассма-триваемого типа, от серийных паровых котлов отличаются наличием газоводяных теплообменников, устанавливаемых вместо ненужных в парогазовом цикле воздухоподогревателей, и увеличенным сечени-ем газового тракта горелок. В ряде случаев незначительно корректи-руется поверхность нагрева котла.

В составе парогазовых установок с котлами полного горения [14] обычно используют серийные паровые турбины большой мощности с высокими или закритическими начальными параметрами и проме-жуточным перегревом пара. Основная особенность работы этих турбин в составе парогазовых установок — значительное снижение расхода конденсата и питательной воды через регенеративные подогреватели

Page 75: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

73

4.1.Основныетипыпарогазовыхустановок

паровой турбины, что приводит к пропорциональному уменьшению регенеративных отборов пара. Направление значительной части кон-денсата и питательной воды помимо регенеративных подогревателей турбины в газоводяные теплообменники объясняется необходимостью снижения температуры уходящих газов котла до заданной величины.

Указанное уменьшение регенеративных отборов пара может вы-звать значительное снижение мощности паровой турбины и связан-ное с этим ухудшение экономических показателей установки. Если же вытесненный пар регенеративных отборов направить в часть низкого давления турбины, можно получить дополнительную электрическую мощность. Вместе с тем пропуск дополнительного количества пара, как правило, ограничен прочностными характеристиками турбины. Поэтому номинальная мощность серийной паровой турбины при ее работе в составе парогазовой установки может быть получена либо при наличии значительных запасов прочности в конструкции этой турби-ны, либо после реконструкции проточной части турбины.

На рис. 4.2 в Т, S координатах показан идеальный цикл парогазо-вой установки с котлом полного горения [14].

Рис. 4.2. Идеальный цикл ПГУ ПГ

Цифрами 1, 2, 3, 4 обозначен идеальный цикл газотурбинного агре-гата, являющийся верхним циклом в комбинированном парогазовом цикле. Подвод теплоты к рабочему телу верхнего цикла осуществля-

Page 76: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

74

4.Парогазовыеустановки

ется по изобаре 2–3, а отвод — по изобаре 4–1. При этом часть отво-димой из верхнего цикла теплоты передается рабочему телу нижнего цикла. Остальная часть теряется в атмосфере.

Нижний цикл, цикл паротурбинной установки, на рис. 4.2 пока-зан буквами. Подвод теплоты к этому циклу осуществляется по изо-баре b—с—d—е, а отвод — по изобаре—изотерме f–а. Отвод теплоты от продуктов сгорания топлива котла осуществляется по изобаре 6–5 (4–6 подвод теплоты при сжигании дополнительного количества то-плива в паровом котле). Суммарное количество теплоты, подведен-ное к рабочему телу нижнего цикла, равно площади h а b c d е k. Часть этой теплоты, равная площади а b c d е f, в паровой турбине преобра-зуется в механическую энергию, а остальная теплота теряется с охлаж-дающей водой конденсатора.

В комбинированном парогазовом цикле удачно сочетаются досто-инства двух исходных циклов: высокая средняя температура подво-да теплоты, свойственная газотурбинному циклу, и низкая средняя температура отвода теплоты, характерная для паротурбинного цикла. Значительная часть отводимой из верхнего цикла теплоты использу-ется в нижнем цикле. Поскольку к рабочему телу нижнего цикла на-ряду с теплотой, отводимой из верхнего цикла, подводится и теплота от собственного горячего источника — от продуктов сгорания топли-ва котла, то цикл парогазовой установки с котлом полного горения является частично бинарным циклом.

Парогазовые установки с котлами‑утилизаторами были созданы позже парогазовых установок других типов [4, 5, 14]. Их реализации предшествовало освоение высокотемпературных газовых турбин и ко-тельных труб с устройствами для интенсификации теплообмена. К на-стоящему времени этот тип парогазовых установок получил наиболь-шее распространение.

Принципиальное отличие парогазовых установок с котлами-ути-лизаторами от парогазовых установок с котлами полного горения за-ключается в том, что котлы-утилизаторы не рассчитаны на обеспече-ние автономной работы паротурбинной части установки при останове газотурбинного агрегата.

Принципиальная тепловая схема парогазовой установки с котлом-утилизатором представлена на рис. 4.3. Выхлопные газы газотурбинно-го агрегата 1 поступают в котел-утилизатор 2. В секции высокого дав-ления 3 этого котла вырабатывается пар для паровой турбины 5. Для

Page 77: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

75

4.1.Основныетипыпарогазовыхустановок

более полной утилизации теплоты выхлопных газов ГТА котел-ути-лизатор имеет секцию низкого давления 4, в которой подогревается конденсат паровой турбины и вырабатывается пар низкого давления для паровой турбины и греющий пар для деаэратора. Автономная ра-бота газотурбинного агрегата и пусковые режимы установки обеспе-чиваются с помощью выхлопной трубы 6 и отключающей арматуры 7.

Рис. 4.3. Принципиальная тепловая схема ПГУКУ [5]:1 — газотурбинный агрегат; 2 — котел-утилизатор; 3 — секция высокого давления; 4 — сек-ция низкого давления; 5 — паровая турбина; 6 — выхлопная труба; 7 — переключающая ар-

матура; К — компрессор; КС — камера сгорания; ГТ — газовая турбина; Д — деаэратор; КД — конденсатор; КН — конденсатный насос; ПНВ — питательный насос высокого дав-

ления; ПНВ — питательный насос низкого давления; ЦН — циркуляционные насосы; ЭГ — электрогенератор

В составе парогазовых установок с котлами-утилизаторами, как правило, используют несколько серийных газотурбинных установок. Чаще всего их бывает две, но бывает одна, три, четыре и даже пять. Доля мощности газотурбинных агрегатов в суммарной мощности со-временных парогазовых установок с котлами-утилизаторами дости-гает 70 %.

Количество котлов-утилизаторов в составе ПГУКУ равно количе-ству газотурбинных агрегатов. Применяют котлы одного, двух и трех

Page 78: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

76

4.Парогазовыеустановки

давлений обогреваемой среды. В странах Западной Европы, как пра-вило, применяют котлы-утилизаторы с принудительной циркуляцией среды, в США — с естественной циркуляцией. Параметры пара, по-лучаемого в котлах-утилизаторах первых ПГУ этого типа, приблизи-тельно 3 МПа и 400 °C.

Котлы-утилизаторы современных ПГУКУ вырабатывают пар с дав-лением 11 МПа и температурой 540 °C. На некоторых установках предусмотрен промежуточный перегрев пара. По мере дальнейшего увеличения температуры выхлопных газов ГТА будут повышаться и па-раметры пара, получаемого в котлах-утилизаторах. Паровые турбины для парогазовых установок с котлами-утилизаторами также разраба-тывают специально для этих установок. В составе парогазовой уста-новки, как правило, используют одну паровую турбину. Эта турбина обычно представляет собой простейший одноцилиндровый агрегат с одним потоком пара без регенеративных отборов пара.

Рис. 4.4. Идеальный цикл ПГУКУ

На рис. 4.4 в Т, S координатах показан идеальный цикл парогазо-вой установки с котлом-утилизатором. Верхний цикл, цикл газотур-бинной установки, обозначен цифрами 1, 2, 3, 4, а нижний цикл, цикл паротурбинной установки, — буквами а, b, с, d, е, f. Часть отводимой из верхнего цикла теплоты подводится к нижнему циклу. Другая часть

Т

S

Page 79: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

77

4.2.КоличественныепоказателитермодинамическихцикловПГУ[14,15]

этой теплоты теряется в атмосфере. Верхний цикл — единственный источник теплоты для нижнего цикла, поэтому комбинированные ци-клы парогазовых установок с котлами-утилизаторами являются пол-ностью бинарными.

4.2. количественные показатели термодинамических циклов пгУ [14, 15]

4.2.1. основные расчетные соотношения идеального цикла гтУ

Обозначения приняты в соответствии с идеальным циклом газовой турбины, представленном на рис. 4.6.

Температура воздуха после компрессора:

T TPP

kk

2 12

1

1

из

ц

шч

-

. (4.1)

Температура газов на выходе из турбины:

T TPP

kk

4 34

3

1

из

ц

шч

-

. (4.2)

Степень повышения давления в компрессоре:

p = P P2 1, (4.3)

коэффициент полезного действия идеального цикла:

h pг = --

1 11

( / )k

k . (4.4)

Количество подведенной теплоты в цикле ГТУ:

q c T Tp1 3 2= -( ). (4.5)

Количество отведенной теплоты:

q c T Tp2 4 1= -( ). (4.6)

Page 80: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

78

4.Парогазовыеустановки

Полезная работа цикла:

l q q c T T T T c T T T Tp p= - = -( ) - -( )йл щы = -( ) - -( )йл щы =1 2 3 2 4 1 3 4 2 1

= -( ) - -( )йл щы = -( ) - -( )йл

щы

-c T T T T T T c T Tp p3 4 3 1 2 1 3 11 1 1 1/ / ,p pe e (4.7)

где ε = (k–1)/k.Производная от полезной работы по степени сжатия, при которой

полезная работа максимальна, будет равна

dld

c T T с T Tp ppe p e p e p pe e e e= Ч Ч - Ч Чйл щы = Ч - Чйл щы =

- - - -3

11

13 1 0. (4.8)

Отсюда оптимальная степень сжатия при ограниченной темпера-туре перед газовой турбиной будет равна [2]

p e= T T3 12 / . (4.9)

На рис. 4.5 приведены зависимости удельной полезной работы от степени повышения давления в компрессоре, рассчитанные при температурах на входе в газовую турбину, равных 1000 и 1100 °C. Оп-тимальное значение степени повышения давления при температуре 1000 °C составило ~ 15. С увеличением температуры газов перед турби-ной возрастает и оптимальное значение степени повышения давления.

0

100

200

300

400

0 5 10 15 20 25Полезная работа

, кДж

/кг

Степень повышения давления

1000 °С

π

l 1100 °С

Рис. 4.5. Зависимость полезной работы идеальной ГТУ от степени повышения давления. Цифры у кривых — температура газов на входе в турбину

Теплота в камере сгорания подводится за счет сжигания природ-ного газа. Сжигание осуществляется с повышенным коэффициентом

Page 81: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

79

4.2.КоличественныепоказателитермодинамическихцикловПГУ[14,15]

избытка воздуха, поскольку температура T3 ограничена. Количество природного газа, сожженного в камере сгорания в расчете на 1 кг ра-бочего тела, определится из следующих соображений. Массовый рас-ход газа через турбину приближенно равен

G V Bг г г в= a r0 . (4.10)

Суммарное количество теплоты, выделившееся при сжигании газа в турбине с расходом Bг, будет равно Q B Q1 = г н

р. Удельное количество теплоты на 1 кг рабочего тела

qQG

B QG

B QV B

QV1

10 0= = = =

г

г нр

г

г нр

г в г

нр

г вa r a r, (4.11)

с другой стороны, это количество теплоты q c T T1 3 2= -( )p . Отсюда на-ходим требуемый избыток воздуха, обеспечивающий допустимую тем-пературу на входе в проточную часть газовой турбины:

arг

нр

в

=-( )

Qс V t tp

03 2

. (4.12)

Более точное значение избытка воздуха можно получить, если вы-ражение для массового расхода продуктов сгорания через газовую тур-бину записать с учетом превышения массы продуктов сгорания над массой подаваемого на горение воздуха

G V B V V Bг г г в г0

г в= Ч Ч = + -( ) Чйл щы Ч Чr a r1 0 . (4.10’)

Повторяя предыдущие преобразования, получим выражение для расчета коэффициента избытка воздуха в виде

arг

нр

в

г0

=-( )

- -жиз

цшч

Qс V t t

VVp

03 2

0 1 . (4.12’)

Таким образом, полезная работа, ηг газовой турбины, степень сжа-тия в компрессоре и коэффициент избытка воздуха оказываются свя-занными между собой. Чем выше степень сжатия КПД, тем до боль-шей температуры подогревается воздух в компрессоре, тем меньше расход газа в камере сгорания и тем выше коэффициент избытка воз-духа на входе в газовую турбину (см. рис. 4.6).

Page 82: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

80

4.Парогазовыеустановки

2

3

4

5

0 5 10 15 20 25

Коэ

ффиц

иент

изб

ытк

а во

здух

а

Степень повышения давления

π

α

Рис. 4.6. Зависимость коэффициента избытка от степени сжатия в компрессоре

Существуют объективные показатели, с помощью которых мож-но осуществить количественную оценку характеристик парогазовых установок. Один из таких показателей — это доля теплоты топлива газотурбинной установки δ [14]. Этот показатель представляет собой отношение количества теплоты, выделенной при сжигании топлива в газотурбинной части установки, к общему количеству теплоты, вы-деленной в парогазовой установке.

Сжигание топлива в камере сгорания газовой турбины согласно условиям прочности лопаток турбин осуществляется с повышенны-ми значениями коэффициента избытка воздуха αг. В этом случае объ-ем продуктов сгорания практически равен объему воздуха, подавае-мого на горение: V B Vг г г= a 0, (4.13)

где Bг — расход топлива, сжигаемый в газовой турбине; Vг — объем-ный расход продуктов сгорания, покидающих газовую турбину. При сжигании дополнительного количества топлива в парогенераторе Bп

расход продуктов сгорания почти не изменится и будет связан с сум-марным расходом топлива BS соотношением

V B Vг г= Sa0. (4.14)

Приравнивая расход продуктов сгорания, получим соотношение между суммарным расходом топлива и расходом топлива на газовую турбину в виде B BS / /г г ух= a a . (4.15)

Page 83: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

81

4.2.КоличественныепоказателитермодинамическихцикловПГУ[14,15]

Совершенно очевидно, что соотношение теплоты, выделенной при сжигании топлива в газотурбинной части установки, к общему коли-честву теплоты, подведенному к парогазовой установке, также будет пропорционально отношению коэффициентов избытка воздуха: Q Q B BS S/ / /г г г ух= = a a . (4.16)

Отношение расхода топлива Bп, дополнительно сожженного в па-рогенераторе, к расходу топлива Bг, сожженного в газовой турбине, выразится соотношением B B B B Bп г г г г ух/ / /= -( ) = -S a a 1. (4.17)

В ПКУПГ в паротурбинной части топливо сжигается до полного ис-пользования кислорода выхлопных газов газовой турбины, значение αух близко к единице и доля теплоты топлива газотурбинной установ‑ки d a a= =еB Bг ух г// минимальна. При αух = αг, δ = 1 сжигание топли-ва в паротурбинной части не производится, что соответствует бинар-ным ПГУ с котлами-утилизаторами.

Второй показатель, позволяющий осуществлять количественную оценку некоторых характеристик парогазовых циклов, — степень би-нарности [14] цикла β. Степень бинарности показывает, какую часть в суммарном количестве теплоты, подведенной к рабочему телу ниж-него цикла, составляет теплота, отведенная от рабочего тела верхне-го цикла. Применительно к парогазовым установкам можно записать b h h= -( ) -( ) +йл щы1 1г г г г пB B B/ , (4.18)где ηг — термический КПД идеальной газотурбинной установки.

Рис. 4.7. Зависимость степени бинарности идеального цикла от степени сжатия в компрессоре

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0 5 10 15 20

Степень

бинарности

Степень повышения давления π

β

Page 84: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

82

4.Парогазовыеустановки

Разделив числитель и знаменатель на Bг, с учетом (4.17) получим:

b h h h a a h= -( ) -( ) +йл щы = -( ) -( )1 1 1г г п г г г ух г/ / / /B B . (4.19)

При a aг ух= (в случае ПГУКУ) степень бинарности цикла равна еди-нице. Для ПГУПГ с увеличением степени повышения давления сте-пень бинарности цикла уменьшается (рис. 4.7).

Третий показатель — отношение электрической мощности тепло-фикационной установки к ее тепловой мощности у:

y N= э /F, (4.20)

где Nэ и Ф — соответственно электрическая и тепловая мощность уста-новки.

4.2.2. основные расчетные соотношения реального цикла гтУ [17, 18]

Рис. 4.8. Реальный и идеальный циклы ГТУ [17, 18]

Точка 1 (рис. 4.8) отражает начальное состояние воздуха перед ком-прессором. Линия 1–2 соответствует процессу сжатия воздуха в ком-прессоре до параметров P2 и Т2. Линия 1–2t соответствует изоэнтро-пийному сжатию до того же давления и температуры Т2t. Параметр t означает изоэнтропийное сжатие и расширение. Линия 2–3 соответ-ствует изобарному подводу теплоты в камере сгорания, при этом тем-пература продуктов сгорания возрастает до Т3. На самом деле давле-

Page 85: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

83

4.2.КоличественныепоказателитермодинамическихцикловПГУ[14,15]

ние в камере сгорания падает вследствие гидравлических потерь, т. е. P3<P2. Можно принять, что P3 = λ1·P2, (4.21)

где λ1 — коэффициент, учитывающий потери давления в воздушном тракте между компрессором и камерой сгорания и в самой камере сго-рания, λ1 = 0,97–0,98. Линия 3–4 изображает процесс расширения газа в турбине до давления P4. Вследствие потерь давления в газовом трак-те за турбиной P4> P1. Аналогично предыдущему примем

P1 = λ2·P4, (4.22)

где λ2 = 0,96–0,98.Обозначая λ = λ1·λ2, установим зависимость между отношениями

давления в компрессоре и турбине: p pк гт= =P P P P2 1 3 4, . Учитывая вы-ражения (4.21) и (4.22), получим

l p pЧ = Ч Ч =к гт

PP

PP

PP

3

2

1

4

2

1

. (4.23)

Удельной полезной работой называют разность l l l= -т к работы тур-бины и компрессора l c T T l c T Tт рг к рк= Ч -( ) = Ч -( )3 4 2 1, , где массовые те-плоемкости рассчитываются для соответствующих диапазонов темпе-ратур. Запишем выражения для изоэнтропийных КПД компрессора турбины. h hт к=

--

=--

T TT T

T TT Tt

t3 4

3 4

2 1

2 1

, . (4.24)

Пользуясь выражением (4.24), а также уравнениями изоэнтропы, согласно которым: T T T Tt t2 1 4 3= =p pe e

к гт¥к т, , (4.25)

где e eк в в г г г= -( ) = -( )k k k k1 1, , найдем температуры T2 и T4: T3 – T4 = = ηт (T3–T4t);

T T T T T T T Tt4 3 3 4 3 3 3 3 1 1= - Ч -( ) = - Ч - Ч( ) = Ч - Ч -( )й- -h h p h pe eт т гт т гт

т т

лл щы; (4.26)

h h hк к кили или=--

- = -( ) = + -( ) =

=

T TT T

T T T T T T T Ttt t

2 1

2 12 1 2 1 2 1 2 1, / , /

TT T T T1 1 1 1 1 1+ Ч -( ) = Ч + -( )йл щыp h p he hк кк к к/ / .

(4.27)

Page 86: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

84

4.Парогазовыеустановки

Тогда зависимости для работы турбины и компрессора примут вид

l c T T c T T c Tт рг рг т гт рг тт= Ч -( ) = Ч - Ч - Ч -( )йл щы{ }= Ч Ч Ч-

3 4 3 3 31 1 1h p he --( )= Ч -( ) = Ч - Ч + -( )йл щы{ }=

-p

p h

e

e

гт

к рк рк к рк

т

к

,

/l c T T c T T c2 1 1 1 1 1 ЧЧ Ч -( )T1 1p heкк/ .

(4.28)

Удельное подведенное тепло определяют по разности энтальпий в точках 3 и 2 q c T Tp1 3 2

1= Ч Ч -( )hкс

, где ср — теплоемкость в камере сго-

рания. КПД камеры сгорания учитывает потери теплоты с недожегом и через стенки камеры сгорания и равен 0,95–0,98. КПД цикла ГТУ определяется выражением

h

h p p he e

=-

=Ч Ч Ч -( ) - Ч Ч -( )

Ч -( )Ч

l lq

с T с T

с T Tр

т к рг г гт¥

рк к кк

3 1

3 2

1 1 /hh

h p p he e

кс

рг г гт¥

рк к кк

=

=( )( ) Ч Ч -( ) - ( ) Ч -( )

Ч

с с T T с с

с Tр р

р

3 1

3

1 1 /

/TT T T1 2 1-( )Ч

/.hкс

(4.29)

Пусть T T с с с с с ср р3 1 = = =t, ,рг г рк к, тогда

ht h p p h

t p hh

e e

e=

Ч Ч Ч -( ) - Ч -( )- - -( )

с сг г гт¥

к к к

к к

кс

к

к

1 1

1 1

/

/. (4.30)

КПД цикла будет равен нулю в случае равенства нулю числителя. При равенстве средних теплоемкостей воздуха и продуктов сгорания получим: с сг г гт

¥к к к

кЧ Ч Ч -( ) = Ч -( )t h p p he e1 1 / ;

t h hp

ppp

p

ppe

e

e

e

e

e

e

Ч Ч =-( )

-( )Ч =

-( )-( ) Ч =г к

к

гт¥

к

к

к

к

кк к

к

к

к

к1

1

1

1 1ppeкк ;

p t h he= Ч Чг к .

Для идеального цикла имеем с сг к= , ηг = ηк = 1, πк = πгт, тогда

h

t p pt p

t p t pt p

t pt p

pp

e e

e

e e

e

e

e

e

=Ч -( ) - -( )

-=

- + - Ч-

=

= +- Ч-

Ч

- -

-

1 1 1

11

ee

e

e e e

p tt p p p

= +--

Ч = -11

11

.

(4.31)

Как и должно быть для идеального цикла.Расчеты по формулам (4.4) и (4.30) приведены на рис. 4.9.

Page 87: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

85

4.2.КоличественныепоказателитермодинамическихцикловПГУ[14,15]

Рис. 4.9. КПД реального и идеального цикла [4, 5]

Рис. 4.10. Зависимость коэффициента полезной работы от степени повышения давления

Отношение полезной работы к работе турбины называют коэффи-циентом полезной работы турбины

jt h h

p

p

e

e=

-= - = - Ч

Ч ЧЧ

-( )-( )

l ll

ll

c

cг к

г

к

г

рк

рг г к

к

гт¥

к

1 11 1

1. (4.32)

Пусть πк ≈ πг, εг ≈ εк, тогда

jt h h

p

pp

t h hp

p

e

e

e e

= -Ч Ч

Ч-( )

-( )= -

Ч ЧЧ

-( )-

11 1

11

1

1г к

к

гт¥

к

г к

гт¥

г

к к

тт¥

к

г к

к

e

ept h h( )

= -Ч Ч

1 . (4.33)

,

,

,

,

,

,

,

,

,

,

Page 88: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

86

4.Парогазовыеустановки

4.2.3. тепловой баланс реальной гтУ

Для определения коэффициента избытка воздуха запишем тепло-вой баланс камеры сгорания [17, 18]:

G h G h G Q hг г к к т мр

тЧ = Ч + Ч +( ), (4.34)

где Gг, Gк, Gт — массовые расходы газов на выходе из газовой турби-ны, воздуха на выходе из компрессора, топлива, подаваемого в каме-ру сгорания, кг/с; hг и hк hт — соответствующие энтальпии продуктов сгорания, воздуха, и топлива, кДж/кг; Qм

р — низшая теплота сгорания, отнесенная к 1 кг топлива, кДж/кг.

Теоретически необходимое (массовое в кг/кг) количество воздуха для окисления 1 кг топлива можно рассчитать по стехиометрическим уравнениям реакции

L mn

m n0

2 2 20 5 0 5 1 54

= Ч + Ч + Ч + +жиз

цшч Ч -

ж

из

ц

шчеr

г

H CO H S C H O, , , . (4.35)

При известном объемном составе природного газа его плотность, приведенная к нормальным условиям, рассчитывается как

r m m m m mm

г CO 2 H m n C H 2 CO 2 NCO H C H CO N2 m n 2 2

Ч Ч + Ч + Ч + Ч + Ч1

100 V[ ]S . (4.36)

Теплота сгорания природного газа, отнесенная к 1 кг топлива, так-же может быть пересчитана при известной плотности и низшей тепло-те сгорания одного кубометра газа

Q Qмр

нр

г= /r . (4.37)

Массовые расходы продуктов сгорания воздуха и топлива связаны между собой очевидными соотношениями:

G G L G G Lк т г т= Ч Ч = Ч + Ч( )a a001; . (4.38)

Учитывая, что hг = h3, а hк = h2, и пренебрегая энтальпией топлива hт = 0, преобразуем выражение (4.34) к виду

G L h G L h G Q

L h L h Q

т т т мр

мрили

Ч + Ч( ) Ч = Ч Ч Ч + Ч

+ Ч( ) Ч = Ч Ч +

1

1

0 3 0 3

0 3 0 3

a a

a a .. (4.39)

Page 89: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

87

4.3.Термическаяэффективностьпарогазовыхустановок[15]

Выразив из выражения (4.39) коэффициент избытка воздуха, по-лучим

a =-

Ч -( )Q h

L h hмр

3

0 3 2

. (4.40)

В сравнении с ранее полученным выражением (4.12) отличие за-ключается лишь в пренебрежении при выводе формулы (4.12) расхо-дом топлива по сравнению с расходом продуктов сгорания. При учете расхода продуктов сгорания в числителе выражения появляется эн-тальпия 1 кг продуктов сгорания, которая вычитается из массовой те-плоты продуктов сгорания природного газа.

4.3. термическая эффективность парогазовых установок [15]

Коэффициент термической эффективности определяется из урав-нения [15]: h= +( ) /N BQэ н

рF . (4.41)

Для конденсационных парогазовых установок коэффициент тер-мической эффективности определяется уравнением

hпг г п г нр

п нр= + Ч + Ч( ) / ( )N N B Q B Q , (4.42)

где Nг и Nп — электрическая мощность соответственно газовой и паро-вой турбины. Уравнения электрической мощности турбин имеют вид:

N B Qг г нр

г= h , (4.43)

N B Q B Q Qп нр

г п нр

пот п= - + -[ ( ) ]г 1 h h , (4.44)

где Qпот — потери теплоты в котельном агрегате, основными из кото-рых являются потери теплоты с уходящими газами, существенно за-висящие от величины коэффициента избытка воздуха в уходящих га-зах. Пренебрегая потерями с наружным охлаждением и с химической неполнотой сгорания, запишем потери теплоты как потери с уходя-щими газами в виде

Q B B V c tпот г п ух г ух= +( )a 0 . (4.45)

Page 90: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

88

4.Парогазовыеустановки

Подставляя в уравнение (4.42) выражения (4.43)– (4.45), с учетом (4.17) получим:

h h h h h h

h hпг г г г г п п п пот н

рп г п

г

= + - + - + =

= + -

[ ( ) / ] / ( )

{[ [(

B B B Q Q B B

г

1

1 )) / / ] } / ( / )

[ ( /г п

г г

+ - + =

= + - + - -

B B Q Q B B B

Qп г пот н

рп г

г ух пот

h

h h a a

1

1 1 // ) ] /

/ ( / / / )г

Q B

Q Q B

нр

г п ух г

г ух г ух г ух г пот нр

г

h a a

h a a h a a a a h

=

= + - -1 пп.

(4.46)

Преобразуем комплекс, содержащий потери теплоты с уходящими газами, к следующему виду:

a a a a a

a a

ух г пот нр

г ух г г п ух г ух нр

г

ух г

/ / / ( ) /

/ (

Q Q B B B V c t Q B= + Ч =

= +

0

1 BB B V c t QVQ

c t

c t

п г ух г ух нр

ух г ух ухнр г ух

ух г у

/ ) / / /гa a a a a a

a

00

= ( ) =

= хх ух/ , ,3 65 = l

где 3,65 — отношение теплоты сгорания газа к теоретически необходи-мому количеству воздуха, МДж/м 3 воздуха. Тогда выражение для ко-эффициента термической эффективности ГТУ будет иметь вид:

h h a a h a a hпг г ух г ух г ух п= + - -/ ( / )г 1 l . (4.47)

Для ПГУКУ a aг = ух и выражение преобразуется к виду

h h h hпг г г ух= + - -( )1 l п. (4.48)

Уравнение (4.47) включает в себя основные характеристики ПГУ, что позволяет расчетным путем определить их характеристики. Тер-мическая эффективность парогазовых установок с котлом полного го-рения слабо зависит от термической эффективности ГТА, т. е. от сте-пени повышения давления в компрессоре. С увеличением степени повышения давления в компрессоре возрастает избыток воздуха в от-ходящих из турбины газах, увеличивается доля выработки электро-энергии по паровому циклу и суммарная эффективность ПГУ возрас-тает незначительно (см. рис. 4.13).

Термическая эффективность парогазовых установок с котлами-ути-лизаторами несколько возрастает при увеличении степени повыше-ния давления, несмотря на то, что из-за повышения избытка воздуха в уходящих газах падает эффективность выработки электроэнергии по паровому циклу (возрастают потери с уходящими газами). Во всем

Page 91: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

89

4.4.Парогазовыеустановкисвпрыскомпара

диапазоне изменения термической эффективности ГТУ величина эф-фективности ПГУ полного горения ниже, чем у ПГУ с котлами-ути-лизаторами (см. рис. 4.11).

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0 5 10 15 20 25

КПД

ПГУ

Степень повышения давления

ПГУ КУ

ПГУ ПГ

π

η

Рис. 4.11. Зависимость КПД ПГУ от степени повышения давления в компрессоре

4.4. парогазовые установки с впрыском пара

В парогазовых установках с впрыском пара (ПГУ ВП) в воздушный или газовый тракт энергетической газотурбинной установки (ГТУ) по-даются продукты сгорания топлива и водяной пар, которые в виде па-рогазовой смеси расширяются в газовой турбине [16]. В ГТУ с впры-ском пара увеличение удельной полезной работы установки кроме обычного повышения температуры газа и оптимизации степени сжа-тия в цикле обеспечивается сокращением затрат работы на сжатие в компрессоре. Это сокращение можно осуществить либо охлажде-нием воздуха в тракте компрессора за счет впрыска воды, либо вво-дом в расширительную часть тракта ГТУ дополнительного рабочего тела воды или водяного пара. Такое техническое решение превраща-ет энергетическую ГТУ в ПГУ ВП, в которой дополнительное парово-дяное рабочее тело сжимается в жидкой фазе при относительно малой работе сжатия, что повышает экономичность установки. Существу-ет несколько вариантов тепловых схем ПГУ ВП. Они могут быть вы-полнены как с отводом отработанной парогазовой смеси в атмосферу и потерей водяного пара (открытая схема), так и с конденсацией водя-

Page 92: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

90

4.Парогазовыеустановки

ных паров в контактном конденсаторе или конденсаторе другого типа с возвратом рабочего тела в цикл.

Парогазовые установки с впрыском пара открытой схемы обычно являются установками, вырабатывающими только электроэнергию. В ПГУ ВП с конденсацией и возвратом в цикл всего количества во-дяных паров приходится существенно снижать температуру выхлоп-ных газов для конденсации из них воды. Для этого используются га-зовые сетевые подогреватели (ГСП) или другие технические решения, а в установке возникает необходимость отпуска тепла внешним по-требителям. Таким образом, ПГУ ВП становятся теплофикационны-ми установками.

Тепловая схема ПГУ ВП с отводом парогазовой смеси в атмосферу (открытая схема) приведена на рис. 4.12.

Рис. 4.12. Тепловая схема ПГУ ВП открытого типа [16]:ГТ — газовая турбина; КС — камера сгорания ГТУ; ЭГ — электрогенератор;

ОК — осевой компрессор; КУ — котел-утилизатор; ПЕ — пароперегреватель; И — испаритель; ЭК — экономайзер; Н — насос; ХВО — химическая водоочистка;

1, 2, 3, 4, 5 — характерные точки цикла ГТУ

Page 93: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

91

4.4.Парогазовыеустановкисвпрыскомпара

На рис. 4.13 изображен идеализированный газовый и паровой ци-клы, а также дополнительно приведен совмещенный термодинамиче-ский цикл работы парогазовой смеси в газовой турбине.

Рис. 4.13. Термодинамический цикл ПГУ с впрыском пара [16]. Цифрами 1, 2, 3, 4 обозначен идеальный цикл газотурбинного агрегата [14]

Основными элементами схем являются энергетическая ГТУ и ко-тел-утилизатор, в котором из химически очищенной питательной воды генерируется перегретый пар, вводимый затем в камеру сгора-ния ГТУ. Воздух и пар нагреваются сжигаемым топливом до началь-ной температуры газов T3 = Тf = Tсм (Тf — температура перегретого пара перед ГТУ; индекс «см» означает, что параметр относится к па-рогазовой смеси).

Выхлопные газы ГТ охлаждаются на поверхностях нагрева котла-утилизатора от температуры Т4 см до Т5 см и направляются в дымовую трубу. Утилизация теплоты этих газов ограничивается минимальным значением температуры Т5 см (рис. 4.13). Ее влияние на характеристи-ки системы проявляется двояко: во-первых, в образовании при низких температурах конденсата, вызывающего коррозию, и, во-вторых, в по-явлении выхлопной струи газов повышенной температуры, порожда-ющей более позднюю конденсацию влаги, когда выходящие из трубы газы смешиваются с более холодным наружным воздухом.

Page 94: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

92

4.Парогазовыеустановки

По этой причине обычно принимают Т5 = 125–135 °C. Для повы-шения температуры перегретого пара Те до начальной температуры га-зов приходится увеличивать количество сжигаемого в камере сгорания ГТУ топлива, однако в дальнейшем это компенсируется ростом мощ-ности газовой турбины в тепловой схеме ПГУ ВП, так как присутствие перегретого пара в потоке газов увеличивает теплоемкость среды при том же перепаде температур.

В отличие от схемы на рис. 4.12 без промежуточного пароперегрева-теля в тепловой схеме на рис. 4.14 часть потенциала перегретого пара срабатывается за котлом-утилизатором в паровой турбине, затем сно-ва подогревается в промежуточном пароперегревателе и после этого вводится в камеру сгорания ГТУ. Такое решение повышает мощность и экономичность установки, но приводит к усложнению конструкции КУ и схемы ПГУ.

Рис. 4.14. Тепловая схема ПГУ с впрыском пара и промежуточным пароперегревателем [16]:

ГТ — газовая турбина; КС — камера сгорания ГТУ; ЭГ — электрогенератор; ОК — осевой компрессор; КУ — котел-утилизатор; ПЕ — пароперегреватель; И — испаритель;

ЭК — экономайзер; Н — насос; ХВО — химическая водоочистка; ПТ — паровая турбина; ПП — промежуточный пароперегреватель; 1, 2, 3, 4, 5 — характерные точки цикла ГТУ

Page 95: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

93

4.4.Парогазовыеустановкисвпрыскомпара

Рассмотрим изменение работы газовой турбины при условии, что массовый расход газов через турбину останется неизменным [4, 5]. Массовый расход смеси Gсм перегретого пара и продуктов сгорания равны расходу продуктов сгорания через турбину при обычных усло-виях (Gг). Относительный расход пара составит d = D/Gг, тогда расход продуктов сгорания уменьшится на величину, равную (1–d)Gг. Для простоты анализа будем считать, что пар нагревается в котле до той же температуры, что и воздух при сжатии в компрессоре (это соответству-ет существующим схемам ПГУ ВП).

Теплота, подведенная в камере сгорания:

q c T T dc T Tp1 3 2 3 2= -( ) + -( )п , (4.49)

где cп — массовая теплоемкость водяного пара.Работа газовой турбины:

l c dc T Tpгт п= +( ) -( )3 4 . (4.50)

Работа компрессора:

l c T Tpк = -( )2 1 . (4.51)

Полезная работа в цикле ГТУ:

l c T T T T dc T Tp= -( ) - -( )йл щы + -( )3 4 2 1 3 4п . (4.52)

КПД газотурбинной установки с впрыском пара:

h=

-( ) - -( )йл щы+( ) -( )

+-( )

+( )c T T T T

c dc T T

dc Т T

c dc Tp

p p

3 4 2 1

3 2

3 4

п

п

п 33 2

3 4

3 2

-( )=

=+( )

++( )

-( )-( )

T

c

c dc

dc

c dc

Т T

T Tp

p pп

гтуп

п

h .

(4.53)

Комплекс, в который входят отношения температур, преобразуем к следующему виду:

T TT T

T TT T

3 4

3 2

4 3

2 31

11

11

--

=--

=--

-

-

pp t

e

e ,

где t =ТТ

3

1

— коэффициент соотношения начальной температуры и тем-

пературы газов перед турбиной.

Page 96: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

94

4.Парогазовыеустановки

Тогда для КПД ГТУ с впрыском пара получим выражение

h pp

p te

e

e=

+-( ) +

+( )-( )-( )

--

-

c

c dcdc

c dcp

p pп

п

п

11

1 1. (4.54)

На рис. 4.15 приведена расчетная зависимость изменения КПД газовой турбины при увеличении доли впрыскиваемого пара, при π и τ = const. Как показывают расчеты, КПД ГТА за счет впрыска пара увеличивается незначительно, даже при доле впрыскиваемого пара более 30 % увеличение КПД не превышает 4 %, но значительно силь-нее увеличивается удельная полезная работа.

0,365

0,375

0,385

0 0,1 0,2 0,3

КПД

Доля пара d

η

Рис. 4.15. Изменение КПД газовой турбины при увеличении доли впрыскиваемого пара

Рассмотрим изменение работы газовой турбины [4, 5] при условии, что массовый расход смеси Мсм перегретого пара и продуктов сгора-ния равен расходу продуктов сгорания через турбину без впрыска пара (Мг). Относительный расход пара составит d D М= / г, тогда рас-ход продуктов сгорания при впрыске пара уменьшится на величину, равную (1–d)Мг. При этом увеличение удельной работы за счет впры-ска пара lПГУВП по отношению к работе ГТА без впрыска пара lГТА мо-жет быть рассчитано по выражению

l l c T T T T c T T d

d c T

p

p

ПГУВП ГТА п/

/

= -( ) - -( )йл щы + -( ){ }ґґ -( )

3 4 2 1 3 4

31 --( ) - -( )йл щы =

= -( ) + Ч-

й

лкк

щ

ыъъ

T T T

dc dc Т Тp

4 2 1

1 11

1п

2 3/.

(4.55)

Page 97: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

95

4.5.ОсновныерасчетныесоотношенияреальногоциклаГТУсвпрыскомпара[4,5]

На рис. 4.16 представлено увеличение полезной работы ПГУВП, рассчитанное при степени повышения давления в компрессоре, рав-ной 5. При доле впрыскиваемого пара, равной 25 %, полезная работа (за счет снижения работы сжатия) увеличивается более чем на 30 %. Ко-личество теплоты, которое необходимо затратить на испарение воды и перегрев пара при температуре питательной воды,

q d h h= Ч -( )пп пв . (4.56)

Рис. 4.16. Изменение полезной работы ГТА при увеличении доли впрыскиваемого пара

Температура, до которой охладятся продукты сгорания в смеси с водяными парами, чтобы получить требуемое количество перегре-того пара. T T

qc dcp

= -+4

п

. (4.57)

Совместное решение двух последних уравнений позволяет опреде-лить допустимое количество пара, которое можно подогреть отходя-щими из турбины продуктами сгорания в смеси с парами воды.

4.5. основные расчетные соотношения реального цикла гтУ с впрыском пара [4, 5]

Совмещенный термодинамический цикл работы парогазовой сме-си в реальной газовой турбине с впрыском пара ничем не будет отли-

Page 98: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

96

4.Парогазовыеустановки

чаться от цикла представленного на рис. 4.10. Работа газовой турби-ны в соответствии с выражением (4.28):

l c T d c T

T

т рг г гт п г гт

г гт

т т= Ч Ч Ч -( ) + Ч Ч Ч Ч -( ) == Ч Ч -

- -3 3

3

1 1

1

h p h p

h p

e e

--( ) Ч + Ч( )eтрг пc d c .

. (4.58)

Работа компрессора: l c Tк рк к

к= Ч Ч -( )1 1p he / . (4.59)

Полезная работа в цикле ГТУ:

l c T d c T c T= Ч Ч Ч -( ) + Ч Ч Ч Ч -( ) - Ч Ч -(- -рг г гт п г гт рк

т т к3 3 11 1 1h p h p pe e e )) / hк . (4.60)

Удельная подведенная теплота

q c d c T Tp1 3 2

1= Ч + Ч( ) Ч -( )hкс

п . (4.61)

КПД газотурбинной установки с впрыском пара:

ht h p p h

t p hh

e e

e=

Ч Ч Ч -( ) - Ч -( )- - -( )

+с сd dг г гт¥

к+ к к

к к

кс

к

к

1 1

1 1

/

/, (4.62)

где приведенные теплоемкости имеют следующий вид: сс d c

с d cdр

грг п

п+ =

+ Ч

+ Ч;

сс

с d cdр

грк

п+ =

+ Ч, и если первая из них близка к единице, то вторая бли-

же к 0,5.Отношение полезной работы к работе турбины

jt h h

p

p

e

e=

-= - = -

+ ЧЧЧ Ч

Ч-( )

-( )l l

lll

c

c d cг к

г

к

г

рк

рг п г к

к

гт¥

к

1 11 1

1. (4.63)

4.6. модернизация котельных в тэЦ

При существующем соотношении цен на энергоносители и обору-дование стала чрезвычайно целесообразной выработка электроэнергии на тепловом потреблении. Наиболее простой путь — это реконструк-

Page 99: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

97

4.6.МодернизациякотельныхвТЭЦ

ция существующих котельных с установкой паровых противодавлен-ческих турбин или дополнительной установкой газовых турбин.

б

а

Рис. 4.17. Принципиальная тепловая схема мини-ТЭЦ:К — компрессор; КС — камера сгорания; ГТ — газовая турбина; ПК — паровой котел;

Б — бойлер; ПТ — паровая турбина с противодавлением; ПН — питательный насос; ЭГ — электрогенератор; ТС — тепловая сеть; КВ — котел водогрейный;

а — исходная схема котельной; б — котельная после модернизации

Количество теплоты, вырабатываемое паровым котлом, в рассма-триваемой исходной схеме (рис. 4.17, а) равно количеству теплоты, полученному в бойлере, и связано с расходом газа на паровой котел очевидным соотношением:

Page 100: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

98

4.Парогазовыеустановки

Q D h h B Qп пп к п0

нр

пк= -( ) = h , (4.64)

где hпп, hк — энтальпии перегретого пара и конденсата после бойлера.Количество теплоты, вырабатываемое водогрейным котлом, связа-

но с расходом топлива на него соотношением

Q B Qв в0

нр

вк= Ч Чh . (4.65)

При установке за котлом паровой турбины с противодавлени-ем (см. рис. 4.17, б) может быть выработана электрическая энер-гия в размере:

N D h hп пп пт= -( ), (4.66)

где hпт — энтальпия пара за противодавленческой турбиной. За счет того, что давление на входе в бойлер уменьшается, уменьшается и вы-работка тепловой энергии бойлером и возрастает расход топлива на вы-работку теплоты водогрейными котлами Q B Q B Q D h hв в н

рвк в

0нр

вк пп пт= Ч Ч = Ч Ч + Ч -( )h h . (4.67)

При установке перед котлом газовой турбины фактически реализу-ется схема ПГУ полного горения (см. рис. 4.1). В качестве окислителя при сжигании газа в паровом котле используются газы, выбрасывае-мые газовой турбиной. За счет этого уменьшается расход топлива Bп на паровой котел при условии, что его нагрузка остается неизменной

Q B Q B B Qп п0

нр

пк п г г нр

пк= Ч Ч = + -( )йл щы Ч Чh h h1 . (4.68)

Таким образом, уменьшение расхода топлива на паровой котел со-ставит

DВ B B Bп п0

п г г= - = Ч -( )1 h . (4.69)

Увеличение расхода топлива на выработку требуемого количества теплоты водогрейными котлами можно определить как

DB D h h Qв пп пт нр

вк= -( ) Ч( )/ h . (4.70)

Суммарное увеличение расхода топлива при реконструкции котель-ной в ТЭЦ определится выражением

Page 101: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

99

4.7.Газопароваяустановкасосжиганиемтопливавкислороде

D D DB B B В B B

B D h h Q B

N

= + - = - =

= + Ч -( ) Ч( ) - -( ) =

=

г в п0

п

г пп пт нр

вк г г

п

/ h h1

QQNQн

рвк

г

нрЧ

+h

(4.71)

и зависит от выработки дополнительной электрической мощности.Выбор типа газовой турбины при известном расходе топлива на па-

ровой котел осуществляется из следующих соображений. Суммарный расход топлива на газовую турбину и паровой котел равны сумме рас-хода газа на газовую турбину и начальному расходу газа на паровой ко-тел за вычетом уменьшения расхода топлива на паровой котел.

B B B B B B B

B B

S D= + - = + - Ч -( ) == + Ч

п0

г п п0

г г г

п0

г г

1 h

h . (4.72)

Разделим правую и левую часть полученного выражения (4.72) на расход топлива на газовую турбину Вг

BB

BB

S

г

п0

гг= + h . (4.73)

С учетом соотношения (4.15) получим

BB

п

г

г

ухг

0

= =aa

h .

Отсюда расход топлива на газовую турбину равен

BB

гп0

г гух

=-a a h

. (4.74)

4.7. газопаровая установка со сжиганием топлива в кислороде

В настоящее время идет разработка нового поколения ПГУ со сжи-ганием в среде кислорода газообразного топлива, полученного из твер-дых топлив и горючих отходов. Планируемый коэффициент полезного действия около 36–40 % с учетом потерь на газификацию и захороне-ние СО2. В настоящее время разрабатывается проект демонстрацион-ной установки электрической мощности 25 МВт.

Page 102: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

100

4.Парогазовыеустановки

Горючий искусственный синтез-газ получают за счет парокисло-родной газификации твердого топлива при высоких давлениях. Пода-ча кислорода обеспечивает протекание реакций газификации углерода при высокой температуре. Высокое давление, при котором протекают реакции газификации, необходимо для обеспечения высокого КПД при последующем расширении газов в турбине.

Основными реакциями при протекании парокислородной газифи-кации являются следующие:· гетерогенная реакция окисления углерода кислородом: С + О2 =

= СО2;· гетерогенная реакция восстановления диоксида углерода на угле-

роде: СО2 + С = 2 СО;· гетерогенная реакция конверсии углерода водяным паром: С +

+ Н2 = СО + Н2.Кроме того, идет гомогенная реакция водяного газа: СО + Н2О =

= СО2 + Н2.Результирующая экзотермическая реакция может быть записана как

2СНn + O2 = 2CO + n·H2 (1 < n < 4).

Эта реакция экзотермическая, в результате которой образуются в ос-новном СО и Н2. В зависимости от состава исходного топлива в синтез-газе содержатся в небольшом количестве СО2, Н2 О, Н2S, N2, Аr и т. д.

Сам газификатор представляет собой цилиндрический футерован-ный реактор, в который под высоким давлением подают топливо и кис-лород. Подача водяного пара позволяет снизить высокую температу-ру, обусловленную подачей кислорода.

Полученный синтез-газ сжигается в камере сгорания первой сту-пени трехступенчатой турбины с подачей воды в камеру сгорания для снижения температуры продуктов сгорания до 760 °C (см. рис. 4.18). Образующаяся смесь паров воды и СО2 расширяется в цилиндре высо-кого давления, который по конструкции похож на ЦВД паровых тур-бин, так как в продуктах сгорания преимущественно находится водя-ной пар высокого давления.

Давление газов на входе в ЦВД, расположенный непосредственно за первой камерой сгорания, принято как в обычных паровых: турби-нах (около 11 МПа), а температура около 760 °C.

Турбина среднего давления (ТСД) размещается после второй каме-ры сгорания, в которую подаются дополнительный расход синтез-газа,

Page 103: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

101

4.7.Газопароваяустановкасосжиганиемтопливавкислороде

кислород и водяной пар для снижения температуры на выходе из ка-меры сгорания. Турбина среднего давления (4 МПа) работает при па-раметрах, характерных для газовых турбин: температура на входе в нее составляет 1760 °C, давление 4 МПа. В настоящее время для газовых турбин уже освоены следующие параметры: t = 1500 °C, Р = 2 МПа.

Рис. 4.18. Схема газопаровой установки со сжиганием в кислороде

В турбину низкого давления (ТНД) поступает парогазовая смесь с температурой 760 °C и давлением, близким к атмосферному. Смесь расширяется до давления примерно 15 кПа, при котором водяные пары охлаждаются в парогенераторе, конденсируются, образующая-ся вода рециркулирует для впрыска в кислородные камеры сгорания, а практически чистый СО2 отводится и сжимается для транспорти-ровки и захоронения.

Page 104: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

102

4.Парогазовыеустановки

задачи к главе 4

задача 4.1Газотурбинный агрегат 13 Е фирмы АВВ имеет следующие харак-

теристики: топливо — природный газ (Qнр = 35600 кДж/м 3;

V 0 = 9,44 м 3/м 3); электрическая мощность N = 147 МВт; степень сжа-тия π = 13,8; температура газов перед турбиной t3 = 1070 °C. Рассчи-тать: КПД ГТУ, состояние газа в характерных точках, расход топлива и продуктов сгорания, коэффициент избытка воздуха. Плотность воз-духа ρв = 1,29 кг/м 3.

Коэффициент полезного действия газотурбинной установки опре-деляется соотношением:

h pг = - = - =-

- --

1 1 13 8 0 5281 1 4 1

1 4k

k , ,,

, .

Параметры в точке 1, соответствующей состоянию окружающей среды:· температура воздуха t1 = 20 °C или T1 = t1 + 273 = 20 + 273 = 293 К;· давление P1 = 0,1 МПа.Параметры в точке 2, соответствующей состоянию воздуха после

компрессора:

· температура T TPP

T

kk k

k2 1

2

1

1

1

1 1 4 11 4293 13 8 620= Ч

ж

из

ц

шч = Ч = Ч =

-- -

p ,,

, К или

t1 = T1–273 = 620–273 = 347 °C;

Page 105: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

103

Задачикглаве4

· давление P2 = π·P1 = 13,8 ·0,1 = 1,38 МПа.Параметры в точке 3, соответствующей состоянию газов перед тур-

биной:· температура воздуха t3 = 1070 °C или T3 = t3 + 273 = 1070 + 273 =

= 1343 К;· давление P3 = P2 = 1,38 МПа.Параметры в точке 4, соответствующей состоянию газов на выхо-

де из турбины:

· температура T TPP

T

kk k

k4 3

4

3

1

3

1 1 4 11 41343 13 8 634= Ч

ж

из

ц

шч = Ч = Ч =

-

-- -

-

p ,,

, К или

t4 = T4–273 = 634–273 = 361 °C;· давление P4 = P1 = 0,1 МПа.Количество подведенной теплоты на 1 кг рабочего тела в цикле ГТУ:

q c T Tp1 3 2= Ч -( ).

Количество отведенной теплоты:

q c T Tp2 4 1= Ч -( ).

Теплота в камере сгорания подводится за счет сжигания природ-ного газа. Сжигание осуществляется с повышенным коэффициентом избытка воздуха, поскольку температура T3 ограничена. Расход при-родного газа, сжигаемого в камере сгорания, определяется из следу-ющего соотношения:

BN

Qгнр

г

3 3м /с тыс. м /ч=Ч

=ЧЧ

= @h

147 1035600 0 528

7 82 283

,, .

Суммарный тепловой поток, выделившийся при сжигании газа в турбине с расходом Bг будет равен

Q B Q1 = Чг нр.

Удельное количество теплоты на 1 кг рабочего тела:

qQG

B QV B

QV1

10 0= =Ч

Ч Ч Ч=

Ч Чг

г нр

г г в

нр

г вa r a r.

С другой стороны, это количество теплоты равняется q c T Tp1 3 2= Ч -( ).

Page 106: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

104

4.Парогазовыеустановки

Отсюда находим требуемый избыток воздуха, обеспечивающий до-пустимую температуру на входе в проточную часть газовой турбины:

arг

нр

в

=Ч - Ч Ч

=Ч - Ч Ч

=Q

с T T Vp ( ) ( ) , ,,

3 20

356001 1343 620 9 44 1 29

4

и массовый расход продуктов сгорания через турбину:

G V Bг г г в3м/с тыс. м /ч= Ч Ч Ч = Ч Ч Ч = @a r0 4 9 44 7 82 1 29 380 9 1370, , , , .

задача 4.2Для ПГУПГ рассчитать, как изменятся: коэффициент избытка воз-

духа в камере сгорания αг, доля теплоты топлива газотурбинной уста-новки δ, степень бинарности цикла β и КПД парогазового цикла ηпгу при изменении степени повышения давления π от 9 до 14 при следу-ющих условиях. В газовой турбине сжигают газ северных месторож-дений (Qн

р = 35600 кДж/м 3; V 0 = 9,44 м 3/м 3; Vг0 = 10,6 м 3/м 3), массовая

теплоемкость воздуха ссв = 1,01 кДж/(кг·К), плотность воздуха 1,29 кг/м 3, начальная температура воздуха t1 = 0 °C; температура газов перед газовой турбиной t3 = 1030 °C; температура уходящих газов за кот-лом-утилизатором tух = 140 °C, коэффициент избытка воздуха уходя-щих газов αух = 1,4, КПД паросилового цикла ηпт = 0,36.

При степени повышения давления π = 9Температура воздуха после сжатия в компрессоре

T T2 10 286273 9 512 238 8= Ч = Ч = = °pe , ,К С.

Требуемый избыток воздуха, обеспечивающий допустимую темпе-ратуру на входе в проточную часть газовой турбины:

arг

нр

p в

=-( )

=Ч Ч Ч -( )

=Q

с V t t03 2

356001 01 9 44 1 29 1303 512

3 66, , ,

, .

Доля теплоты топлива газотурбинной установки

d a a= = =г ух/ 3 66 1 4 2 61, / , , .

Коэффициент полезного действия идеального цикла ГТУ:

h pг = - = - ( ) =-

1 1 1 1 9 0 471

0 286( / ) ,

,k

k .

Page 107: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

105

Задачикглаве4

Степень бинарности цикла ПГУПГ

b h a a h= -( ) -( ) = -( ) -( ) =1 1 0 47 3 66 1 4 0 47 0 25г г ух г/ / , / , / , , , .

Потери теплоты с уходящими газами

l c tух ух г ух= Ч = Ч Ч =a / ( , ) , , / ,3 65 10 1 4 1 3 140 3650 0 0773 .

Коэффициент термической эффективности ПГУ

h h a a h a a hпг г ух г г ух г ух п = + - - Ч =

= Ч + - Ч

/ ( / )

, , / , ( ,

1

0 47 1 4 3 66 1 0 47 1

l

,, / , , ) , , .4 3 66 0 077 0 36 0 45- Ч =

При степени повышения давления π = 14Температура воздуха после сжатия в компрессоре

T T2 10 286273 14 580 307 7= Ч = Ч = = °pe , ,К С.

Требуемый избыток воздуха, обеспечивающий допустимую темпе-ратуру на входе в проточную часть газовой турбины:

arг

нр

в

=-( )

=Ч Ч Ч -( )

=Q

с V t tp0

3 2

356001 01 9 44 1 29 1303 580

4, , ,

.

Доля теплоты топлива газотурбинной установки

d a a= = =г ух/ 4 1 4 2 86/ , , .

Коэффициент полезного действия идеального цикла ГТУ:

h pг = - = - ( ) =-

1 1 1 1 14 0 531

0 286( / ) ,

,k

k .

Степень бинарности цикла ПГУПГ

b h a a h= -( ) -( ) = -( ) -( ) =1 1 0 53 4 1 4 0 47 0 2г г ух г/ / , / / , , , .

Потери теплоты с уходящими газами

l c tух ух г ух= Ч = Ч Ч =a / ( , ) , , / ,3 65 10 1 4 1 3 140 3650 0 0773 .

Коэффициент термической эффективности ПГУПГ

h h a a h a a hпг г ух г г ух г ух п/ / )= + - - =

= Ч + - Ч -

(

, , / ( , , /

l l

0 53 1 4 4 1 0 53 1 4 4 00 077 0 36 0 45, ) , ,Ч = .

Page 108: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

106

4.Парогазовыеустановки

Таким образом, с увеличением степени повышения давления тер-мическая эффективность ПГУПГ не изменилась.

задача 4.3Для ПГУКУ рассчитать, как изменятся: коэффициент избытка воз-

духа в камере сгорания αг, доля теплоты топлива газотурбинной уста-новки δ, степень бинарности цикла β и КПД парогазового цикла ηпгу при изменении степени повышения давления π от 9 до 14 при следу-ющих условиях. В газовой турбине сжигают газ северных месторож-дений (Qн

р = 35600 кДж/м 3; V 0 = 9,44 м 3/м 3; Vг0 = 10,6 м 3/м 3), массовая

теплоемкость воздуха ссв = 1,01 кДж/(кг·К), плотность воздуха 1,29 кг/м 3, температура уходящих газов за котлом-утилизатором tух = 140 °C, КПД паросилового цикла ηпт = 0,36.

При степени повышения давления π = 9Температура воздуха после сжатия в компрессоре

T T2 10 286273 9 512 238 8= Ч = Ч = = °pe , ,К С.

Требуемый избыток воздуха, обеспечивающий допустимую темпе-ратуру на входе в проточную часть газовой турбины:

arг

нр

в

=-( )

=Ч Ч Ч -( )

=Q

с V t tp0

3 2

356001 01 9 44 1 29 1303 512

3 66, , ,

, .

Доля теплоты топлива газотурбинной установки d a a= =г ух/ 1.

Коэффициент полезного действия идеального цикла ГТУ:

h pг = - = - ( ) =-

1 1 1 1 9 0 471

0 286( / ) ,

,k

k .

Степень бинарности цикла ПГУКУ b =1.

Потери теплоты с уходящими газами l c tух ух г ух= Ч = Ч Ч =a / ( , ) , , / ,3 65 10 3 66 1 3 140 3650 0 1823 .

Коэффициент термической эффективности ПГУ h h h hпг г г ух п= + - - = + - -( ) Ч =( ) , , , , ,l l 0 47 1 0 47 0 182 0 36 0 6.

Page 109: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

107

Задачикглаве4

При степени повышения давления π = 14Температура воздуха после сжатия в компрессоре

T T2 10 286273 14 580 307 7= Ч = Ч = =pe , ,К °С.

Требуемый избыток воздуха, обеспечивающий допустимую темпе-ратуру на входе в проточную часть газовой турбины:

arг

нр

в

=-( )

=Ч Ч Ч -( )

=Q

с V t tp0

3 2

356001 01 9 44 1 29 1303 580

4, , ,

.

Доля теплоты топлива газотурбинной установки

d a a= =г ух/ 1.

Коэффициент полезного действия идеального цикла ГТУ:

h pг = - = - ( ) =-

1 1 1 1 14 0 531

0 286( / ) ,

,k

k .

Степень бинарности цикла ПГУПГ

b =1.

Потери теплоты с уходящими газами

l c tух ух г ух= Ч = Ч Ч =a / ( , ) , / ,3 65 10 4 1 3 140 3650 0 23 .

Коэффициент термической эффективности ПГУПГ

h h h hпг г г ух п= + - - = + - -( ) Ч =( ) , , , , ,l l 0 53 1 0 53 0 2 0 36 0 63.

Таким образом, с увеличением степени повышения давления тер-мическая эффективность ПГУКУ практически не изменилась.

задача 4.4Начальная температура воздуха t1 = 0 °C, температура газов перед

газовой турбиной t3 = 1000 °C, степень повышения давления π = 15. Рассчитать на сколько процентов изменится работа газовой турбины при впрыске пара в количестве d = 15 % от расхода газов. Определить достаточно ли теплоты отходящих газов за газовой турбиной для ис-парения и перегрева пара до температуры T2. В газовой турбине сжи-гают газ северных месторождений (Qн

р = 35600 кДж/м 3; V 0 = 9,44 м 3/м 3; Vг

0 = 10,6 м 3/м 3), массовая теплоемкость воздуха ссв = 1,12 кДж/(кг·К),

Page 110: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

108

4.Парогазовыеустановки

плотность воздуха 1,29 кг/м 3; массовая теплоемкость водяных паров сп = 2,3 кДж/(кг·К).

Температура воздуха после сжатия в компрессоре

T T2 10 286273 13 8 578 305= Ч = Ч = = °pe , , К С.

Теплота, подведенная в камере сгорания:

q c T T d c T Tp1 3 2 3 2

1 12 1273 578 0 15 2 3 1273 57

= -( ) + Ч -( ) == Ч -( ) + Ч Ч -

п

, , , 88 1018( ) = кДж/кг.

Температура на выходе из турбины

T T4 30 2861300 15 599= Ч = Ч =- -p e . K.

Полезная работа в цикле ГТУ:

l c T T T T dc T Tp= -( ) - -( )йл щы + -( ) =

= Ч -( ) - -

3 4 2 1 3 4

1 12 1273 599 578 27

п

, 33 0 15 2 3 1273 599 646( )йл щы + Ч Ч -( ) =, , .кДж/кг

Page 111: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

109

5. анализ экономической эффективности энергосберегающих проектов

5.1. понятие о бизнес-планировании

Б изнес-план — это тщательно разработанный и четко структу-рированный документ, описывающий цель фирмы (или эта-па ее деятельности), пути достижения этой цели и состояние

фирмы после достижения цели [24].В бизнес-плане может рассматриваться развитие фирмы в целом

в среднесрочной (3–5 лет) перспективе, такой документ называется бизнес-планом фирмы; может описываться процесс осуществления и оцениваться эффективность предпринимательского проекта — это бизнес-план (обоснование экономической целесообразности) инве-стиционного проекта [25, 26].

Можно выделить следующие особенности процесса бизнес-плани-рования в энергетической отрасли:· необходимость обеспечения высокой надежности;· высокая капиталоемкость, длительные сроки окупаемости, невы-

сокая эффективность проектов;· специфика ценообразования — тарифы на тепловую энергию

и частично цены на электрическую энергию подлежат государ-ственному регулированию;

· порядок подготовки и согласования инвестиционных проектов устанавливается законодательно;

· существует механизм учета инвестиционной составляющей в та-рифах на тепловую и электрическую энергию;

· необходимость дифференцированного учета инфляции по до-ходной и расходной части при проведении экономических рас-четов в бизнес-плане;

· необходимость планирования денежных потоков с учетом реаль-ной платежеспособности потребителей.

Page 112: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

110

5.Анализэкономическойэффективностиэнергосберегающихпроектов

Различия типов бизнес-планов

Пункт различия Бизнес-план фирмы Бизнес-план проекта

1. Содержание доку-мента

Описывает развитие компании в средне-срочной перспективе

Описывает осуществление и оценивает эффективность инвестиционного проекта

2. Масштаб процесса планирования

Дает прогноз деятель-ности фирмы в целом

Дает прогноз развития отдель-ного вида или этапа деятельно-сти фирмы

3. Стратегическая ори-ентация

Описывает общую стратегию деятельно-сти фирмы

Конкретизирует общую стра-тегию в виде разработки от-дельного направления

4. Горизонт планиро-вания 1–5 лет Зависит от сроков эксплуата-

ции и окупаемости проекта

5. Структура финансо-вых расчетов

Прогнозы прибылей и убытков, денежных потоков, баланса фир-мы в целом

Прогнозы прибылей и убыт-ков, денежных потоков, балан-са проекта, расчет критериев эффективности проекта

6. Точность расчетов Высокая Зависит от точности исходной информации

7. Построение прогноз-ного баланса

На основе общего бух-галтерского баланса фирмы

Исходя из условной самостоя-тельности проекта

8. Показатели экономи-ческой эффективности

Финансовые коэффи-циенты, запас проч-ности

NPV, IRR, срок окупаемости, запас прочности

Пример: Формулирование бизнес-проекта как мероприятия для достижения стратегической цели компании

Процессы стратегического планирования и разработки необходи-мых для достижения стратегических целей конкретных бизнес-про-ектов в компании могут быть осуществлены с применением следую-щего алгоритма [26]:

1. SWOT-анализ.2. Построение матрицы целевых областей.3. Определение стратегических целей компании.4. Конкретизация целей и задач на среднесрочную перспективу

(определение перечня мероприятий, сроков и ответственных лиц).5. Разработка конкретного бизнес-проекта под соответствующее

мероприятие.

Page 113: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

111

5.1.Понятиеобизнес-планировании

Рассмотрим подробнее отдельные этапы на конкретном примере.Теплоэнергетическая компания (основной вид деятельности — про-

изводство тепловой энергии на собственных и арендованных котель-ных и продажа ее с коллекторов) рассматривает в качестве основной цели деятельности расширение рынка сбыта путем взятия в аренду те-пловых сетей в зоне своего присутствия.

Результаты SWOT-анализа (то есть анализа сильных (strengths) и сла-бых сторон (weaknesses) компании, а также возможностей (opportunities) и угроз (threats), связанных с внешней средой) показали следующее:

1. Сильные стороны компании1. Многолетний опыт реализации тепла.2. Многолетний опыт защиты тарифов на тепловую энергию в ре-

гиональном тарифном органе.3. Опыт строительства и эксплуатации котельных.4. Опыт составления и утверждения инвестиционных программ,

инвестиционных составляющих в тарифах на тепловую энергию.5. Хорошие связи со специалистами-энергетиками региона.6. Хорошо поставленная претензионно-исковая работа, собствен-

ное юридическое подразделение.

2. Слабые стороны компании1. Нет опыта эксплуатации тепловых сетей.2. Нет возможности проводить энергетический аудит собственны-

ми силами.3. Не удается защитить все позиции в тарифах на тепловую энергию

(например, фактические расходы на заработную плату основных производственных рабочих, затраты на ремонт оборудования).

4. Недостаток опытных кадров для контроля эксплуатации тепло-вых сетей.

5. Нет положительного опыта реконструкции котельных и сетей.

3. Ожидаемые слабые стороны компании(связанные с приобретением будущих активов)1. Высокая вероятность убыточности будущей деятельности из-за

высоких издержек (вследствие перерасхода затрат на топливо, электроэнергию и воду).

Page 114: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

112

5.Анализэкономическойэффективностиэнергосберегающихпроектов

2. Заниженные по сравнению с реальной себестоимостью суще-ствующие тарифы на тепловую энергию.

3. Высокие потери тепловой энергии в сетях вследствие недостаточ-но хорошей изоляции трубопроводов, что приводит с снижению полезного отпуска тепловой энергии по сравнению с выработкой.

4. Высокая вероятность ненадежного теплоснабжения потребите-лей в начальный период из-за необходимости больших едино-временных вложений (устаревшее оборудование) и нехватки вре-мени на наладку и ремонт оборудования.

5. Медленное оформление права собственности со стороны му-ниципалитета — собственника тепловых сетей, что приводит к невозможности оформления арендных отношений и учета в та-рифах арендной платы в полном объеме.

6. Неполная оплата потребленной тепловой энергии со стороны потребителей тепла, наличие посредников в лице управляющих жилищным фондом компаний, которые зачастую не полностью рассчитываются за энергоресурсы.

7. Низкое качество теплоснабжения, недостаточная степень регули-рования режимов работы сетей (что приводит к увеличению или уменьшению температуры в помещении по сравнению с норма-тивной).

4. Возможности для компании (связанные с внешней средой)1. Поддержка правительства региона.2. Возможность привлечения внешнего финансирования.3. Возможность переговоров с тарифным органом и выяснения по-

зиций.4. Возможность защиты программ (инвестиционных, энергосбере-

жения) и учета их при утверждении тарифов.5. Возможность со временем использования новых методик (двух-

ставочных тарифов на тепло, долгосрочных тарифов на основе нормы прибыли на инвестированный капитал).

5. Угрозы для компании (связанные с внешней средой)1. Сложность с пересмотром нормативов потребления тепловой

энергии в ряде муниципальных образований, т. к. этот пересмотр возможен только при соблюдении условия сохранения доступ-ности услуги теплоснабжения.

Page 115: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

113

5.1.Понятиеобизнес-планировании

2. Постоянное изменение законодательства в сфере теплоснаб-жения.

3. Необходимость значительных инвестиций и, возможно, потеря финансовой устойчивости.

4. Угроза неплатежей потребителей, что может привести к пробле-ме возврата привлеченных финансовых ресурсов.

5. Ограничение роста тарифов предельными индексами.6. Опасность заключения договоров на энергетический аудит, ре-

монтные работы с недостаточно квалифицированными специа-лизированными организациями.

Построение матрицы целевых областей заключается в следующем. Для каждой слабой стороны компании с использованием сильных сто-рон компании и выявленных возможностей путем мозгового штурма выбирается направление (целевая область), следуя которому, можно устранить эту слабость, а попутно избежать внешних угроз. Результат формируется в виде матрицы, где в строках — направления развития компании (целевые области), а в столбцах — элементы SWOT-анализа (сильные, слабые стороны, возможности и угрозы).

Фрагмент матрицы целевых областей представлен на рис. 5.1.После формирования целевых областей схожие целевые области

объединяются в стратегические цели компании.Стратегические цели компании должны подчиняться принци-

пам SMART, а именно: быть конкретными (specific), измеримыми (measurable), достижимыми (achievable), ориентированными на ре-зультат (result — oriented), иметь конкретный срок (timed).

Page 116: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

114

5.Анализэкономическойэффективностиэнергосберегающихпроектов

Рис.

5.1

. Фра

гмен

т мат

рицы

цел

евы

х об

ласт

ей

1. И

спол

ь-зо

вать

си

льны

е ст

орон

ы

2.1.

Уст

рани

ть

слаб

ые

стор

оны

ко

мпа

нии

2.2.

Ож

идае

мы

е сл

а -бы

е ст

орон

ы, с

вяза

н-ны

е с

буду

щим

и ак

-ти

вам

и

3. И

спол

ьзов

ать

воз-

мож

ност

и (в

о вн

еш-

ней

сред

е)

4. И

збеж

ать

угро

з (с

о ст

орон

ы

внеш

ней

сред

ы)

Page 117: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

115

5.1.Понятиеобизнес-планировании

Далее в рассматриваемом примере в качестве одной из стратегиче-ских целей компании была установлена цель: обеспечение 100 % на-дежности теплоснабжения потребителей в течение двух лет. В рамках конкретизации этой стратегической цели руководство компании раз-работало и утвердило следующий план действий:

Мероприятия Промежуточные этапы Срок выполнения Ответственный

1. Создание эффективной системы ор-ганизации ре-монтов, обе-спечение включения данных затрат в тарифы

1. Проведение тенде-ров для выбора спе-циализированной ор-ганизации (с учетом имеющихся лицензий, сертификатов, реко-мендаций Правитель-ства Региона) по вы-полнению ремонтных работ, заключение до-говоров

В течение 2 ме-сяцев

Отдел организации ремонтов

2. Проработка вопроса о создании собствен-ного ремонтного под-разделения, оценка эффективности дан-ного проекта, в том числе с точки зре-ния включения затрат в тарифы

В течение 6 ме-сяцев

Плановый отдел (со-вместно с отделом ор-ганизации ремонтов, отделом разработки программ)

3. Разработка и согла-сование в установлен-ном порядке програм-мы ремонтных работ для защиты тарифов по конкретному объ-екту

В течение 2 ме-сяцев после пе-редачи объек-та в компанию, но не позднее срока, установ-ленного тариф-ным органом для защиты тарифов

Специализированная организация по ре-монтам совместно с отделом организа-ции ремонтов

4. Проведение необхо-димых ремонтных ра-бот

В течение летнего периода очеред-ного года

Отдел организации ремонтов совмест-но со специализиро-ванной организацией по ремонтам

Page 118: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

116

5.Анализэкономическойэффективностиэнергосберегающихпроектов

Мероприятия Промежуточные этапы Срок выполнения Ответственный

2. Реализация программ ре-конструкции конкретных объектов (ко-тельных и те-пловых сетей)

1. Разработка про-граммы реконструк-ции конкретного объ-екта

В течение 2 меся-цев после переда-чи объекта в ком-панию

Отдел разработки программ совмест-но со специализиро-ванной организацией по ремонтам

2. Утверждение про-граммы реконструк-ции объекта в Прави-тельстве региона

В течение 3 меся-цев после переда-чи объекта в ком-панию

Отдел разработки программ совмест-но со специализиро-ванной организацией по ремонтам

3. Утверждение соот-ветствующей тариф-ной составляющей (прибыли) в тариф-ном органе

В сроки, установ-ленные РЭК Плановый отдел

4. Реализация про-граммы реконструк-ции объекта

В течение летнего периода очеред-ного года

Отдел капитально-го строительства со-вместно со спе-циализированной организацией по ре-монтам

Указанный выше план действий показал необходимость разработ-ки конкретных бизнес-планов реализации инвестиционных проектов. В соответствии с планом действий в дальнейшем компанией были раз-работаны, проанализированы и по итогам анализа определены к реа-лизации следующие бизнес-планы:

1. Проект создания собственного ремонтного подразделения (раз-новидность проектов: покупать или производить).

2. Проект реконструкции объекта.3. Проект модернизации объекта.4. Проект строительства объекта.

5.2. основные цели составления и содержание бизнес-плана

Цели составления бизнес-плана компании можно разделить на внешние (для внешних пользователей) и внутренние (для менед-жмента и сотрудников самой компании) [25].

Page 119: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

117

5.2.Основныецелисоставленияисодержаниебизнес-плана

Внешние цели:· привлечение инвестиций (подготовка эмиссии акций, облига-

ций, кредитование, увеличение уставного капитала, привлече-ние бюджетного финансирования);

· привлечение новых клиентов и партнеров;· обоснование для холдинга целесообразности создания новой до-

черней компании;· обоснование необходимости слияний, преобразования, ликви-

дации компаний.Внутренние цели:· разработка стратегических направлений развития компании;· конкретизация перспектив бизнеса, оценка жизнеспособности;· выработка корпоративной культуры;· повышение управляемости компании;· внедрение и налаживание процесса бюджетирования;· обоснование направлений внутрикорпоративного финансиро-

вания.Цели составления бизнес-плана инвестиционного проекта так-

же можно разделить на внешние и внутренние, но набор конкрет-ных целей несколько отличается от целей составления бизнес-пла-на компании.

Внешние цели:· привлечение кредитных ресурсов для финансирования проекта;· привлечение партнеров для совместной реализации проекта;· подготовка документов для участия в конкурсах по привлечению

бюджетных инвестиционных ресурсов;· обоснование выделения инвестиционных ресурсов в рамках вну-

трифирменного финансирования.Внутренние цели:· анализ долгосрочной жизнеспособности проекта с учетом ры-

ночной ситуации, рисков;· анализ возможных вариантов реализации проекта по техниче-

ским и экономическим критериям;· анализ и выбор источников финансирования проекта;· оценка возможности возврата инвестиций.Структура бизнес-плана фирмы и бизнес-плана инвестиционного

проекта очень похожа. Как правило, в бизнес-плане фирмы присут-ствуют следующие разделы [26]:

Page 120: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

118

5.Анализэкономическойэффективностиэнергосберегающихпроектов

· Резюме.· Сведения о компании.· Цели и задачи компании.· Описание продукции (услуг).· Анализ рынка и концепция маркетинга.· План производства.· Организационный план.· Финансовый план.· Оценка риска.· Приложения.Приведем для сравнения основные разделы бизнес-плана проекта:· Резюме проекта.· Сущность проекта.· Анализ рынка и концепция маркетинга.· План производства.· Сведения о предприятии и отрасли.· Организационный план.· Финансовый план.· Оценка риска.· Приложения.

Познакомимся подробнее с содержанием основных разделов биз-нес-плана инвестиционного проекта.

Резюме проекта — это краткий обзор всех основных вопросов содер-жания каждой главы). Резюме содержит в себе следующие сведения:· суть проекта;· эффективность проекта (основные рассчитанные критерии);· сведения о фирме;· команда управления проектом;· план действий;· финансирование;· срок, порядок и гарантии возврата инвестиций.

Сведения о предприятии и отраслиЦель данного раздела — представить будущему инвестору в макси-

мально компактной форме всю информацию о будущем заемщике, обосновать его долгосрочную платежеспособность, дать полную кар-

Page 121: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

119

5.2.Основныецелисоставленияисодержаниебизнес-плана

тину системы принятия решений на предприятии, рыночной позиции предприятия в целом, независимо от проекта.

В этом разделе приводятся следующие данные:· общие сведения о предприятии:

— юридический и фактический адрес, телефон, телефакс, телекс;— форма собственности, организационно-правовая форма, дата

регистрации, регистрационный номер, статистические коды;— налоговые и банковские реквизиты: наименования и адреса

обслуживающих финансовых организаций, платежные рекви-зиты, ИНН;

· финансово-экономические показатели деятельности предприятия:— краткий анализ баланса за 3 года: расчет и анализ показателей

рентабельности, деловой активности, финансовой устойчиво-сти, платежеспособности;

— структура платежей за продукцию (доля оплаты «живыми» деньгами);

— для акционерных обществ — анализ рыночной активности;· сведения о высшем менеджменте предприятия, краткая характе-

ристика:— возраст, образование, опыт,— характеристика системы принятия финансовых решений (кто

обладает правом подписи финансовых документов);· структура управления и кадровый состав:

— характеристика организационной структуры;— численность и квалификация персонала;

· характеристика основных видов деятельности:— краткая характеристика основных видов продукции предпри-

ятия,— достижения (доля рынка по каждому виду продукции, дина-

мика потребительского спроса, имеющиеся лицензии);— перспективы предприятия (прогноз выпуска новых видов про-

дукции, прогноз потребительского спроса, прогноз продаж, какие потребуются лицензии);

· отрасль экономики и ее перспективы:— аналоги продукции, выпускаемой предприятием;— доля предприятия по производству продукции в России;— имеющиеся и потенциальные конкуренты;— лидеры отрасли;

Page 122: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

120

5.Анализэкономическойэффективностиэнергосберегающихпроектов

— оценка будущего развития отрасли с указанием программ раз-вития;

· партнерские связи:— взаимодействие с финансовыми организациями, рыночными

контрагентами (поставщиками, оптовой и розничной торго-вой сетью);

— взаимодействие с административными органами.

Сущность проектаЦель данного раздела — описать цели, преимущества и необходи-

мость реализации представляемого проекта, дать инвестору компакт-ное и по возможности полное представление об особенностях пред-лагаемых технических решений, обосновать выбор определенного варианта из нескольких.

В этом разделе приводятся следующие данные:· описание существующей ситуации:

— описание существующего производственного процесса (техно-логия, объем производства, загрузка производственных мощ-ностей);

— калькуляция себестоимости продукции по отдельным видам;— общая смета затрат на производство за последний отчетный

год с разбивкой по кварталам;· описание проекта:

— название проекта;— краткая характеристика появляющихся в результате проекта

преимуществ;· цели проекта:

— коммерческие (увеличение выручки, снижение издержек, уве-личение доли оплаты «живыми» деньгами, повышение каче-ства продукции — следствием может быть увеличение объема продаж);

— народнохозяйственные (экономия бюджетных средств или при-рост поступлений в бюджет в результате реализации проекта);

— некоммерческие (политические, социально-демографические, экологические и др.);

· история проекта:— лица, заинтересованные в реализации проекта (инициаторы

проекта);

Page 123: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

121

5.2.Основныецелисоставленияисодержаниебизнес-плана

— стоимость уже проведенных исследований и работ;— краткое описание рассмотренных технических вариантов ре-

шения проблемы, их новизна, сравнительная характеристика, преимущества и недостатки;

— характеристика вариантов решения (не более трех), принятых для дальнейшей проработки;

— сведения о патентах и авторских правах;— сведения о имеющихся лицензиях;— стоимость уже имеющихся строительных конструкций и обо-

рудования, которые, как предполагается, будут в дальнейшем использоваться в проекте;

· описание продукции (услуг), являющейся результатом реализа-ции проекта:— наименование, назначение и область применения;— перспективы выпуска (производства и продажи с учетом по-

терь и утечек, сезонности);— возможность экспорта или импортозамещения;— краткое описание и основные характеристики;— конкурентоспособность (на основе приближенной оценки се-

бестоимости производства продукции, прогноза средних цен на продукцию, сравнения с фирмами-конкурентами), возмож-ности повышения конкурентоспособности;

— сведения о патентах и авторских правах;— наличие или необходимость лицензирования выпуска продук-

ции, стоимость лицензий, которые необходимо получить; ор-ганы, выдающие лицензию;

— безопасность и экологичность (наличие гигиенических и про-чих сертификатов, заключения экологической экспертизы, соответствие требованиям СЭС, подлежит ли оборудование Федеральному горному и промышленному надзору (органам Госгортехнадзора), предусмотрено ли обучение персонала тех-нике безопасности и т. п.);

— особенности эксплуатации (если продукция — оборудование), утилизация после окончания эксплуатации;

— условия поставки, упаковка, гарантии, сервисное обслужива-ние;

— особенности налогообложения при производстве продукции и наличие льгот.

Page 124: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

122

5.Анализэкономическойэффективностиэнергосберегающихпроектов

Анализ рынка и концепция маркетингаЦель данного раздела — обосновать долгосрочную платежеспо-

собность предприятия — инициатора проекта на основе имеющейся устойчивой рыночной позиции и/или доказательства эффективности разработанной им рыночной стратегии.

В том случае, если проект ориентирован исключительно на сниже-ние внутренних издержек, а не на продажу продукции, анализ рынка должен быть посвящен изучению платежеспособного спроса на основ-ные виды продукции, производимой предприятием, для обоснования платежеспособности и кредитоспособности предприятия, так как рас-четная «экономия» может превратиться в «живые» деньги только при реализации запланированного количества продукции. Если же резуль-татом проекта является продукция, которая должна быть реализована внешним потребителям, то, кроме анализа основных рынков, необхо-дим анализ нового рынка или анализ возможности уже существующе-го рынка потребить дополнительный объем продукции.

В данном разделе освещаются следующие вопросы.· Анализ рынка:

— характеристика существующей продукции (динамика выпуска и продаж основных видов продукции в натуральных и стои-мостных единицах измерения за 3–5 лет; качество продукции по сравнению с импортными аналогами, продукцией кон-курентов и товарами-заменителями, количество и выручка от продажи продукции на экспорт (в валюте));

— характеристика применяющихся на предприятии методов цено‑образования, имеется ли дифференциация цен по группам по-требителей, системы скидок;

— основные группы потребителей по каждому виду продукции, динамика спроса по группам потребителей за 3–5 лет;

— общая величина рынка и рыночная доля предприятия по каждо-му виду продукции;

— характеристика применяемых на предприятии методов иссле‑дования рынка;

— основные конкуренты — существующие и потенциальные, их методы ценообразования, их рыночные доли, какие рыночные ниши они занимают, есть ли среди них монополисты по от-дельным сегментам рынка, их конкурентные преимущества (по цене и ценовой политике, по качеству, по системе гаран-

Page 125: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

123

5.2.Основныецелисоставленияисодержаниебизнес-плана

тий, по сервисным услугам и послепродажному обслужива-нию); их каналы распределения (оптовая и розничная торгов-ля), их система продвижения (рекламы);

— применяющаяся система каналов распределения продукции: доля прямых поставок (договоров с конечными потребителями), доля посредников, оптовых потребителей-перепродавцов, ме-тоды работы предприятия с ними, влияние наценки посред-ников на конечный спрос по отдельным видам продукции;

— применяющаяся система продвижения: виды, затраты и эффек-тивность рекламы, персональных продаж; имеет ли предпри-ятие свой имидж, зарегистрированную торговую марку;

— динамика платежей за проданную продукцию: доля неплате-жей, доля взаимозачетов и бартера, динамика средней величи-ны дисконта по неденежным формам расчетов, доля платежей «живыми» деньгами (отдельно — в рублях и валюте), сегмен-тация потребителей по платежеспособности, описание мето-дов работы с неплатежеспособными потребителями;

— анализ рынка поставщиков оборудования, сырья и материалов, необходимых для реализации проекта, по критериям: цено-вая политика, качество, объемы, сроки поставок, формы рас-четов, надежность поставок, гарантии и сервис.

· Концепция маркетинга:— анализ и выбор стратегий ценообразования;— выбор способов продвижения продукции, расчет затрат на продви-

жение (реклама, создание имиджа фирмы, персональные про-дажи), описание возможных сервисных услуг для потребителей;

— программа работы по снижению ценовой надбавки по каналам распространения (отказ от услуг ряда оптовых потребителей-перепродавцов, заключение прямых договоров с потребите-лями, создание собственной сети распространения товаров);

— ожидаемая конкуренция, методы борьбы с конкурентами, воз-можность и затраты на использование неценовой конкурен-ции (при проведении соответствующей рекламной кампании), анализ возможности появления новых конкурентов;

— характеристика будущих рынков сбыта, гарантии сбыта, про-грамма продаж;

— программа работы с потребителями: необходимо дать описа-ние планируемого механизма расчетов, привести проект ти-

Page 126: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

124

5.Анализэкономическойэффективностиэнергосберегающихпроектов

пового договора с потребителями, в котором предусмотрены: срок платежей за продукцию, система пеней (штрафов), си-стема скидок за предоплату, возможные формы расчетов;

— предполагаемые годовые поступления от продаж основных и по-бочных продуктов, программа диверсификации (ввода новой продукции), программа освоения новых рынков;

— предполагаемые годовые затраты на программу маркетинга;— расчет налоговых платежей, зависящих от объема продаж.

План производстваЦель данного раздела — дать технико-экономическое обоснова-

ние возможности реализации проекта, описать технические решения как на стадии освоения (проектирования, согласования, строительно-монтажных и пусконаладочных работ), так и на стадиях эксплуатации (получения доходов от инвестиций в проект), и ликвидации проекта (демонтажа, консервации оборудования).

Приводятся следующие данные:· стадия освоения:

— месторасположение и земля (обеспеченность земельными участками, площадями, оценка стоимости земли (величина платы за землю), необходимость и стоимость нового землеот-вода при осуществлении проекта, оценка воздействия проек-та на окружающую среду, характеристика месторасположения: транспортные сети, инженерные сети, близость необходимых ресурсов и потребителей продукции);

— транспорт и связь, энергетическое и инженерное обеспечение во время строительства и эксплуатации (определение потреб-ности в средствах связи — телефон, радиотелефон, пейджер; в энергетическом обеспечении — электроэнергия, газ, горячая и холодная вода, пар, отопление, сжатый воздух; в инфраструк-туре — канализация, очистные сооружения, ремонт и обслужи-вание оборудования, дороги, подъездные пути), расчет затрат;

— примерная схема работ по строительству, расположение зда-ний, анализ и выбор строительной субподрядной организации (привести проект договора с субподрядчиком, дать описание основных строительных материалов), оценка затрат;

— производственные мощности, площади и помещения (необходи-мо определить:

Page 127: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

125

5.2.Основныецелисоставленияисодержаниебизнес-плана

1) потребность в конкретных типах помещений: производ-ственных, складских, технологических для вспомогатель-ного оборудования, офисных, гаражах, вспомогательных для персонала;

2) источник приобретения помещений: имеющиеся собствен-ные или арендуемые с указанием срока аренды, реконструк-ция имеющихся и ее стоимость, строительство новых и сто-имость, приобретение готовых, аренда, поиск партнеров с необходимыми помещениями);

— состав необходимого оборудования (основного, вспомогатель-ного, инструментов): тип, марка оборудования, его основные характеристики (паспортные данные), необходимые площади для установки, основные пути получения (собственное про-изводство, аренда, покупка, лизинг, в виде взноса инвестора в уставный капитал); анализ и выбор поставщиков по каждо-му виду оборудования, условия поставок (аренда, покупка), формы расчетов, гарантии поставщиков; примерная плани-ровочная схема предполагаемого оборудования;

— график реализации проекта на стадии освоения (продолжитель-ность предынвестиционной и инвестиционной фаз, распре-деление затрат во времени, предполагаемые источники фи-нансирования (можно по вариантам), лица, ответственные за соблюдение сроков этапов освоения и обеспечивающие сво-евременное финансирование — по каждому этапу);

— смета капитальных затрат по проекту (с учетом непредвиден-ных расходов и источников финансирования);

· стадия эксплуатации:— технологический цикл производства и реализации продукции,

производственная программа (основные продукты, побочные продукты, отходы и годовые затраты на их удаление);

— материальные ресурсы: сырье, материалы, покупные полуфа-брикаты, комплектующие изделия, топливо и энергия (прибли-зительная потребность, выбор поставщиков, условия поставок, стоимость); при анализе и выборе поставщиков необходимо руководствоваться критериями: экономичность (определяемая отпускной ценой и транспортными расходами), надежность (постоянное наличие у поставщика), комплектность, условия оплаты (наличные, предоплата, продажи в кредит и т. д.);

Page 128: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

126

5.Анализэкономическойэффективностиэнергосберегающихпроектов

— кадровое обеспечение (основные и вспомогательные производ-ственные рабочие, требования к образованию и квалифика-ции, необходимое количество и годовые затраты на заработ-ную плату, включая отчисления на социальные нужды, схема формирования заработной платы, материальное стимулиро-вание);

— экологичность и безопасность производства (имеющиеся вред-ные факторы производства и меры защиты, образующиеся в результате эксплуатации отходы и их утилизация, выбросы в атмосферу, загрязнения почвы, воды, меры по их уменьше-нию), оценка затрат на природоохранные мероприятия и ох-рану труда;

— калькуляция себестоимости (прямые и косвенные затраты) производимого продукта, расчет должен быть произведен как за период (квартал, год), так и за единицу продукции.

Организационный планЦель данного раздела — дать организационно-правовое обоснова-

ние возможности реализации проекта, описать имеющуюся и необ-ходимую документацию, административную и законодательную под-держку проекта, организационную структуру проекта.

Приводятся следующие сведения:· В случае создания нового юридического лица для реализации

проекта:— организационно-правовая форма нового предприятия, реа-

лизующего проект; условия создания, основные учредители (пайщики), их доли и обязательства;

— руководящий состав предприятия;— кто обладает правом подписи финансовых документов;— организационная структура предприятия, распределение обя-

занностей между членами руководящего состава, количество и структура основного, административного, вспомогательно-го и непромышленного персонала;

— предполагаемые накладные расходы (общецеховые, общеза-водские (административные), коммерческие) при эксплуата-ции проекта, их прогнозная общая величина за год (с разбив-кой по месяцам и статьям расходов), порядок определения, схема отнесения на себестоимость продукции;

Page 129: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

127

5.2.Основныецелисоставленияисодержаниебизнес-плана

— отношения предприятия с местной администрацией;— команда управления проектом (на каждой стадии проекта: ос-

воение, эксплуатация, ликвидация), ведущие специалисты, их краткая характеристика;

— правовое обеспечение проекта, поддержка и льготы (устав предприятия, учредительный договор, учредительные доку-менты участников проекта; копии или проекты договоров; па-тенты, лицензии на проведение работ, сертификаты качества продукции, сертификаты уровня производства; законодатель-ные акты и другие решения органов власти на федеральном и местном уровне, оказывающие поддержку проекта и регла-ментирующие его развитие; решения региональной энергети-ческой комиссии, утвержденные методики расчета тарифов на энергию; особенности налогообложения; федеральные или региональные программы, в соответствии с которыми реали-зуется проект; правительственные и банковские гарантии);

— партнеры по реализации проекта (консалтинговые экономи-ческие и юридические фирмы, проектные организации, стро-ительно-монтажные организации, поставщики оборудования и сырья, маркетинговые и рекламные агентства, сбытовая сеть, финансовые организации).

· При реализации проекта в рамках существующего предприятия — инициатора проекта:— изменения в организационной структуре предприятия при ре-

ализации проекта (выделение нового подразделения, создание инициативной группы и т. п.);

— дополнительные накладные расходы (их увеличение или уменьшение), связанные с проектом, их прогнозная общая величина за год (с разбивкой по месяцам и статьям расходов), порядок определения, схема отнесения на себестоимость про-дукции;

— остальные подпункты (отношения предприятия с местной ад-министрацией, команда управления проектом, правовое обе-спечение проекта, поддержка и льготы, партнеры по реализа-ции проекта, см. выше) — такие же, что и при создании нового юридического лица.

Page 130: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

128

5.Анализэкономическойэффективностиэнергосберегающихпроектов

Финансовый планЦель данного раздела — дать финансовое обоснование возможно-

сти реализации проекта, описать имеющиеся и необходимые объемы источников финансирования, структуру и стоимость инвестируемо-го в проект капитала, срок и порядок возврата средств за счет генера-ции денежных потоков при эксплуатации проекта.

Приводятся следующие данные [27]:— нормативы и исходные данные для финансовых расчетов (на-

чальный баланс предприятия, на котором реализуется проект или начальный баланс проекта; прогнозы инфляции по следующим основным отдельным составляющим: цена продукции, прямые издержки (стоимость топлива), заработная плата, общие издерж-ки, недвижимость, энергоносители; прогноз курса валюты; про-гноз изменения стоимости краткосрочных заимствований; пла-нируемая процентная ставка по долгосрочному кредиту, доля заемных средств);

— расчет необходимых инвестиций в период освоения;— план доходов и расходов с учетом налогообложения и распреде-

ления прибыли;— план денежных поступлений и выплат с расчетом НДС (при необ-

ходимости), суммарного денежного потока, плана привлечения и возврата кредитных ресурсов;

— балансовый план и анализ баланса;— экономическая оценка.Эффективность проекта оценивается с помощью следующих кри-

териев:— дисконтный срок окупаемости проекта (PBP = Pay Back Period);— чистая дисконтированная стоимость проекта (NPV — Net

Present Value);— внутренняя норма прибыли (IRR — Internal Rate of Return).Для оценки величины критического объема производства (при ко-

тором прибыль равна нулю) можно также построить график безубы-точности, основывающийся на плане доходов и расходов для ситуа-ции «с проектом».

Оценка рискаЦель данного раздела — дать обоснованное заключение о возможно-

сти реализации проекта при неблагоприятных изменяющихся внешних

Page 131: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

129

5.3.Примерфинансовогоплана

условиях, выявить факторы, влияющие на успех реализации проекта, оценить степень защищенности проекта от влияния неблагоприят-ных обстоятельств.

Приводятся следующие данные:— обоснование ставки дисконтирования с учетом риска;— перечень возможных факторов риска (политические, рыночные, тех-

нологические) и соответствующий перечень мероприятий для за-щиты от каждого конкретного риска, присущего данному проекту;

— величина «запаса прочности», определяемая на основе графика безубыточности;

— анализ чувствительности проекта к изменению внешних усло-вий (инфляции, процента за кредит, схемы налогообложения);

— анализ возможностей получения гарантий (от администраций области, города или банка).

Приложения— документы, подтверждающие обоснованность и правильность

расчетов;— копии учредительных документов;— копии контрактов;— результаты исследований рынка.

5.3. пример финансового плана

В качестве примера финансового плана как составной части биз-нес-плана рассмотрим финансовый план проекта строительства ко-тельной. Для упрощения рассмотрим первый год эксплуатации по-строенной котельной.

1. Исходная информация представлена в таблице.

Показатель Ед. измерения Величина1. Капиталовложения с НДС тыс. руб. 45 0002. Мощность Гкал/ч 103. Число часов использования установленной мощ-ности ч/год 2 500

4. КПД котельной % 90

Page 132: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

130

5.Анализэкономическойэффективностиэнергосберегающихпроектов

Показатель Ед. измерения Величина5. Теплота сгорания топлива (газ) ккал/м 3 8 0006. Тариф на тепло с инвестиционной составляющей без НДС руб./Гкал 2 000

7. Цена газа без НДС руб./тыс. м 3 4 2508. Удельный расход электроэнергии кВт·ч/Гкал 259. Удельный расход воды т/Гкал 110. Цена электроэнергии без НДС руб./кВт·ч 511. Цена воды без НДС руб./т 3012. Количество прямого производственного персонала чел. 1213. Среднемесячная зарплата руб./чел./мес. 4014. Отчисления на социальные нужды % 3015. Ставка налога на имущество % годовых 2,216. Ставка налога на прибыль % 2017. Норма амортизации % 1418. Ставка НДС % 1819. Процентная ставка по кредиту % годовых 1520. Доля общехозяйственных расходов к прямым рас-ходам % 15

21. Доля общехозяйственных расходов, облагаемая НДС % 50

22. Доля заемных средств в источниках финансиро-вания % 50

2. План доходов и расходов, тыс. руб., без НДС.№ Показатель 1 квар-

тал2 квар-

тал3 квар-

тал4 квар-

тал Итого

1 Процент отпуска тепла 40 % 15 % 10 % 35 % 100 %2 Выручка 20000 7500 5000 17500 50000

3 Затраты на газ, электро-энергию, воду 7453 2795 1863 6521 18632

4 Фонд оплаты труда и отчис-ления 1872 1872 1872 1872 7488

5 Амортизация 1335 1335 1335 1335 5339

6 Общехозяйственные рас-ходы 1180 1180 1180 1180 4719

7 Налог на имущество 206 199 191 184 7808 Проценты по кредиту 844 731 641 636 28529 Налогооблагаемая прибыль 7111 –611 –2082 5773 10190

10 Налог на прибыль 1422 0 0 616 203811 Чистая прибыль 5687 –611 –2082 5157 8152

Page 133: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

131

5.3.Примерфинансовогоплана

3. П

лан

дене

жны

х по

ступ

лени

й и

выпл

ат, т

ыс.

руб

. с Н

ДС

оказ

ател

ь %

1 кв

арта

л2

квар

тал

3 кв

арта

л4

квар

тал

Ито

го1

23

45

67

89

1011

121.

Пос

тупл

ения

от п

рода

ж

с Н

ДС

078

6778

6778

6729

5029

5029

5019

6719

6719

6768

3368

3352

117

2. З

атра

ты н

а газ

, эле

ктро

-эн

ерги

ю и

вод

у с

НД

С0

2931

2931

2931

1099

1099

1099

733

733

733

2565

2565

1942

1

3. Ф

ОТ

и от

числ

ения

624

624

624

624

624

624

624

624

624

624

624

624

7488

4. Ц

ехов

ые и

общ

ехоз

яй-

стве

нны

е рас

ходы

с Н

ДС

429

429

429

429

429

429

429

429

429

429

429

429

5144

5. Н

алог

на и

мущ

еств

о0

020

60

019

90

019

10

018

478

07.

НД

С в

бю

джет

00

00

00

00

00

00

08.

Нал

ог н

а при

быль

474

474

474

00

00

00

205

205

205

2038

9. П

роце

нты

по

кред

иту

00

844

00

731

00

641

00

636

2852

10. И

ТОГО

ден

ежны

й по

-то

к с

учет

ом п

роце

нтов

по

кре

диту

–15

2734

0923

5938

8379

8–

132

798

181

–65

1–

2430

6022

4114

394

11. И

ТОГО

ден

ежны

й по

-то

к бе

з уче

та п

роце

нтов

по

кре

диту

(для

дис

конт

и-ро

вани

я)

–15

2734

0932

0238

8379

859

979

818

1–

10–

2430

6028

7617

246

12. П

осту

плен

ие с

редс

тв у

ч-ре

дите

лей

для

покр

ыти

я ка

ссов

ых

разр

ыво

в18

000

00

00

00

00

00

0

13. В

озвр

ат с

редс

тв у

чре-

дите

лей

(на к

ассо

вые р

аз-

рывы

)0

1800

00

00

00

00

00

0

14. В

озвр

ат к

реди

та0

00

3000

00

2400

00

150

029

0084

50

Page 134: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

132

5.Анализэкономическойэффективностиэнергосберегающихпроектов

Пок

азат

ель

%1

квар

тал

2 кв

арта

л3

квар

тал

4 кв

арта

лИ

того

12

34

56

78

910

1112

15. О

стат

ок к

реди

та22

500

2250

022

500

1950

019

500

1950

017

100

1710

017

100

1695

016

950

1405

014

050

16. Д

енеж

ные с

редс

тва

на н

ачал

о0

273

1882

4241

5123

5921

5789

4187

4369

3717

3543

6604

0

17. Д

енеж

ные с

редс

тва

на к

онец

273

1882

4241

5123

5921

5789

4187

4369

3717

3543

6604

5944

5944

Спр

авоч

но: о

стат

очна

я ст

о-им

ость

3769

137

246

3680

136

356

3591

135

466

3502

134

576

3413

133

686

3324

232

797

0

Спр

авоч

но: а

морт

изац

ия44

544

544

544

544

544

544

544

544

544

544

544

50

Спр

авоч

но: с

редн

егод

овая

ст

оимо

сть

00

3746

80

036

133

00

3479

90

00

4. Р

асче

т упл

аты

НД

С в

бю

джет

, ты

с. р

уб.

Пок

азат

ель/

меся

цО

сво-

ение

12

34

56

78

910

1112

НД

С с

вы

ручк

ой 0

012

0012

0012

0045

045

045

030

030

030

010

5010

50

НД

С с

пря

мыми

рас

хода

ми 0

044

744

744

716

816

816

811

211

211

239

139

1

НД

С с

цех

овы

ми и

общ

ехо-

зяйс

твен

ными

рас

хода

ми 0

3535

3535

3535

3535

3535

3535

НД

С с

инв

ести

циям

и 6

864

Сал

ьдо

НД

С–

6 864

3571

771

771

724

724

724

715

315

315

362

362

ДС

в б

юдж

ет —

0

00

00

00

00

00

акоп

ленн

ый

НД

С–

6864

–69

00–

6182

–54

65–

4747

–45

01–

4254

–40

07–

3854

–37

01–

3548

–29

25–

2302

Page 135: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

133

5.3.Примерфинансовогоплана

5. Прогноз баланса, тыс. руб.Актив Начало года Конец года

1. Основные средства 38136 327972. Дебиторская задолженность 0 58333. НДС 6864 23024. Денежные средства 0 5944ИТОГО актив 45000 46876

Пассив Начало года Конец года1. Уставный капитал 22500 225002. Нераспределенная прибыль 0 81523. Заемные средства 22500 140504. Кредиторская задолженность 0 2174ИТОГО пассив 45000 46876

6. График безубыточности и запас прочности.

-

10 000

20 000

30 000

40 000

50 000

60 000

0 5000 10000 15000 20000 25000 30000

Постоянные затраты Суммарные затраты

тыс.

руб

.

Объем производства, Гкал/год

Рис. 5.2. График безубыточности

Величина запаса прочности — 32,49 %.На основе графика безубыточности рассчитывается критический

объем производства, т. е. объем, ниже которого компания (или про-ект) начинает работать с убытком.

Величина критического объема определяется по выражению:

Qкрит

Пост. затратыЦена уд. перем. затраты

=-( ) .

Page 136: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

134

5.Анализэкономическойэффективностиэнергосберегающихпроектов

На основе критического объема рассчитывается величина запа-са прочности как процентное отношение разницы между реальным и критическим объемом к реальному объему производства:

Запас крит=-( )

ЧQ Q

Q100 %.

Расчет критериев эффективности инвестиций как необходимая со-ставляющая финансового бизнес-плана инвестиционного проекта бу-дет рассмотрен в следующих разделах.

5.4. инфляция и стоимость капитала (реальная процентная ставка)

Начнем рассмотрение российских особенностей анализа инвести-ционных проектов с определения инфляции:

Инфляция — это процесс повышения общего уровня цен в эконо-мике, сопровождающийся обесценением национальной валюты [28].

Известно два основных типа инфляции:1) инфляция спроса, образно выражающаяся фразой: «слишком

большое количество денег охотится за слишком малым количеством товара»;

2) инфляция издержек, проявляющаяся в том, что в результате резкого роста издержек производитель вынужден увеличивать цены на свою продукцию, часто опережающими темпами.

Для нашей страны характерной является еще одна причина роста цен: инфляционные ожидания, заставляющие торговлю увеличивать коммерческую маржу в ожидании дальнейшего увеличения цен.

Общепринятыми показателями измерения инфляции служат:Индекс потребительских цен (ИПЦ):

ИПЦЦ

Ц1

баз

= , (5.1)

где Ц1 и Цбаз — стоимость потребительской корзины в данный момент времени Т1 и в базовый момент времени Тбаз соответственно.

Коэффициент инфляции (i) в долях от единицы или процентах за пе-риод времени (Т1 — Тбаз): это величина, показывающая, на сколько про-центов возрастает общий уровень цен за данный период времени. При

Page 137: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

135

5.4.Инфляцияистоимостькапитала(реальнаяпроцентнаяставка)

инфляции (i ·100) % в месяц цена товара в следующем месяце опреде-лится формулой: Ц Ц1 баз= +( )1 i . (5.2)

Через два месяца: Ц Ц Ц Ц2 1 баз= +( ) = = +( )1 11

2i i . (5.3)

При различных коэффициентах инфляции в каждом месяце (i1 и i2) зависимость (5.3) запишется по-другому: Ц Ц2 баз= +( ) +( )1 11 2i i . (5.3′)

Если обозначить общий коэффициент инфляции за 2 месяца iS, то можно записать: Ц Ц Ц2 баз баз= +( ) = +( ) +( )1 1 11 2i i iS (5.4)

или 1 1 11 2+( ) = +( ) +( )i i iS . (5.5)

В общем виде зависимость (5.5) можно переписать в виде:

i ik

n

kS P= +( ) -=1

1 1, (5.6)

где ik — коэффициент инфляции в k-й месяц.Выражение (5.6) является записью зависимости общего за значи-

тельный период и частных (за более короткие периоды) коэффици-ентов инфляции.

Если ik — постоянная величина, то общий коэффициент инфляции за n месяцев рассчитывается в виде:

i n ik

n

S ( ) = +( ) -1 1. (5.6′)

Из выражения (5.2) следует очевидная связь между коэффициен-том инфляции и индексом потребительских цен: i = -ИПЦ 1. (5.7)

При расчете ИПЦ по отношению к какому-то базовому моменту времени коэффициент инфляции за период (Т2 — Т1) можно рассчи-тать по выражению: i = -

ИПЦИПЦ

2

1

1, (5.8)

где ИПЦ1 = (Ц1/Цбаз), ИПЦ2 = Ц2/Цбаз.

Page 138: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

136

5.Анализэкономическойэффективностиэнергосберегающихпроектов

Запишем соотношение (5.6), используя ИПЦ:

ИПЦ ИПЦS P= ( )=k

n

k1

. (5.9)

Выражение (5.9) формулируется следующим образом:величина общего за длительный период (квартал, год, несколько лет)

индекса цен рассчитывается как произведение индексов цен за более ко‑роткие промежутки времени, в совокупности составляющие рассма‑триваемый период.

Если ИПЦk — постоянная величина, то выражение (5.9) принима-ет вид: ИПЦ ИПЦS n k

n( ) = ( ) . (5.9′)

Стоимость используемого для инвестирования капитала обычно выражается с помощью реальной процентной ставки rp (одно из самых простых определений данной величины следующее: rp — это реальный выигрыш при вложении в банк под номинальный процент r по сравне-нию с «овеществлением» денежных средств, то есть покупкой какой-то вещи с целью последующей продажи). Рассмотрим связь реальной про-центной ставки с коэффициентом инфляции и величиной номиналь-ного процента доходности (или стоимости) инвестиций r.

Предположим, что в начальный (нулевой) момент времени имеет-ся сумма денежных средств L0. Рассмотрим два варианта размещения этой суммы на срок 1 год:

1 вариант: «овеществление», то есть покупка какой-то вещи с це-лью последующей продажи через 1 год. При выборе данного вариан-та через 1 год появится возможность получения новой суммы денеж-ных средств, возросшей в результате инфляции:

L L ia11

0( ) = ( )1+ , (5.10)

где ia — годовой коэффициент инфляции, доли единицы.Необходимо отметить, что при выборе данного варианта владелец

первоначальной суммы L0 не стал богаче, так как сумма денежных средств L1

1( ) через год с начала отсчета имеет ту же потребительскую сто-имость (то есть на эту сумму денег можно приобрести такое же коли-чество товаров), что и сумма денежных средств L0 в нулевой момент времени, хотя рассматриваемому владельцу удалось сохранить свое богатство;

Page 139: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

137

5.4.Инфляцияистоимостькапитала(реальнаяпроцентнаяставка)

2 вариант: помещение суммы L0 в банк под номинальный годовой процент ra (под номинальным процентом будем понимать процент, предлагаемый банком с учетом текущей инфляционной ситуации, то есть, как правило, несколько превышающий коэффициент инфля-ции). В этом случае через год появится возможность получения новой суммы денежных средств, возросшей в результате банковского вклада:

L L ra12

0 1( ) = +( ). (5.11)

Для того чтобы помещение денежных средств в банк было выгодно владельцу средств, необходимо, чтобы сумма денежных средств L1

2( ) (по второму варианту) превышала сумму денежных средств L1

1( ) (по пер-вому варианту). Относительная разность этих сумм и показывает ре-альную эффективность помещения денежных средств в банк или ре-альную (то есть «очищенную» от инфляции) процентную ставку:

rL L

L

r i

ir i

ipa a

a

a a

a

=-

=+( ) - +( )

+( )=

-+

( ) ( )

( )12

11

11

1 1

1 1. (5.12)

При абстрагировании от годовых величин коэффициента инфля-ции и банковского процента величина реальной процентной ставки запишется в виде: r

r iip =

-+1

. (5.13)

Выражение (5.13) носит название формулы Ирвинга Фишера [28]. При расчетах необходимо помнить, что величины r и i должны опре-деляться за одинаковый промежуток времени в долях от единицы.

Упрощенная формула для расчета реальной процентной ставки:

r r ip = - . (5.14)

Выражение (5.14), в котором, по сравнению с выражением (5.13), пренебрегается знаменателем, используется при небольших значе-ниях коэффициента инфляции, а также при рассмотрении непродол-жительных периодов времени. Зная, что реальная процентная ставка связана с номинальной процентной ставкой и коэффициентом ин-фляции соотношением

rr i

ip =-+1

,

Page 140: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

138

5.Анализэкономическойэффективностиэнергосберегающихпроектов

можно записать выражение для rp по какому-либо источнику инвести-рования в случае бесплатного использования средств (то есть подразу-мевается, что вложенные средства должны быть возвращены в резуль-тате реализации проекта, но никакие проценты и дивиденды на них не начисляются): r

iip =

-+1

. (5.15)

Выражение (5.15) означает, что использование бесплатных средств уменьшает общую средневзвешенную стоимость капитала, а иногда реальная процентная ставка вообще может быть отрицательной (при отличной от нуля инфляции).

5.5. метод дисконтирования и критерии эффективности инвестиций

В условиях крайней нестабильности и быстро меняющихся внешних условий денежные потоки подвержены сильным колебаниям во вре-мени. На номинальные величины денежных средств оказывают вли-яние инфляция, обслуживание долга; при выборе вариантов инвести-рования часто необходимо учитывать альтернативные возможности вложения капитала и упущенную выгоду. В связи с этим разновре-менные денежные поступления и выплаты при сравнении между со-бой необходимо приводить к одному моменту времени, что обеспечи-вает их сопоставимость.

Дисконтирование — это приведение разновременных денежных по-ступлений (выплат) к одному моменту времени. Обычно выбирается «нулевой» момент времени, соответствующий началу отсчета. В тео-рии управления проектами и в бизнес-планировании чаще всего «ну-левым» выбирается тот момент, в который производятся финансо-вые расчеты, хотя возможен вариант приведения денежных потоков и к другим моментам времени: началу освоения, началу эксплуатации.

При дисконтировании учитываются два фактора: коэффициент инфляции i ( % или доли от единицы); стоимость капитала (в самом простом случае эквивалентная банковскому проценту) r ( % или доли от единицы). Вид формулы приведения будущей суммы денег (Li) к на-стоящему моменту времени (L0):

Page 141: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

139

5.5.Методдисконтированияикритерииэффективностиинвестиций

LL i

j

jj0

1=

-

+( ). (5.16)

Часто удобно оценивать будущие поступления денег в ценах «нуле-вого» момента времени (так как при этом известны все ценовые соот-ношения). Как правило, сметы капиталовложений составляются имен-но в ценах определенного «нулевого» момента времени.

Рост цен (инфляция) при такой оценке учитывается соотношением:

L L jj j

j= +( )0 1 , (5.17)

где Lj0 — величина ожидаемых в будущий j-й момент времени посту-плений (выплат) в ценах настоящего, «нулевого» момента времени.

В этом случае формула дисконтирования перепишется в виде:

L Li

rj

j

j0 0

1

1=

+( )+( )

, (5.18)

или L Lr

j

р

j0 0

1

1=

+( ), где r r i

iр =-+1

— реальная процентная ставка, доли

от единицы.

основные критерии эффективности инвестиций

Известно несколько критериев оценки эффективности инвестиций, в большинстве из них используется метод дисконтирования. Рассмо-трим наиболее употребляемые из них [25, 26].

Чистая дисконтированная стоимость NPV (Net Present Value) — это суммарный дисконтированный денежный поток от эксплуатации про-екта за вычетом суммарных дисконтированных капиталовложений в проект.

Критерий NPV показывает, какая прибыль может быть накоплена для распределения между учредителями предприятия, реализующего проект, к моменту завершения (ликвидации) проекта, уже после воз-врата всех инвестируемых (заемных и собственных) средств.

NPV CF I kj j djj

T

= -( ) Ч=е 0 0

0

, (5.19)

Page 142: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

140

5.Анализэкономическойэффективностиэнергосберегающихпроектов

здесь CFj0 — величина денежного потока от инвестиций в ценах «нуле-вого» момента времени, полученная в j-й год; Ij0 — величина капита-ловложений в j-м году, в ценах «нулевого» момента времени; Т — «срок жизни» проекта — период от «нулевого» момента времени до оконча-ния прибыльной эксплуатации проекта; kdj — коэффициент дисконти-рования, при расчете денежных потоков в постоянных ценах равный:

kirdj

j

=++

мно

ьэю

11

, если k irdj =

++

мно

ьэю=

11

const, (5.20)

kirdj

m

jm

m

=++

мно

ьэю=1

11P , если k i

rdjm

m

=++

мно

ьэю№

11

const.

Проект считается эффективным при NPV > 0.В случае единовременного вложения денег можно рассчитывать

NPV по выражению:

NPV CF k Ij djj

T

= ( ) Ч -=е 0

0

, (5.21)

где I — величина капиталовложений в проект.Дисконтный срок окупаемости — это период времени, по истечении

которого суммарный дисконтированный денежный поток становится равным суммарным дисконтированным капиталовложениям в проект.

Цель расчета срока окупаемости — определение того момента вре-мени, когда можно начинать возврат основной суммы инвестиций (обычно в виде возврата кредита). Если инвестор выставляет усло-вия погашения части долга раньше, чем наступает окупаемость про-екта, то более ранний возврат приведет к нехватке денежных средств и необходимости дополнительного инвестирования (краткосрочно-го кредитования).

Дисконтный срок окупаемости (Т0) проекта определяется по вы-ражению:

CF I kj j djj

T

0 00

00

-( ) Ч ==е . (5.22)

В случае единовременного вложения денег можно рассчитывать Т0 по выражению:

CF k Ij djj

T

00

0

( ) Ч ==е . (5.23)

Page 143: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

141

5.5.Методдисконтированияикритерииэффективностиинвестиций

Проект считается эффективным, если срок окупаемости меньше определенной приемлемой величины и, естественно, меньше «сро-ка жизни» проекта.

Внутренняя норма прибыли IRR (Internal Rate of Return) — это такая ставка дисконта (реальная процентная ставка), при которой суммар-ный дисконтированный денежный поток от эксплуатации проекта ста-новится равным суммарным дисконтированным капиталовложениям в проект только по истечении всего «срока жизни» проекта.

CF IIRRj j

j

j

T

0 00

11

00

-( ) Ч+

йлк

щыъ=

=е , (5.24)

где IRR — внутренняя норма прибыли.Внутренняя норма прибыли соответствует максимально возмож‑

ной величине реальной процентной ставки для финансирования данно-го проекта: IRR rp= max,

при этом номинальная (рублевая) максимальная процентная ставка запишется в виде: r IRR i IRR ip

max = + + Ч , (5.25)

в выражении (5.25) все величины — в долях от единицы.Значение критерия внутренней нормы прибыли заключается еще

и в том, что этот показатель позволяет оценить, какую максимальную доходность можно ежегодно извлекать из проекта, если у инвесторов нет цели накопить какую‑либо прибыль к концу «срока жизни» проек‑та. Извлечение дохода, равного внутренней норме прибыли, позво-ляет окупить проект к концу его эксплуатации и, следовательно, по-зволяет вложить средства в такой же новый проект после завершения предыдущего.

В случае единовременного вложения денег можно рассчитывать IRR по выражению:

CFIRR

Ij

j

j

T

00

11

0

( ) Ч+

йлк

щыъ=

=е . (5.26)

При распределении капиталовложений во времени величина капи-таловложений I0, приведенная к начальному моменту времени, опре-деляется по выражению: I I kj dj

j

T

0 00

= Ч=е , (5.27)

Page 144: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

142

5.Анализэкономическойэффективностиэнергосберегающихпроектов

где Ij0 — номинальная (в ценах нулевого момента времени) величи-на капитальных затрат, которая будет вложена в j-й момент времени.

В свою очередь, величина капиталовложений при приведении к бу-дущему моменту времени (например, к началу эксплуатации оборудо-вания Iнэ) определяется следующим образом:

связь между I0 и Iнэ может быть записана в виде:

I I kd0 = Чнэ э,

где k ird

m

m

э

=++

мно

ьэю=1

11

t

P , здесь tэ — период от нулевого момента времени

до начала эксплуатации; тогда:

IIkd

нээ

= 0 . (5.28)

5.6. расчет денежного потока для оценки эффективности инвестиций при использовании дисконтирования

Денежный поток — это сальдо поступлений денежных средств от продажи продукции, являющейся результатом проекта, и выплат денежных средств, связанных с функционированием проекта, в опре-деленный период времени.

Часто в литературе встречается упрощенное определение денежно-го потока: денежный поток — это чистая прибыль плюс амортизация. Необходимо отметить, что это определение верно только в условиях стабильной экономики, когда оплата за продукцию и услуги произво-дится вовремя, нет проблем с возмещением излишне уплаченных на-логов из бюджета и используются только денежные формы расчетов. В российских условиях приходится прибегать к более сложным мето-дам определения денежного потока.

В любом случае нужно помнить, что при расчете денежного потока не учитываются амортизация (этот вид отчислений не генерирует со-ответствующий отток денежных средств, в отличие от остальных со-ставляющих затрат предприятия) и проценты по инвестиционному кредиту, так как стоимость инвестированного капитала будет учтена при дисконтировании.

Page 145: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

143

5.6.Расчетденежногопотокадляоценкиэффективностиинвестицийприиспользованиидисконтирования

Наиболее часто используемые методы определения денежного по-тока от эксплуатации проекта для оценки эффективности инвестици-онного проекта с использованием дисконтирования приведены в та-блице.

№ п/п

Назва-ние Расчет Плюсы Минусы

1

По чи-стой прибы-ли

Денежный поток (CF) ра-вен сумме чистой прибы-ли от эксплуатации проек-та и амортизации, причем в расчете чистой прибыли не учитываются проценты по инвестиционному кре-диту.

Простой

1) необходима коррек-тировка чистой прибы-ли на сумму процентов;2) не учитываются вре-менные отсрочки по-ступлений и выплат де-нежных средств;3) считается, что все расчеты производят-ся только в денежной форме

2 «Балан-совый»

Денежный поток (CF) ра-вен выручке с НДС за вы-четом эксплуатационных расходов с НДС (без амор-тизации и процентов), на-логов, связанных с про-ектом, а также за вычетом прироста чистого оборот-ного капитала (ЧОК)

1) достаточ-но простой;2) расчет на-логов про-изводится отдельно;3) прирост ЧОК учиты-вает отсроч-ки

1) сложнее предыду-щего;2) считается, что все расчеты производят-ся только в денежной форме

3

Метод прямо-го сче-та

Денежный поток (CF) ра-вен всем текущим денеж-ным поступлениям от экс-плуатации проекта (без кредитов) за вычетом всех текущих денежных расхо-дов, связанных с эксплуа-тацией проекта (без инве-стиционных и финансовых расходов)

Самый точный Трудоемкий

Прирост чистого оборотного капитала (ЧОК) характеризует отток денежных средств в результате увеличения текущих активов (дебитор-ской задолженности, товарно-материальных запасов, краткосрочных финансовых вложений) или из-за уменьшения текущих обязательств

Page 146: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

144

5.Анализэкономическойэффективностиэнергосберегающихпроектов

(в результате погашения кредиторской задолженности). Общее опре-деление чистого оборотного капитала можно сформулировать в виде следующих понятий: чистый оборотный капитал (ЧОК) — это теку-щие активы без денежных средств за вычетом текущих обязательств без кредитов. Тогда прирост чистого оборотного капитала ЧОК равен приросту запасов и дебиторской задолженности за вычетом прироста кредиторской задолженности.

В расчете прироста ЧОК не участвуют выплаты по краткосрочным кредитам, если в результате нехватки денежных средств, генерируемых проектом, необходимо краткосрочное кредитование; такой кредит бу-дет относиться к инвестициям, необходимым для осуществления про-екта, и учитываться в расчете чистого денежного потока:

Чистый денежный поток равен денежному потоку от эксплуатации проекта за вычетом инвестиций в проект (в том числе краткосрочных кредитов, необходимых для сохранения положительных остатков де-нежных средств).

Величина чистого денежного потока соответствует разности (СFj0 — Ij0) в вышеприведенных выражениях и подвергается дискон-тированию, причем формула дисконтирования зависит от того, в каких ценах рассчитан чистый денежный поток: при использовании посто-янных цен применяются выражения (5.20), а в случае расчета в теку-щих (истинных) ценах расчетного периода коэффициент дисконти-рования принимает следующий вид:

krdj

j

=+

мно

ьэю

11

, если r = const, (5.29)

krdj

m

j

m

=+

мно

ьэю=1

11P , если rm № const.

5.7. Учет валютной инфляции

При привлечении валютных кредитов или прогнозировании посту-плений средств от продажи продукции в валюте необходимо учиты-вать, что темп рублевой инфляции и темп роста курса валюты (долла-ра) в России, как правило, не одинаковы.

Page 147: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

145

5.7.Учетвалютнойинфляции

Реальная процентная ставка (ставка дисконта) при валютном кре-дитовании рассчитывается в виде:

rr i

ip =-+

$ $

$1,

где i$ — коэффициент валютной инфляции, доли от 1.Обозначим темп роста курса доллара k$, имея в виду, что:

kK K

K$$ $

$

=-( )0

0 , (5.30)

где K$ и K$0 — курс доллара в текущий и нулевой моменты времени со-

ответственно, руб./дол.Из выражения (5.30) следует, что:

1 0+ =kK

K$$

$

. (5.31)

Выразим рублевую и долларовую величины цены на один и тот же товар в текущий момент времени через соответственно рублевую и дол-ларовую цены на этот же товар в нулевой момент времени, используя понятия рублевой (i) и валютной (i$) инфляции.

Цена в рублевом выражении:

Ц Ц= +( )0 1 i . (5.32)

Цена в долларовом выражении:

Ц Ц$ $ $( )= Ч +0 1 i . (5.33)

Имея в виду, что Ц Ц00 0/ $ $= K , а Ц/Ц$ $= K , разделим выражение

(5.33) на (5.32): K K

ii$ $$

= Ч++

0 11

. (5.34)

Преобразуя выражение (5.34) с учетом (5.30), получим:

111

+ =++

kii$$

или ii k

k$$

$

=-+1

. (5.35)

Page 148: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

146

5.Анализэкономическойэффективностиэнергосберегающихпроектов

5.8. особенности включения в инвестиционный анализ налога на добавленную стоимость

Российская специфика порядка уплаты налогов и сложности по-лучить из бюджета возмещение излишне уплаченных налогов при-водит к необходимости учета порядка уплаты налога на добавленную стоимость, хотя в традиционном инвестиционном анализе, основан-ном на западных моделях, такие «транзитные» налоги не принимают-ся во внимание.

Первое, на что следует обратить внимание при включении НДС в схему анализа, — это расчет сметной стоимости капиталовложений. Согласно российскому законодательству налог на добавленную стои-мость, возникающий при покупке оборудования, не включается в ба-лансовую стоимость объекта и подлежит возмещению, а стоимость проектных и строительно-монтажных работ, выполняемых собствен-ными силами, включается в стоимость капиталовложений в полном объеме (так же как начисляемые в период освоения проценты по кре-диту, взятому под приобретение основных средств).

Вторая особенность, связанная с налогом на добавленную стои-мость, — это сложность возмещения излишне уплаченного налога (например, при покупке основных средств) из бюджета. Согласно за-конодательству излишне уплаченные суммы налога подлежат возме-щению из бюджета или зачету в счет предстоящих платежей. Други-ми словами, в последнем случае предприятие освобождается от уплаты НДС в бюджет до тех пор, пока отрицательные накопившиеся суммы излишне уплаченного налога не будут погашены за счет накопления положительного сальдо НДС, постепенно образующегося при экс-плуатации проекта.

Очевидно, что отслеживать и учитывать потоки НДС в инвести-ционном анализе — достаточно трудоемкая процедура. Необходимо иметь в виду, что при реализации проекта на крупном предприятии, реализующем значительные объемы продукции, заведомо превыша-ющие объем инвестиций в проект, можно не вводить потоки налога на добавленную стоимость в анализ проекта: образующийся при покуп-ке оборудования отток НДС в данном случае возместится за счет по-ложительного сальдо НДС от основных видов деятельности. Но чаще бывает ситуация, когда НДС необходимо учитывать, так как возмеще-

Page 149: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

147

5.8.Особенностивключениявинвестиционныйанализналоганадобавленнуюстоимость

ние его происходит не полностью. В полном объеме эти расчеты без-условно необходимо производить при новом строительстве.

Российское законодательство предусматривает возможность при вложении инвестиционных ресурсов 2 варианта:

1) непосредственное возмещение НДС в виде денежных средств из бюджета;

2) зачет излишне уплаченного НДС в счет предстоящих платежей.Инвестиции в основное средство включают в себя:· проектные работы (сторонние организации с НДС или без НДС);· приобретение основных средств (оборудования) у сторонних ор-

ганизаций с НДС;· строительно-монтажные работы (сторонние организации с НДС);· проценты по инвестиционному кредиту (без НДС);· экспертизы (сторонние организации с НДС или без НДС);· затраты службы технадзора компании (внутренние, без НДС).Расчет НДС, подлежащего к уплате в бюджет, можно производить

в следующим виде (тыс. руб.):

Показатель Год1 2 3 4 5 6 7

Инвестиции без НДС 400 400 0 0 0 0 0Выручка без НДС 0 0 400 400 400 400 400Сырье, материалы без НДС 0 0 150 150 150 150 150НДС к уплате (по выручке) 0 0 72 72 72 72 72НДС к возмещению (по инвестициям) 72 72 0 0 0 0 0НДС к возмещению (по сырью) 0 0 27 27 27 27 27Сальдо НДС –72 –72 45 45 45 45 45Накопленный НДС –72 –144 –99 –54 –9 36 0НДС в бюджет 0 0 0 0 0 36 45

Отсрочку уплаты НДС в бюджет по данной схеме можно не учи-тывать, если инвестиционный проект реализуется на крупном пред-приятии, объем продукции которого превышает объем инвестиций. Учет необходим при новом строительстве и крупных инвестицион-ных проектах.

Page 150: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

148

5.Анализэкономическойэффективностиэнергосберегающихпроектов

5.9. определение стоимости капитала при использовании различных источников финансирования

При анализе источников инвестирования необходимо иметь в виду, что независимо от привлекательности проекта практически невозмож-но получить кредит на сумму, равную общей стоимости проекта. По-этому инициатор проекта всегда должен рассчитывать на многообраз-ные источники инвестиций, в том числе и на собственные средства.

Учитывая, что общая сумма инвестиций в проект складывается из собственного и n различных видов заемного капитала с весовыми коэффициентами bск и bзк (i), запишем выражение для расчета средне-взвешенной реальной процентной ставки (WACC), используемой для дисконтирования денежных потоков [24]:

WACC r r tii

n

i= Ч + Ч Ч -( )( )

=( )еb bск р

скзк р

зк

11 , (5.36)

где rрск и r iр

зк( ) — соответственно реальная процентная ставка при исполь-

зовании собственного и i-го вида заемного капитала, в долях от еди-ницы, t — «налоговый зонтик», равный ставке налога на прибыль (20 %). Необходимость учета налогообложения при расчете средне-взвешенной процентной ставки связана с тем, что проценты учиты-ваются в составе затрат, уменьшающих налогооблагаемую базу. При этом денежный поток в обязательном порядке должен рассчитывать-ся без учета процентов по инвестиционному кредиту.

Российское законодательство предусматривает нормирование про-центов для цели налогообложения, т. е. под льготу по налогу на при-быль попадает не вся величина процентов. В этом случае величина WACC будет рассчитываться по более сложному выражению. Запишем это выражение для одного вида инвестиционного кредита:

WACC r k r t k r= Ч + Ч Ч Ч -( ) + Ч - Чb b bск рск

зк pзк

зк pзк1 1( ) ,

где k — коэффициент к процентной ставке по кредиту, приводящий ставку по кредиту к нормативной ставке процентов, принимаемых в целях налогообложения прибыли в составе затрат, уменьшающих налогооблагаемую базу.

Page 151: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

149

5.10.Анализинвестиционныхпроектовнаосновебюджетадвиженияденежныхсредств

5.10. анализ инвестиционных проектов на основе бюджета движения денежных средств

Финансовый план любого бизнес-плана (и компании, и проекта) включает в себя три основных плана (бюджета): это прогноз прибылей и убытков (или доходов и расходов), план (бюджет) движения денеж-ных средств и прогноз баланса. В структуру финансового плана инве-стиционного проекта дополнительно входят, как правило, отдельным расчетом, анализ окупаемости и определение критериев эффективно-сти инвестиционного проекта. Одним из методов анализа инвестици-онного проекта является метод анализа на основе бюджета движения денежных средств (БДДС). Этот метод носит название «Модель рас‑четного счета» [24].

Бюджет движения денежных средств (кратко — БДДС) включает в себя несколько бюджетов:

1. Бюджет движения денежных средств по операционной деятель-ности. На его основе рассчитывается операционный чистый денеж-ный поток.

2. Бюджет движения денежных средств по инвестиционной дея-тельности. Этот бюджет позволяет определить инвестиционный чи-стый денежный поток.

3. Бюджет движения денежных средств по финансовой деятельно-сти. В результате его составления прогнозируется финансовый чи-стый денежный поток.

структура бюджетов

1. БДДС по операционной деятельности1.1. Поступления денежных средств.

1.1.1. Поступления от продажи продукции— Поступления от продаж текущего периода— Аванс от покупателей— Поступления от погашения дебиторской задолжен-

ности1.1.2. Прочие поступления (например, проценты по реше- нию суда)

1.2. Выплаты денежных средств

Page 152: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

150

5.Анализэкономическойэффективностиэнергосберегающихпроектов

1.2.1. Выплаты поставщикам сырья, материалов— Выплаты по расходам текущего периода— Авансы поставщикам— Погашение кредиторской задолженности

1.2.2. Выплата заработной платы1.2.3. Уплата отчислений и налогов1.2.4. Прочие выплаты денежных средств, связанные с основ- ной деятельностью (аренда и пр.).

2. БДДС по инвестиционной деятельности2.1. Поступления денежных средств

2.1.1. Продажа основных средств2.1.2. Продажа нематериальных активов2.1.3. Проценты от долгосрочных финансовых вложений2.1.4. Возврат финансовых вложений

2.2. Выплаты денежных средств2.2.1. Приобретение основных средств, нематериальных активов2.2.2. Приобретение акций2.2.3. Оплата услуг сторонних организаций по инвестицион-

ной деятельности (строительно-монтажных работ и прочих работ, услуг)

3. БДДС по финансовой деятельности3.1. Поступления денежных средств

3.1.1. Привлечение краткосрочных кредитов и займов3.1.2. Привлечение долгосрочных кредитов и займов3.1.3. Поступления от эмиссии акций3.1.4. Поступления от продажи векселей3.1.5. Целевое финансирование

3.2. Выплаты денежных средств3.2.1. Возврат краткосрочных кредитов и займов3.2.2. Возврат долгосрочных кредитов и займов3.2.3. Выплата процентов по займам и кредитов3.2.4. Выплата дивидендов акционерам3.2.5. Погашение собственных векселей3.2.6. Покупка векселей3.2.7. Выкуп собственных акций (выход акционеров из проекта)

Порядок анализа инвестиционного проекта при использовании бюджета движения денежных средств, то есть на основе составления модели расчетного счета:

Page 153: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

151

5.10.Анализинвестиционныхпроектовнаосновебюджетадвиженияденежныхсредств

Первый этап. Оценка проекта в целомРезультатом этой оценки является определение всех критериев эф-

фективности проекта, а также срока его окупаемости.На этом этапе используются два компонента бюджета движения

денежных средств, а именно — БДДС по операционной деятельности и БДДС по инвестиционной деятельности. В качестве величины чи-стого денежного потока для последующего дисконтирования на этом этапе выступает сумма величин чистого денежного потока по опера-ционной и инвестиционной деятельности, а в качестве ставки дискон-тирования используется средневзвешенная ставка привлеченных для финансирования проекта средств.

Оценка проекта в целом еще называется оценкой с точки зрения менеджмента компании.

На основе модели расчетного счета можно дополнительно опреде-лить эффективность проекта для других участников инвестиционно-го проекта, а именно для акционеров (владельцев собственного капи-тала) и кредиторов (банка).

Второй этап. Оценка проекта с точки зрения акционеров и банкаПринцип анализа: рассматриваются все составляющие бюджета

движения денежных средств (операционный, инвестиционный и фи-нансовый бюджет), но в расчете участвуют только внешние по отно-шению к конкретному участнику элементы денежного потока.

Анализ с точки зрения акционеров:· исключается из расчета чистого денежного потока поступления

и возврат акционерного капитала и дивиденды;· ставка дисконтирования равна доходности собственных средств,

которая определяется на основе доходности альтернативных фи-нансовых вложений и банковских депозитов;

· анализ с точки зрения кредитной организации;· при расчете чистого денежного потока не учитываются поступле-

ния и возврат кредита, а также выплата процентов по кредиту;· ставка дисконтирования равна процентам по кредиту.

Page 154: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

152

5.Анализэкономическойэффективностиэнергосберегающихпроектов

5.11. расчет экономического эффекта и критериев эффективности инвестиций в результате реализации энерго- и ресурсосберегающего инвестиционного проекта при производстве тепловой энергии (пример)

Инвестиционный проект — реконструкция котельной с переводом на газ и гидравлическая наладка тепловых сетей.

Исходная информация:

1. Инвестиции

Направления инвестирования Обозна-чение

Величина, тыс. руб.

Амортиза-ционный

период, лет

Норма амор-тизации, %

годовыхГазопровод (2 км) Ig 16 000,00 40,00 Dg = 2,5 %Модернизация котельной, замена котлов, горелок, установка автоматизации

Ib 20 000,00 15,00 Db = 6,7 %

Шайбирование тепловых сетей In 2 000,00 20,00 Dn = 5,0 %Срок освоения инвестиций, лет Td 1 год – –

2. Базовые характеристики котельной

Показатель Обозна-чение

Размер-ность Величина Примеча-

ниеМощность котельной N Гкал/ч 10,00 не меняется Число часов использования уста-новленной мощности, nуст ч/год 2 500,00 не меняется

Потери в сетях, % от выработки q % 5 не меняется

3. Основные технико-экономические показатели без проекта и с про-ектом

Показатель Обозна-чение Размерность Без

проекта С проек-

том КПД котельной η доли 0,70 0,92Вид топлива уголь газ

Цена топлива без НДС Pfруб./т

(руб./тыс. м 3) 3 000,00 3 600,00

Page 155: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

153

5.11.Расчетэкономическогоэффекта

Показатель Обозна-чение Размерность Без

проекта С проек-

том Калорийность топлива, ккал/кг; ккал/м 3 Qн

р ккал/кг (ккал/м 3) 5 000,00 8 000,00

Удельный расход электроэнер-гии на выработку тепла ke кВт·ч/Гкал 30,00 25,00

Цена электроэнергии без НДС Pe руб./кВт·ч 4,00 4,00 Количество персонала z чел. 10,00 4,00 Средняя заработная плата cl руб./чел./мес. 15 000,00 20 000,00 Норма отчислений во внебюд-жетные фонды от ФОТ φ % 30 % 30 %

Затраты на ремонт без НДС Cr тыс. руб. в год 3 000,00 500,00

— прочие расходы (цеховые, ОХР) без НДС Ca тыс. руб./год

15 % от прямых

затрат

остают-ся преж-

ними— доля расходов с НДС в про-чих расходах, % Dvat % 50 50

4. Показатели стоимости основных средств и ставки налогов

Показатель Обозна-чение

Размер-ность

Вели-чина

— балансовая стоимость котельной без НДС до осу-ществления проекта (БС) BCb0

тыс. руб. 5 000,00

— остаточная стоимость котельной без НДС до осу-ществления проекта (ОС) RCb0

тыс. руб. 2 500,00

— норма амортизации котельной до проекта, годовых Db % 6,7 %Ставка НДС Nvat % 18,0 %Ставка налога на прибыль Np % 20,0 %Ставка налога на имущество (налог рассчитывается от остаточной стоимости имущества) Ne

% годо-вых 2,2 %

5. Расчет затрат

ПоказательОбо-зна-

чение

Размер-ность Расчет

Величи-на без

проекта

Величи-на с про-

ектом1. Выработка те-пловой энергии Qyp Гкал/год N · nуст 25000,00 25000,00

2. Удельный расход услов-ного топлива на выработку те-пловой энергии

brf кг у. т./Гкал 107000

6

Чh204,08 155,28

Page 156: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

154

5.Анализэкономическойэффективностиэнергосберегающихпроектов

ПоказательОбо-зна-

чение

Размер-ность Расчет

Величи-на без

проекта

Величи-на с про-

ектом3. Удельный расход натураль-ного топлива на выработку те-пловой энергии

b кг/Гкал (м 3/Гкал) b

QунрЧ

7000 285,71 135,87

4. Расход топли-ва на выработку тепловой энер-гии

Byт/год

(тыс. м 3/год) bQypЧ

10007142,86 3396,74

5. Стоимость то-плива без НДС Cf

тыс. руб./год Bу·Pf/1000 21428,57 228,26

6. Расход элек-троэнергии на выработку те-пловой энергии

Beтыс.

кВт·ч/год kQ

eypЧ

1000750,00 625,00

7. Стоимость электроэнергии, без НДС

Ceтыс. руб.

в год B Pe eЧ 3 000,00 2 500,00

8. Расходы на оплату труда Cl

тыс. руб. в год z·cl·12/1000 1 800,00 960,00

9. Отчисления во внебюджет-ные фонды

Cjтыс. руб.

в год Cl Чj 100 540,00 288,00

10. Итого пря-мых затрат, тыс.руб. в год без НДС

Cdirтыс. руб.

в год C C C C Cf e l r+ + + +j 29 768,57 16 476,26

11. Прочие за-траты (цехо-вые, общехо-зяйственные), 0,15 без НДС

Coтыс. руб.

в год 0,15·Cdir 4 465,29 4 465,29

12. Балансовая стоимость ос-новных средств, всего, в том чис-ле:

BC тыс. руб. BC BC BCb n g+ + 5 000,00 37 203,39

котельной BCb тыс. руб. BCbo + + Ib/(1+Nvat/100) 5 000,00 21 949,15

Page 157: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

155

5.11.Расчетэкономическогоэффекта

ПоказательОбо-зна-

чение

Размер-ность Расчет

Величи-на без

проекта

Величи-на с про-

ектомтепловых сетей на участке ко-тельной

BCn тыс. руб. In/(1+Nvat/100) 0 1 694,92

газопровода к котельной BCg тыс. руб. Ig/(1+Nvat/100) 0 13 559,32

13. Остаточная стоимость ос-новных средств на начало 1 года после модер-низации, всего, в том числе:

RC0 тыс. руб. RC RC RCb n g0 0 0+ + 2 500,00 34 703,39

котельной RCb0 тыс. руб. RCbo + + Ib/(1+Nvat/100) 2 500,00 19 449,15

тепловых сетей на участке ко-тельной

RCn0 тыс. руб. In/(1+Nvat/100) 0 1 694,92

газопровода к котельной RCg0 тыс. руб. Ig/(1+Nvat/100) 0 13 559,32

14. Амортизаци-онные отчисле-ния за год, все-го, в том числе:

Cd тыс. руб. C C Cdb dn dg+ + 333,33 1 887,01

по котельной Cdb тыс. руб. BC Db bЧ 333,33 1 463,28по тепловым се-тям на участке котельной

Cdn тыс. руб. BC Dn bЧ 84,75

по газопроводу к котельной Cdg тыс. руб. BC Dg bЧ 338,98

15. Остаточная стоимость ос-новных средств на конец 1 года после модер-низации, всего, в том числе:

RC1 тыс. руб. RC RC RCb n g1 1 1+ + 2 166,67 32 816,38

котельной RCb1 тыс. руб. RC Cn dn0 - 2 166,67 17 985,88тепловых сетей на участке ко-тельной

RCn1 тыс. руб. RC Cb db0 - – 1 610,17

Page 158: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

156

5.Анализэкономическойэффективностиэнергосберегающихпроектов

ПоказательОбо-зна-

чение

Размер-ность Расчет

Величи-на без

проекта

Величи-на с про-

ектомгазопровода к котельной RCg1 тыс. руб. RC Cg dg0 - – 13 220,34

16. Средняя остаточная сто-имость, тыс.руб.

RCm тыс. руб. RC RCl0 2+( ) 2 333,33 33 759,89

17. Налог на имущество, тыс.руб. в год

Сyeтыс. руб.

в год RC Nm eЧ 51,33 742,72

18. ИТОГО за-трат Csum

тыс. руб. в год C C C Cdir o d ye+ + + 34 618,52 23 571,27

19. Себестои-мость произ-водства тепло-вой энергии, без НДС

chp руб./Гкал C Qsum yp/ Ч1000 1 384,74 942,85

20. Полезный отпуск тепловой энергии потре-бителям

Qys Гкал/год Q qyp Ч -( )1 23 750,00 23 750,00

21. Себесто-имость отпу-щенной тепло-вой энергии, без НДС

chs руб./Гкал C Qsum ys/ Ч1000 1 457,62 992,47

6. Расчет экономического эффекта для определения окупаемости ин-вестиций

ПоказательОбо-зна-

чение

Размер-ность Расчет

Величи-на без

проекта

Величи-на с про-

ектом

1. Прямые рас-ходы с НДС Сdir

vat тыс. руб. в год

(Cf + Ce + Cr)·0,18 ++ Cl + Cφ

34705,71 19217,35

2. НДС в пря-мых расходах VATdir C Cdir dir

vat- 4937,14 2741,09

3. Прочие расхо-ды (цеховые, об-щехозяйствен-ные) с НДС

Сovat тыс. руб.

в год C Dvato Ч + Ч( )1 0 18, 4867,16 4867,16

Page 159: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

157

5.11.Расчетэкономическогоэффекта

ПоказательОбо-зна-

чение

Размер-ность Расчет

Величи-на без

проекта

Величи-на с про-

ектом4. НДС в прочих расходах VATo

тыс. руб. в год С Сo

vatо- 401,88 401,88

5. Сумма учи-тываемых при расчете эконо-мического эф-фекта расходов без НДС

Csumтыс. руб.

в год С Сdiro+ 34 233,86 20 941,55

6. То же с НДС Сsumvat тыс. руб.

в год С Сdirvat

ovat+ 39572,88 24084,51

7. НДС в сумме расходов VATsum

тыс. руб. в год С Сsum

vatsum- 5339,02 3142,96

8. Экономиче-ский эффект без НДС

DCsum

тыс. руб. в год С Сsum sum

( ) ( )1 0- 13292,31

9. Экономиче-ский эффект с НДС

DCsumvat тыс. руб.

в год С Сsumvat

sumvat( ) ( )1 0- 15488,37

10. НДС в эко-номическом эф-фекте

DVATsum

тыс. руб. в год D DC Csum

vatsum- 2196,06

Примечание. Индекс « (1)» — для величин при реализации проекта. Индекс « (0)» — для величин без реализации проекта.

Page 160: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

158

5.Анализэкономическойэффективностиэнергосберегающихпроектов

расч

ет к

рите

риев

эф

фек

тивн

ости

и о

купа

емос

ти и

нвес

тици

онно

го п

роек

та

1. П

рогн

оз п

рибы

лей

и уб

ытк

ов, т

ыс.

руб

. в го

дП

оказ

ател

ь/ле

т1

год

2 го

д3

год

4 го

д5

год

6 го

д7

год

8 го

д9

год

10 го

д1.

1. Э

коно

миче

ский

эф

фек

т (см

. рас

чет

экон

омич

еско

го э

фф

екта

)13

292

1329

213

292

1329

213

9213

292

1329

213

292

1329

213

292

1.2.

Доп

олни

тель

ные з

атра

ты, в

сего

, в то

м чи

сле:

2262

2228

2194

2160

2125

2091

2057

2023

1989

1955

1.2.

1. А

морт

изац

ия15

5415

5415

5415

5415

5415

5415

5415

5415

5415

541.

2.2.

Нал

ог н

а иму

щес

тво

708

674

640

606

572

538

503

469

435

401

1.3.

Нал

огоо

благ

аема

я пр

ибы

ль11

030

1106

411

099

1113

311

167

1120

111

235

1126

911

304

1133

81.

4. Н

алог

на п

рибы

ль11

0622

1322

2022

2722

3322

4022

4722

5422

6122

681.

5. Ч

иста

я пр

ибы

ль

8824

8851

8879

8906

8934

8961

8988

9016

9043

9070

2. П

рогн

оз д

енеж

ного

пот

ока,

ты

с. р

уб. в

год

Пок

азат

ель/

лет

1 го

д2

год

3 го

д4

год

5 го

д6

год

7 го

д8

год

9 го

д10

год

2.1.

Доп

олни

тель

ные п

осту

плен

ия о

т эко

-но

миче

ског

о эф

фек

та с

НД

С15

488

1548

815

488

1548

815

488

1548

815

488

1548

815

488

1548

8

2.2.

Доп

олни

тель

ные н

алог

и, в

сего

, в то

м чи

сле:

2915

2887

36

5150

2950

01

4974

49

46

4919

48

92

4864

2.2.

1. Н

алог

на п

рибы

ль22

06

2213

22

20

2227

22

33

2240

22

47

2254

22

61

2268

2.

2.2.

Нал

ог н

а иму

щес

тво

708

674

640

606

572

538

503

469

435

401

2.2.

3. Н

ДС

в б

юдж

ет —

79

221

9621

9621

9621

9621

9621

9621

962.

3. Д

енеж

ный

пото

к от

экс

плуа

таци

и пр

о-ек

та12

574

1260

111

837

1046

0 10

487

1051

5 10

542

1056

910

597

1062

4

Page 161: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

159

5.11.Расчетэкономическогоэффекта

3. Р

асче

т чи

стой

дис

конт

иров

анно

й ст

оимо

сти

(NP

V) и

сро

ка о

купа

емос

ти п

роек

та с

уче

том

диск

он-

тиро

вани

я Пок

азат

ель/

лет

01

год

2 го

д3

год

4 го

д5

год

6 го

д7

год

8 го

д9

год

10 го

д3.

1. Д

енеж

ный

пото

к от

экс

плуа

-та

ции

прое

кта

–12

574

1260

111

837

1046

010

487

1051

510

542

1056

910

597

1062

4

3.2.

Инв

ести

ции

с Н

ДС

3800

0–

––

––

––

––

–3.

3. Ч

исты

й де

неж

ный

пото

к–3

8000

1257

412

601

1183

710

460

1048

710

515

1054

210

569

1059

710

624

3.4.

Коэ

фф

ицие

нт д

иско

нтир

о-ва

ния

1,00

00,

938

0,87

90,

825

0,77

30,

725

0,68

00,

638

0,59

80,

561

0,52

6

3.5.

Чис

тый

диск

онти

рова

нны

й де

неж

ный

пото

к на

раст

ающ

им

итог

ом–3

8000

–262

08–1

5126

–53

6327

2810

335

1748

724

212

3053

636

481

4207

1

Спр

авоч

но: р

асче

т на

лога

на

имущ

еств

о.

Пок

азат

ель/

лет

01

год

2 го

д3

год

4 го

д5

год

6 го

д7

год

8 го

д9

год

10 го

дБа

ланс

овая

стои

мост

ь вво

димы

х ОС

отел

ьных

) нар

аста

ющ

им и

того

м16

949

1694

916

949

1694

916

949

1694

916

949

1694

916

949

1694

916

949

Бала

нсов

ая с

тоим

ость

вво

димы

х О

С (с

етей

) нар

аста

ющ

им и

того

м16

9516

9516

9516

9516

9516

9516

9516

9516

9516

9516

95

Бала

нсов

ая ст

оимо

сть в

води

мых О

С

(газ

опро

вода

) нар

аста

ющ

им и

того

м13

559

1355

913

559

1355

913

559

1355

913

559

1355

913

559

1355

913

559

Амор

тиза

ция

ОС

(кот

ельн

ых)

(1

5 ле

т)11

3011

3011

3011

3011

3011

3011

3011

3011

3011

30

Амор

тиза

ция

ОС

(сет

ей) (

20 л

ет)

8585

8585

8585

8585

8585

Амор

тиза

ция

ОС

(газ

опро

вода

) (4

0 ле

т)33

933

939

339

339

339

339

339

339

339

Ост

аточ

ная

стои

мост

ь О

С (к

о-те

льны

х, с

етей

и га

зопр

овод

а)32

203

3065

029

096

2754

225

989

2443

522

881

2132

819

774

1822

016

667

Нал

ог н

а иму

щес

тво

708

674

640

606

572

538

503

469

435

401

Спр

авоч

но: р

асче

т Н

ДС

в б

юдж

ет.

Page 162: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

160

5.Анализэкономическойэффективностиэнергосберегающихпроектов

Пок

азат

ель/

лет

01

год

2 го

д3

год

4 го

д5

год

6 го

д7

год

8 го

д9

год

10 го

дП

осту

плен

ия с

НД

С о

т эко

номи

-че

ског

о эф

фек

та–

1548

815

488

1548

815

488

1548

815

488

1548

815

488

1548

815

488

Расх

оды

с Н

ДС

с и

нвес

тици

ями

3800

0 –

––

––

––

––

–Н

ДС

к у

плат

е—

2 1

962 1

962 1

962 1

962 1

962 1

962 1

962 1

962 1

962 1

96Н

ДС

к в

озме

щен

ию 5

797

––

––

––

––

––

Сал

ьдо

НД

С–

5 797

2 1

962 1

962 1

962 1

962 1

962 1

962 1

962 1

962 1

962 1

96Н

ДС

в б

юдж

ет—

–79

22 1

962 1

962 1

962 1

962 1

962 1

962 1

96Н

акоп

ленн

ый

НД

С–

5 797

3 601

–1 4

0479

2

4. Р

асче

т ср

едне

взве

шен

ной

стои

мост

и ка

пита

ла и

ста

вки

диск

онти

рова

ния

Пок

азат

ель

Вели

чина

, %

годо

вых

Расч

етП

риме

чани

е

Про

цент

ная

став

ка п

о кр

едит

ован

ию16

прин

ято

Дол

я за

емны

х ср

едст

в в

фин

анси

рова

нии

прое

кта

100

прин

ято

Про

цент

ная

став

ка, у

читы

ваем

ая в

цел

ях н

алог

о-об

лож

ения

14,8

51,

8×8,

25 %

коэф

фиц

иент

1,8

к с

тавк

е ре-

фин

анси

рова

ния

ЦБ

Опл

ата п

роце

нтов

из п

рибы

ли (н

е при

нима

ется

в

сост

аве з

атра

т для

цел

ей н

алог

ообл

ожен

ия)

1,15

16 %

— 1

4,85

%

Сре

днев

звеш

енна

я ст

оимо

сть

капи

тала

WAC

C

(100

% за

емны

е сре

дств

а)13

,03

1×(1

4,85

×(1

–0,

2)+

1,15

%)

0,2

— с

тавк

а нал

ога н

а при

-бы

ль, 1

— д

оля

заем

ных

сред

ств

Коэ

фф

ицие

нт и

нфля

ции

6,00

прин

ято

Ста

вка д

иско

нтир

ован

ия

6,63

(0,1

303–

0,06

)/(1

+0,

06)

расч

ет п

о ф

орму

ле И

. Фиш

е-ра

: (r-

i)/(1

+i)

Page 163: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

161

5.11.Расчетэкономическогоэффекта

5. Р

асче

т вн

утре

нней

нор

мы д

оход

ност

и (I

RR

оказ

ател

ь/ле

т0

12

34

56

78

910

Чис

тый

дене

жны

й по

ток

–380

0012

574

1260

111

837

1046

010

487

1051

510

542

1056

910

597

1062

оэф

фиц

иент

дис

конт

иров

ания

(I

RR

)1

0,78

190,

6114

0,47

810,

3738

0,29

230,

2285

0,17

870,

1397

0,10

920,

0854

Сум

марн

ый

чист

ый

диск

онти

ро-

ванн

ый

дене

жны

й по

ток

(IR

R)

–380

00–2

8168

–204

64–1

4805

–108

95–

7829

–54

26–

3542

–20

65–

908

0

Вели

чина

вну

трен

ней

норм

ы д

оход

ност

и со

став

ляет

27,

89 %

годо

вых.

6. И

того

вые

пока

зате

ли э

фф

екти

внос

ти п

роек

таП

оказ

ател

ьВе

личи

наЧ

иста

я ди

скон

тиро

ванн

ая с

тоим

ость

про

екта

(NPV

) за 1

0 ле

т, ты

с. р

уб.

4207

иско

нтны

й ср

ок о

купа

емос

ти, л

ет3,

66Вн

утре

нняя

нор

ма п

рибы

ли, %

годо

вых

(за 1

0 ле

т)27

,89

-60

000

-40

000

-20

000 -

20

000

40

000

60

000

02

46

810

тыс.руб.

Лет

Рис.

5.3

. Гра

фик

оку

паем

ости

про

екта

Page 164: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

162

6. расчет тепловой схемы при реконструкции котельной УрфУ на выработку электроэнергии

на тепловом потреблении с использованием пгУ

6.1. описание тепловой схемы

В состав Экспериментально-производственного комбината (ЭПК УрФУ) входят: котельная с присоединенной тепловой мощностью 120 МВт, электроцех с трансформаторной под-

станцией, а главное — УрФУ принадлежат распределительные элек-трические сети.

В котельной Уральского федерального университета реализован проект установки турбогенератора (рис. 6.1, позиция 1) мощностью 0,75 МВт, работающего параллельно с распределенной сетью 6 кВ.

Тепловая сеть района УрФУ работает с открытым водоразбором на нужды ГВС. Требуемая подпитка тепловой сети около 100 т/ч, поэтому для покрытия нужд ГВС требуется круглогодичная работа парового (для нужд деаэрации) котла 5 ШБ (Шухов — Берлин) па-ропроизводительностью 15 т/ч. Пар данного котла направляется в тур-бину 1, а затем в деаэратор и баки-аккумуляторы 2 для покрытия нужд ГВС. Благодаря этому установленная турбина работает практически круглый год на номинальной нагрузке.

В настоящий момент выполнен проект установки паровой турбины производства Калужского турбинного завода 3 электрической мощно-стью 3,5 МВт, пар на которую будет вырабатываться двумя уже пущен-ными в эксплуатацию новыми котлами 6 Бийского котельного заво-да ДЕ-25/14 (см. рис. 6.2).

Уральским федеральным университетом предложен проект установки в котельной УрФУ газовой турбины электрической мощностью 4,5 МВт. Фирма «Сименс» представила коммерческое предложение на поставку

Page 165: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

163

6.1.Описаниетепловойсхемы

газовой турбины в комплекте с котлом-утилизатором. В комплект по-ставки входит газовая турбина электрической мощностью 4,5 МВт, па-ровой котел-утилизатор паропроизводительностью 9 т/ч, дожимные компрессоры для увеличения давления газа перед турбиной.

2

КС КУ

~

~ ~

5 6

ПТ ПТ

8

10

К ГТ

1 3

4

7

9

а

б

г

Рис. 6.1. Тепловая схема установки газовой турбины в котельной УрФУ:К — компрессор, КС — камера сгорания, ГТ — газовая турбина, КУ — котел-утилизатор,

1 – паровая турбина мощностью 0,75 МВт, 2 — бак ГВС, 3 — паровая турбина мощностью 3,5 МВт, 4 — питательный насос, 5 — паровой котел ШБ (15 т/ч), 6 — паровой котел ДЕ (25 т/ч), 7 — бойлер системы теплоснабжения; 8 — водогрейные котлы ПТВМ и ТВГМ;

9 — сетевые насосы; 10 — потребители теплоты

Газовая турбина с котлом-утилизатором идеально вписывается в су-ществующую тепловую схему котельной (см. рис. 6.1). В летнем режи-ме с мая по сентябрь включительно пар, вырабатывемый котлом-ути-лизатором, поступает в турбину 1 мощностью 0,75 МВт (см. рис. 6.3), дополнительное количество пара поступает от парового котла ШБ 5 паропроизводительностью 15 т/ч. Пар после турбины поступает в де-аэратор, в котором поддерживается давление 0,2 МПа.

В летнем (июнь-июль-август) режиме работы пар, направляемый в бойлер, с избытком обеспечивает нагрузку горячего водоснабже-ния, поэтому мощность турбины и соответственно расход пара, вы-рабатываемый котлом-утилизатором, приходится снижать в соответ-ствии с требуемой тепловой нагрузкой в 1,56–1,6 раза. В этот период для покрытия тепловой нагрузки работа других котлов не требуется.

Page 166: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

164

6.РасчеттепловойсхемыприреконструкциикотельнойУрФУнавыработкуэлектроэнергии

Рис. 6.2. Внешний вид котла № 4 котельной УрФУ ДЕ-25/14. Режимные карты всех в настоящее время установленных котлов приведены в прил. 6.4–6.10

Рис. 6.3. Турбогенератор электрической мощностью 0,75 МВт

Page 167: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

165

6.2.Содержаниедомашнегозадания

В зимний и осенний период с октября по апрель для обеспечения максимальной выработки электрической энергии и покрытия тепло-вой нагрузки необходима: работа паровых котлов ДЕ-25 6, обеспечи-вающих паром паровую турбину 3, а также работа водогрейных кот-лов 8 для полного обеспечения тепловой нагрузки.

В переходный период (май, сентябрь) теплой нагрузки котельной недостаточно для загрузки паровой турбины мощностью 3,5 МВт, по-этому в работе находятся газовая турбина с котлом-утилизатором и па-ровая турбина ТГ 0,75 ВАЗ/6,3 Р13/2, для которой пар вырабатыва-ет котел ШБ.

6.2. содержание домашнего задания

Определить, при имеющихся исходных данных, выработку электро-энергии на тепловом потреблении в течение месяца, загрузку установ-ленного в котельной оборудования, часовые и среднемесячные расхо-ды топлива на газовую турбину, паровые и водогрейные котлы.

Заданным параметром является месяц либо более длительный пе-риод работы котельной.

В качестве исходных данных приняты: расчетные нагрузки на ото-пление и ГВС для котельной УрФУ (см. табл. П. 6.1); паспортные экс-плуатационные данные газовой турбины (см. табл. П. 6.2); диаграмма режимов работы турбогенератора ТГ3,5/6,3 Р12/1,2 (см. рис. П. 6.9); характеристики паровой турбины тепловой мощностью 0,75 МВт (см. табл. П. 6.5); тепловая схема котельной (см. рис. 6.1).

6.3. расчетные характеристики газовой турбины

Особенностью расчетов тепловых схем с использованием газовых турбин является существенная зависимость всех характеристик тур-бины от температуры наружного воздуха. Так, с увеличением темпе-ратуры наружного воздуха от –36 до +35 °C электрическая мощность турбины SGT снижается с 6 до 4,5 МВт (см. табл. П. 6.2), уменьшается расход продуктов сгорания, возрастает температура уходящих из газо-вой турбины продуктов сгорания.

Page 168: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

166

6.РасчеттепловойсхемыприреконструкциикотельнойУрФУнавыработкуэлектроэнергии

По представленным в табл. П. 6.2 данным нужно рассчитать сле-дующие параметры, необходимые для расчета тепловой схемы ТЭЦ:

КПД газовой турбины как отношение полезно полученной элек-трической мощности к подведенной теплоте

hгг= Ч

NQ1

100, %. (6.1)

Коэффициент избытка воздуха в камере сгорания газовой турбины лучше рассчитывать по азотной формуле:

a =- Ч

1

17921

ОN

2

2

. (6.2)

В первом приближении средняя (при различных температурах на-ружного воздуха) температура уходящих газов может быть принята равной 140 °C, тогда средняя температура продуктов сгорания в кот-ле-утилизаторе может быть рассчитана как

tt

срг=+1402

. (6.3)

При данной температуре определяют среднюю массовую теплоем-кость продуктов сгорания в котле-утилизаторе:

c c mi iг = Че , (6.4)

где ci — массовая теплоемкость i-го компонента при tср, mi — массовая доля i-го компонента. Тепловая мощность Qу, кВт, уносимая продук-тами сгорания из газовой турбины, может быть рассчитана как:

Q G c tу г г г= Ч Ч . (6.5)

Тепловосприятие котла-утилизатора Qкун , кВт, при температуре наруж-

ного воздуха –36 °C и принятой при этом температуре уходящих из кот-ла-утилизатора газов равной tух=140 °C, может быть рассчитана как

Q G c t tкун

г г г ух= Ч Ч Ч -( )j , (6.6)

где φ — коэффициент сохранения теплоты

jh

= -+

1 5

5

qq ку

. (6.7)

Page 169: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

167

6.4.ХарактеристикипаровыхтурбиниопределениеКПДпаросиловогоцикла

Потери теплоты через ограждения определяют по рис. 1.4, а КПД котла-утилизатора можно приближенно рассчитать как

hкуг ух

г

=t t

t

¥. (6.8)

С увеличением температуры наружного воздуха (с уменьшением расхода продуктов сгорания и увеличением температуры газов на входе в котел-утилизатор) тепловосприятие котла изменяется незначитель-но, поэтому температуру уходящих из котла-утилизатора газов можно приближенно рассчитать как:

t tQ

G cух гкун

г г

= -Ч

, °C. (6.9)

По данным расчетов необходимо построить зависимости электри-ческой мощности газовой турбины Nг, расхода продуктов сгорания (отходящих газов) Gг, температуры газов на выходе из турбины tух, ко-личество подведенной к котлу-утилизатору теплоты Qу, КПД котла-утилизатора zку, и температуры уходящих из котла-утилизатора газов tух в зависимости от температуры наружного воздуха. Все зависимости следует аппроксимировать полиномами различной степени со сред-неквадратичным отклонением не менее 0,989.

6.4. Характеристики паровых турбин и определение кпд паросилового цикла

Параметры пара котла-утилизатора соответствуют параметрам установленного в котельной УрФУ парового котла ДЕ-25/14. Котел ДЕ-25/14 по данным эксплуатации вырабатывает слабо перегретый пар давлением 1,4 МПа, с температурой перегретого пара 210 °C. Дав-ление в барабане котла Pб и температуру питательной воды tпв опре-деляют по режимным картам. Энтальпию насыщенного пара h″, эн-тальпию кипящей воды h′ и температуру насыщения ts определяют по [10] в зависимости от давления в барабане. Давление перегретого пара ниже давления в барабане на 0,05 МПа. Энтальпию перегретого пара hпп определяют по [10] в зависимости от температуры и давления перегретого пара. Процент непрерывной продувки котлов по данным

Page 170: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

168

6.РасчеттепловойсхемыприреконструкциикотельнойУрФУнавыработкуэлектроэнергии

эксплуатации принимают равным П = 7 %. Пар после паровой турби-ны мощностью 3,5 МВт поступает в бойлер, давление пара в котором Pбо может меняться от 0,08 до 0,17 МПа.

Характеристика турбины тепловой мощностью 3,5 МВт и техниче-ские данные паровой турбины мощностью 0,75 МВт представлены на рис. П. 6.9 и в табл. П. 6.5. При заданных давлении в бойлере Pбо и тем-пературе перегретого пара по диаграмме (см. рис. П. 6.9) определяют расход пара на паровую турбину, обеспечивающий выработку номи-нальной электрической мощности.

Для определения энтальпии влажного пара в бойлере h″б рассмо-трим процесс расширения перегретого пара в турбине (см. рис. 6.4). Подведенная к циклу теплота равна разности энтальпий перегретого пара и энтальпии питательной воды. Теоретическая работа цикла lц определяется графически по h‑S диаграмме (рис. 6.4) при изоэнтроп-ном расширении пара от состояния 1 (перегретый пар) до состояния 2т (влажный пар при давлении Pбо). Определенная таким образом ра-бота цикла составит lц = hпп — h2, кДж/кг.

h

S

рпп

tпп

рd0

1

2 2Т

h d

hпп

Рис. 6.4. Паросиловой цикл на перегретом паре

Теоретический КПД цикла рассчитывается по выражению

hцц

пп пв

=-l

h h. (6.10)

Page 171: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

169

6.4.ХарактеристикипаровыхтурбиниопределениеКПДпаросиловогоцикла

Действительную работу цикла можно рассчитать по известной мощ-ности турбины и действительному расходу пара:

lNDд

г

пп

= . (6.11)

Внутренний относительный КПД турбины может быть рассчитан как отношение действительной работы цикла к теоретической рабо-те цикла [3]:

hотд

ц

=l

l. (6.12)

Тогда действительный КПД турбины с учетом механических КПД турбины и генератора будет равен:

h h hд ц от= Ч . (6.13)

Энтальпия влажного пара, поступающего в бойлер после парой тур-бины, определится как разность энтальпии перегретого пара на входе в турбину и действительной работы в турбине, кДж/кг,

h h lб пп дўў = - . (6.14)

Паровая турбина марки ТГ0,75 ВАЗ/6,3 Р13/2 рассчитана на работу как на насыщенном, так и на перегретом паре. Необходимые для рас-чета характеристики турбины и параметры насыщенного пара котла ШБ приведены в табл. П. 6.6 и 6.8.

В переходный период и в летний период возможна совместная ра-бота котла-утилизатора и парового котла ШБ, пар из которых будет поступать в паровую турбину мощностью 0,75 МВт. В этом случае на вход в паровую турбину будет поступать смесь слабо перегретого пара от котла-утилизатора и насыщенного пара от котла ШБ.

Энтальпия пара на входе в паровую турбину будет рассчитана как средневзвешенная с учетом расходов пара от котла-утилизатора и от па-рового котла ШБ. Энтальпия смеси насыщенного и перегретого пара h′пп, кДж/кг, может быть определена по выражению:

ў =Ч + Ч

+h

D h D hD Dпп

пп пп нп нп

пп нп

. (6.15)

Точно также можно определить температуру слабо перегретого пара t′пп, °C, после смешения:

Page 172: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

170

6.РасчеттепловойсхемыприреконструкциикотельнойУрФУнавыработкуэлектроэнергии

ў =Ч + Ч

+t

D t D tD Dпп

пп пп нп нп

пп нп

. (6.16)

Пар после турбины ТГ0,75 поступает в деаэратор, давление в кото-ром равно 0,12 МПа. Энтальпия отработавшего пара и действительный КПД цикла определяются так же, как и для турбины 3,5 МВт по TS-диаграмме с использованием выражений (6.10)– (6.14).

6.5. расчет выработки тепловой и электрической энергии и определение расхода топлива

Последующие расчеты тепловой схемы с целью определения расхо-да топлива следует проводить в зависимости от среднемесячных темпе-ратур наружного воздуха, приведенных в климатологическом справоч-нике [20]. При расчетах в зависимости от среднемесячной температуры воздуха tв следует рассчитать по полученным ранее аппроксимациям: электрическую мощность газовой турбины; расчетное значение подве-денной теплоты; расчетный расход продуктов сгорания после газовой турбины; расчетное значение температуры газов на выходе из газовой турбины; расчетное значение температуры газов, уходящих из котла-утилизатора; КПД газовой турбины.

При теплоте сгорания природного газа Qнр = 7950 ккал/м 3 =

= 33,31 МДж/м 3 расход топлива на газовую турбину, м 3/с, рассчиты-вается по выражению: B

QQ

NQг

нр

нр

г

= =Ч

1

h. (6.17)

При рассчитанной температуре уходящих из котла-утилизатора про-дуктов сгорания средняя температура газов определяется по выраже-нию (6.3). Массовая теплоемкость продуктов сгорания при средней температуре в котле-утилизаторе определяется по выражению (6.4). Количество теплоты, отданное продуктами сгорания в котле-утили-заторе, определяется по выражению (6.6).

Паропроизводительность котла-утилизатора, кг/с, определяется из выражения [1]:

DQ

h h h hкуку

пп пв пвП=

-( ) + ( ) Ч ў -( )100. (6.18)

Page 173: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

171

6.5.Расчетвыработкитепловойиэлектрическойэнергиииопределениерасходатоплива

Количество теплоты, отданное паром из котла-утилизатора в бой-лере тепловой сети в зимний период, МВт, рассчитывается по выра-жению: Q D h hб ку б б= Ч ўў - ў( ) Ч -j 10 3, (6.19)

где расход насыщенного пара из турбины в бойлер равен расходу пе-регретого пара, поступившего из котла-утилизатора.

Далее полученный в бойлере конденсат охлаждается до 80 °C в ох-ладителе конденсата сетевого бойлера

Q D hок ку б= Ч ў - Ч( ) Ч -j 4 19 80 10 3, , МВт. (6.20)

Таким образам, теплота, отданная паром котла-утилизатора сете-вой воде в бойлере и охладителе конденсата, равняется сумме:

Q Q Qку б ок= + . (6.21)

В летний период пар из паровой турбины подается в деаэратор на де-аэрацию. Полученная деаэрированная вода подается в баки-аккумуля-торы для нужд ГВС. Полученная при этом теплота конденсации пара в деаэраторе, МВт, может быть рассчитана как:

Q D h hку ку б пв= Ч Ч ўў -( ) Ч -j 10 3. (6.22)

Выработанное количество электрической энергии, млн кВт·ч/мес, при работе газовой турбины в течение месяца рассчитывается как про-изведение расчетной тепловой мощности N при данной среднемесяч-ной температуре наружного воздуха на количество часов в данном ме-сяце n: W n Nг г= Ч Ч -10 3. (6.23)

Выработанное количество тепловой энергии в течение месяца за счет пара, полученного в котле-утилизаторе (за счет работы газо-вой турбины), тыс. Гкал/мес, можно рассчитать как произведение те-плоты переданной теплоносителю тепловых сетей на продолжитель-ность данного месяца n:

Q n Qг ку= Ч Ч-10 1 1636 / , . (6.24)

В летний (июнь–июль–август) период работы пар, направляемый в бойлер, с избытком обеспечивает нагрузку горячего водоснабже-ния, поэтому мощность турбины и соответственно расход пара, вы-

Page 174: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

172

6.РасчеттепловойсхемыприреконструкциикотельнойУрФУнавыработкуэлектроэнергии

рабатываемый котлом-утилизатором, приходится снижать в соответ-ствии с требуемой тепловой нагрузкой в 1,56–1,6 раза. В этот период для покрытия тепловой нагрузки работа других котлов не требуется.

В зимний и осенний период с октября по апрель для обеспечения максимальной выработки электрической энергии и покрытия тепло-вой нагрузки необходима: работа паровых котлов ДЕ-25, обеспечива-ющих паром паровую турбину, а также работа водогрейных котлов для полного обеспечения тепловой нагрузки.

В переходный период (май, сентябрь) теплой нагрузки котельной недостаточно для загрузки паровой турбины мощностью 3,5 МВт, по-этому в работе находятся газовая турбина с котлом-утилизатором и па-ровая турбина ТГ 0,75 ВАЗ/6,3 Р13/2, для которой пар вырабатывает котел ШБ (Шухов — Берлин).

Общей тепловой нагрузки ТЭЦ Qобщ с октября по апрель включи-тельно (см. табл. П. 6.1) вполне достаточно для полной загрузки па-ровой турбины мощностью 3,5 МВт (ТГ-3,5 АС/6,3 Р 12/1,2), для ко-торой пар вырабатывают котлы ДЕ-25/14.

Выработанное количество электроэнергии данной паровой турби-ной Wп может быть рассчитано по выражению (6.23), где мощность равна номинальной мощности паровой турбины Nп = 3,5 МВт.

Вырабатываемый котлами ДЕ-25/14 перегретый пар поступает в па-ровую турбину, а затем сбрасывается в бойлер. Требуемая паропроизво-дительность Dп паровых котлов ДЕ-25/14 рассчитывается как необхо-димый расход пара для обеспечения номинальной мощности паровой турбины, равной 43 т/ч, за вычетом расхода пара, вырабатываемого котлом-утилизатором.

Требуемое количество теплоты для выработки пара котлами ДЕ- 25/14 можно рассчитать из выражения (5.18), МВт,

Q D h h h hп пп пв пвП= -( ) + Ч ў -( )йл щы Ч-100 10 3. (6.25)

Расход топлива на паровые котлы рассчитывается по выражению

BQ

Qпп

нр

п

=Чh

, (6.26)

где КПД паровых котлов ДЕ принято по режимным картам (см. табл. П. 6.6, П. 6.8).

Теплота, отданная паром паровых котлов в бойлере тепловой сети в зимний период, рассчитывается по выражению (6.19) при расходе

Page 175: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

173

6.6.Анализэкономическойэффективностипарогазовойустановки

пара из паровых котлов. Далее полученный в бойлере конденсат ох-лаждается до 80 °C в охладителе конденсата сетевого бойлера (см. вы-ражение (6.20)). Таким образам, теплота, отданная паром паровых кот-лов сетевой воде в бойлере и охладителе конденсата, равняется сумме, рассчитанной по выражению (6.21), но только при расходе пара, рав-ном 43 т/ч.

Выработанное количество тепловой энергии, тыс. Гкал/мес, в те-чение месяца за счет пара, полученного в паровых котлах, можно рас-считать как произведение теплоты, переданной теплоносителю тепло-вых сетей, на продолжительность данного месяца:

Q n Qп п= Ч Ч-10 1 1636 / , . (6.26´)

Необходимое дополнительное количество теплоты Qдоп, тыс. Гкал/мес, для покрытия суммарной месячной тепловой нагрузки Qобщ определяется как разность между данной месячной нагрузкой и коли-чествами теплоты, выработанными в бойлере тепловых сетей при ра-боте газовых и паровых турбин за данный период.

Q Q Q Qдоп общ г п= - - . (6.27)

Покрытие данной тепловой нагрузки осуществляется за счет рабо-ты водогрейных котлов.

Расход топлива на водогрейные котлы, м 3/ч, рассчитывается по вы-ражению

BQ

n Qвдоп

нр

в

Ч Ч109

h, (6.28)

где КПД водогрейных котлов принято по режимным картам (см. табл. П. 6.7, 6.11 и 6.12).

6.6. анализ экономической эффективности парогазовой установки на примере проекта установки газовой турбины в котельной эпк УрфУ

Расчет экономической эффективности парогазовой установки про-изводился на основе следующих предпосылок:· мощность газовой турбины — 4,5 МВт;

Page 176: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

174

6.РасчеттепловойсхемыприреконструкциикотельнойУрФУнавыработкуэлектроэнергии

· выработка электрической энергии — 37 800 тыс. кВт·ч в год;· полезный отпуск электроэнергии на нужды ЭПК УрФУ и сторон-

ним потребителям (всего) — 36 700 тыс. кВт·ч в год, в том числе для замещения покупной электроэнергии (на нужды ЭПК УрФУ) — 4 700 тыс.кВт·ч в год по цене 4 руб./кВт·ч без НДС; остальную элек-троэнергию планируется продавать в сеть по цене приобретения электросетевой компанией, которая в разы меньше цены реализа-ции потребителям (в расчете принята цена 1,5 руб./кВт·ч без НДС);

· капиталовложения в установку в ценах 2018 года — 477,4 млн руб. с НДС;

· выработка тепловой энергии — 60 480 Гкал в год;· электрический КПД — 27 %;· источник инвестиций предположительно: 50 % — собственные

средства со стоимостью 16 % годовых; 50 % — заемные средства (кредитные ресурсы) под 14 % годовых.

· период амортизации установки — 15 лет.Кроме расходов на топливо, амортизацию, в расчете экономической

эффективности учтены еще текущие общепроизводственные расходы на эксплуатацию установки, а также фонд оплаты труда и социальные взносы для дополнительного обслуживающего персонала.

Индексация цен на газ, электроэнергию, тепловую энергию и про-чие составляющие расчета производилась согласно прогнозам социаль-но-экономического развития России, выполненным Министерством экономического развития на 2018–2020 гг.1 и на период до 2030 года2.

Результат расчета суммарного дисконтированного денежного по-тока представлен на рис. 6.5. Очевидно, что эффективность проек-та невысока, дисконтированный срок окупаемости составляет 13 лет. Ситуация усугубляется еще и тем фактом, что в случае установки соб-ственного электрогенерирующего оборудования теплоснабжающие организации сталкиваются с необходимостью заключения договора с энергетиками на поддержание резервной мощности с достаточно су-щественными платежами за резервную мощность, что еще более сни-жает эффективность подобных проектов.

1 URL: http://economy.gov.ru/wps/wcm/connect/2e83e62b-ebc6-4570-9d7b-ae0beba79f63/prognoz2018_2020.pdf?MOD=AJPERES (дата обращения 03.04.2018).

2 URL: http://economy.gov.ru/minec/activity/sections/macro/prognoz/doc20130325_06 (дата обращения 03.04.2018).

Page 177: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

175

6.6.Анализэкономическойэффективностипарогазовойустановки

-400 000

-300 000

-200 000

-100 000

-

100 000

0 4 8 12 16ты

с.руб.

лет

Рис. 6.5. Профиль денежного потока при реализации проекта

Page 178: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

176

7. расчет энергосберегающих мероприятий на конкретных объектах

7.1. анализ режимных карт

7.1.1. исходные данные и содержание работы

По данным режимных карт котельной УрФУ и ОАО «Химмаш» рас-считать:

1) КПД по прямому и обратному балансу и сравнить рассчитанный КПД с приведенным КПД в режимных картах.

2) Построить зависимости потерь КПД от нагрузки.3) Построить зависимости температуры уходящих газов и коэффи-

циента избытка воздуха от нагрузки.Режимные карты котлов приведены в табл. П. 6.6–6.18.Методика расчета изложена в разделе 1.4.

7.1.2. пример расчета

Проведем анализ режимной карты водогрейного котла КВГМ-50 КТЦ ЭПК УрФУ, представленной в табл. П. 6.7.

Для начала рассчитаем КПД по прямому балансу. Для первого ре-жима рассматриваемого водогрейного котла типа КВГМ-50 КТЦ ЭПК УрФУ: расход топлива B = =1800 м /ч 0,5 м /с3 3 ; расход воды через котелGв 580 т/ч 161,1 кг/с= = ; разница температур прямой и обратной водыDt t t= - = - =2 1 90 68 22 oC. Теплота сгорания природного газа северных месторождений Qн

р 335,59 МДж/м= принята по нормативному мето-ду [1] для газопровода Надым — Пунга — Н. Тура — Свердловск — Че-лябинск.

Page 179: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

177

7.1.Анализрежимныхкарт

Соответственно КПД котла по прямому балансу для первого ре-жима:

hпрв в

нр=

Ч Ч -( )Ч

=Ч Ч

Ч Ч= =

G с t t

B Q2 1

3

161 1 4 19 220 5 35 59 10

0 8346 8, ,

, ,, 33 46, %.

По режимной карте для 1 режима работы КПД котла составляет 92,7 %. Соответственно отклонение расчетного значения от значения в режимных картах:

Dhh h

h= =

-Ч =р пр

р

¥ 92 7 83 4692 7

100 9 97, ,

,% , %.

Аналогичным образом рассчитываем остальные режимы. Результа-ты расчетов представлены в табл. 7.1.

Таблица 7.1Расчеты КПД котла КВГМ-50 КТЦ ЭПК УрФУ

по прямому балансу в различных режимах

Наименова-ние режим-ных пара-

метров

Обо-зна-че-ние

Размер-ность

Значения режимных параметров в испытанном диапазоне тепловых нагрузок

Расход воды через котел

т/ч 580 580 580 580 580 580 580 580

кг/с 161,1 161,1 161,1 161,1 161,1 161,11161,11161,11

Теплоем-кость воды св кДж/(кг·К) 4,19 4,19 4,19 4,19 4,19 4,19 4,19 4,19

Перепад температур ∆t К 22 24 25 29 34 42 45 51

Расход газа Вгм 3/ч 1800 2000 2000 2300 2700 3200 3700 4200м 3/с 0,500 0,556 0,556 0,639 0,750 0,889 1,028 1,167

Теплота сгорания газа

Qнр кДж/м 3 35590 35590 35590 35590 35590 35590 35590 35590

КПД по прямому балансу

ηпр % 83,46 81,94 85,35 86,10 85,99 89,62 83,05 82,92

По режим-ным картам ηр % 92,7 92,65 92,41 92,8 92,46 92,26 92,26 92,15

Невязка ∆ % 9,97 11,56 7,64 7,22 7,00 2,86 9,99 10,02

Для расчета КПД по обратному балансу для первого режима рабо-ты котла КВГМ-50 КТЦ ЭПК УрФУ использованы следующие дан-

Page 180: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

178

7.Расчетэнергосберегающихмероприятийнаконкретныхобъектах

ные режимных карт: концентрация кислорода O2 2 3= , %; температу-ра уходящих газов tух = 95 оС; температура холодного воздуха tхв = 30 оС; концентрация оксида углерода СО = 60 ppm; концентрации водорода и метана в продуктах сгорания равны нулю; теплота сгорания оксида углерода равна QCO

3МДж/м=12 64, .Характеристики топлива: теоретически необходимое количество воз-

духа V 0 9 44= , м /м3 3; объем сухих трехатомных газов VRO0 3 3

2м /м= 0 99, ;

теоретический объем азота VN3 3

2м /м0 7 47= , ; теоретический объем во-

дяных паров VH O3 3

2м /м0 2 13= , .

Коэффициент избытка воздуха в уходящих газах

aух О=

-=

-=

2121

2121 2 3

1 122 ,

, .

Значения энтальпий продуктов сгорания Iг и Iв воздуха [1] приве-дены в табл. 7.2.

Таблица 7.2Значения энтальпий теоретических продуктов сгорания и воздуха [1]

t 0 100 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000Iг 0 1463 2956 6058 9326 12749 16317 19984 23685 27509 31405 35337Iв 0 1253 2521 5118 7837 10660 13578 16562 19602 22690 25796 28950

По приведенным в таблице данным строим зависимость энтальпий теоретических продуктов сгорания и воздуха (см. рис. 7.1). И аппрок-симируем значения энтальпий полиномами второй степени в зависи-мости от температуры продуктов сгорания.

Энтальпии воздуха и продуктов сгорания по аппроксимирующим функциям будут иметь следующий вид:

Для воздуха:

I t tt tв

0ух ух

ух=

- -= Ч Ч + Ч - = Ч Ч + Ч7 10 13 013 114 69 7 10 95 13 013 94 2 4 2, , , 55 114 69

1310

- =

=

,

.кДж/м3

Для теоретических продуктов сгорания:

I t tt t х

г ух уху

0 4 2 4 211 10 15 401 163 03 11 10 95 15 401=

- -= Ч Ч + Ч - = Ч Ч +, , , ЧЧ - =

=

95 163 03

1128

,

. кДж/м3

Page 181: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

179

7.1.Анализрежимныхкарт

It tхв

3

хв кДж/м

=-= Ч Ч + Ч - =7 10 30 13 013 30 114 69 276 334 2 , , , .

Энтальпия уходящих газов:

I I It t t t t tух г ух в

ух ух ух

= = =

= + - = + - Ч =0 01 1310 1 12 1 1128 1445( ) ( , )a ккДж/м3.

Потери тепла с уходящими газами при температуре уходящих газов:

qI I

Q2

0 1445 1 12 276 3335590

0 032 3 2=-

=- Ч

= =ух ух хв

нр a , ,

, , %.

Объем сухих продуктов сгорания равен:

V V V Vcг RO N ух3 3м /м= + + - = + + - Ч =

2 2

0 0 01 0 99 7 47 1 12 1 9 44 9 59( ) , , ( , ) , ,a .

Потери теплоты с химической неполнотой сгорания:

q

Q Q Q

QV3

26

4

10012640 60 10

355909=

Ч + Ч + ЧЧ =

Ч ЧЧ

-( )CO H CH 4

нр сг

CO H CH2 ,,

, , %.

59

2 04 10 0 02044

=

= Ч =-

Режимная мощность котла:

Q G c t= = Ч Ч =в кВтD 161 1 4 19 22 14850, , .

Рис. 7.1. Зависимость энтальпий теоретических продуктов сгорания и воздуха от температуры

Для определения потерь q5 рассчитаем соответствующую номиналь-ной тепловой мощности котла паропроизводительность, считая пар на-сыщенным при давлении 1,4 МПа, что соответствует энтальпии пере-

Page 182: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

180

7.Расчетэнергосберегающихмероприятийнаконкретныхобъектах

гретого пара, равной h″ = 2788 кДж/кг. Энтальпию питательной воды примем равной 440 кДж/кг, что соответствует температуре питатель-ной воды, равной 105 °C. Тогда соответствующий расход пара составит:

DQ

h h=

ўў -( )=

Ч Ч-( )

=ном

пв

кг/с1 163 50 10

2788 44024 77

3,, .

Номинальные потери теплоты от наружного охлаждения для КВГМ-50 (50·1,163 = 58,15 МВт) по аппроксимации, приведенной на рис. 1.4, будут составлять:

q5 0 41

2 8124 77

0 72ном = =,

,, %, .

Потери теплоты от наружного охлаждения при режимной мощно-сти 14,85 МВт: q q

QQ5 5 0 72

5815014850

2 82= Ч = Ч =ном ном , , %.

КПД котла по обратному балансу для первого режима: h= - - - = - - - =100 100 3 2 0 0204 2 82 93 962 3 5q q q , , , , %.

По режимным картам КПД котла составляет 92,7 %. Соответствен-но отклонение расчетного значения от значения в режимных картах:

Dh=-

Ч =92 7 93 96

92 7100 1 36

, ,

,% , %.

Остальные расчеты в различных режимах представлены в табл. 7.3.

Таблица 7.3Расчеты КПД котла КВГМ-50 КТЦ ЭПК УрФУ

по обратному балансу в различных режимах

Наименование ре-жимных параме-

тров и ТЭП котло-агрегата

Обо-зна-че-ние

Раз-мер-ность

Значения режимных параметров в испытан-ном диапазоне тепловых нагрузок

Режимная нагрузка Qк кВт 14851 16201 16876 19577 22952 28352 30378 34428

Потери тепла с ухо-дящими газами q2 % 3,20 3,55 3,85 3,91 4,62 5,26 5,46 5,72

Концентрация кис-лорода в уходящих газах перед дымо-сосом (по Теsto)

O2, ух % 2,3 2,4 2,7 2,2 1,9 1,8 1,8 1,9

Page 183: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

181

7.1.Анализрежимныхкарт

Наименование ре-жимных параме-

тров и ТЭП котло-агрегата

Обо-зна-че-ние

Раз-мер-ность

Значения режимных параметров в испытан-ном диапазоне тепловых нагрузок

Коэффициент из-бытка воздуха в уходящих газах

αух % 1,12 1,13 1,15 1,12 1,10 1,09 1,09 1,10

Температура уходя-щих газов tух

оС 95 102 107 110 126 140 144 149

Энтальпии воздуха и продуктов сгора-ния теоретические

I 0г кДж/м 3 1310 1419 1497 1544 1795 2015 2078 2156

I 0в кДж/м 3 1128 1220 1286 1325 1536 1721 1774 1840

Энтальпия уходя-щих газов Iух кДж/м 3 1449 1577 1687 1699 1948 2176 2244 2339

Температура холод-ного воздуха tхв

оС 30 30 30 30 30 30 30 30

Энтальпия холод-ного воздуха Iхв кДж/м 3 276,33 276,33 276,33 276,33 276,33 276,33 276,33 276,33

Потери тепла с хим-недожогом q3 % 0,0204 0,0344 0,0035 0,0034 0,0184 0,0083 0,0100 0,0083

Концентрация продуктов непол-ного сгорания в уходящих газах, перед дымососом (по Теsto)

СОух ppm 60 100 10 10 55 25 30 25

Теплота сгорания CO QCO кДж/м 3 12640 12640 12640 12640 12640 12640 12640 12640

Объем сухих газов Vсг м 3/м 3 9,59 9,68 9,85 9,56 9,40 9,35 9,35 9,40

Потери тепла через обмуровку q5 % 2,82 2,51 2,41 2,07 1,77 1,43 1,34 1,18

Номинальная на-грузка Qк

ном Гкал/с 50 50 50 50 50 50 50 50

МВт 58,15 58,15 58,15 58,15 5815 58,15 58,15 58,15

Потери при номи-нальном режиме q5

н % 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72

КПД по обратному балансу ηобр % 93,96 93,91 93,74 94,01 93,59 93,29 93,20 93,09

По режимным кар-там hбр % 92,7 92,65 92,41 92,8 92,46 92,26 92,26 92,15

Невязка ∆η % 1,36 1,36 1,44 1,31 1,23 1,12 1,02 1,02

Окончание табл. 7.2

Page 184: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

182

7.Расчетэнергосберегающихмероприятийнаконкретныхобъектах

Ниже на рис. 7.2–7.6 представлены графики зависимостей КПД, потерь теплоты, температуры уходящих газов и коэффициента избыт-ка воздуха в зависимости от нагрузки.

Рис. 7.2. Зависимость КПД от нагрузки

Рис. 7.3. Сравнение КПД котла по обратному балансу и по режимным картам

Page 185: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

183

7.1.Анализрежимныхкарт

Рис. 7.4. Зависимость потерь КПД от нагрузки

Рис. 7.5. Зависимость температуры уходящих газов от нагрузки

· Температура уходящих газов

Page 186: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

184

7.Расчетэнергосберегающихмероприятийнаконкретныхобъектах

Рис. 7.6. Зависимость коэффициента избытка воздуха от нагрузки

7.2. эффективность установки воздухоподогревателей

7.2.1. рекомендации по расчету воздухоподогревателя

Водогрейные котлы, сжигающие газообразное топливо, как прави-ло, не нуждаются в воздухоподогревателях, если в номинальном режи-ме температура уходящих газов достаточно низка. У некоторых котлов, например у котла КВГМ-180, температура уходящих газов в номиналь-ном режиме составляет 175 °C. В этом случае одним из малозатратных мероприятий, обеспечивающих низкий срок окупаемости проекта, яв-ляется установка за котлом воздухоподогревателя.

При конструктивном расчете воздухоподогревателя (ВЗП) задан-ными параметрами являются: расход топлива на котел В1, темпера-тура газов за котлом tг, коэффициент избытка воздуха aг и исходный КПД котла h1.

При известных значения tг и aг определяют энтальпию уходящих газов Iг и по выражению (1.24) потери теплоты с уходящими газами

qI I

Q2 100=-ух хв

нр a

%.

,

,

,

,

Page 187: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

185

7.2.Эффективностьустановкивоздухоподогревателей

После установки воздухоподогревателя за котлом температура газов уходящих газов снизится до значения tух. Соответственно (при неиз-менном избытке воздуха) уменьшатся потери теплоты q2,2 до значения

ў =ў -

qI I

Q2 100ух хв

нр a

%

и КПД котельного агрегата возрастет ў = - ў -h 100 2 5q q .

Таким образом, установка ВЗП приводит к снижению расхода то-плива: ў =

ўB B

hh

,

что позволяет рассчитать годовую экономию при известной цене Цт топлива как: Э Ц Цт т т» Ч = - ў Ч ЧDB B B N( ) ,

где N — число часов работы котла в течение года.Теплота Q, отданная продуктами сгорания, рассчитывается как:

Q B V V c t t= + -( )йл щы - ў( )г г ух ух0 0 1a .

Необходимая площадь поверхности теплообмена ВЗП F рассчиты-вается из выражения F

Qk t

=D

.

Как правило, для котлов небольшой теплопроизводительности, ис-пользуют одноходовой воздухоподогреватель (рис. 7.7).

Рис. 7.7. Схема движения потоков в воздухоподогревателе

Page 188: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

186

7.Расчетэнергосберегающихмероприятийнаконкретныхобъектах

Температурный напор при поперечном токе рассчитывают [1] как при противотоке, но с использованием поправок на поперечный ток.

Тепловой напор при поперечном противоточном движении ∆t в пер-вом приближении можно рассчитывать как при противотоке ∆tпрт, но с учетом температурной поправки ε.

D Dt t= Чe прт.

Для чисто противоточного движения теплоносителей (обозна-чения см. на рис. 7.9) температурный напор можно записать как D D D D Dt t t t tпрт б м б м= -( ) ( )ln , где D Dt t t t t tб г в м ух хв= - ў = -, .

Для определения поправочного коэффициента ε предварительно рас-считывают: полный температурный перепад по газам t1 = -t tг ух и полный температурный перепад по воздуху t2 = ў -t tв хв. Вспомогательный коэф-фициент R представляет собой отношение полных перепадов температур той среды, у которой он больше, чем перепад температур второй среды. Теплоемкость и расход продуктов сгорания всегда больше, чем тепло-емкость и расход воздуха. Поэтому перепад температур по воздуху будет всегда больше перепада температур по газам, следовательно, R = t t2 1.

Вспомогательный коэффициент Р представляет собой отноше-ние меньшего перепада температур (т. е. перепада температур по га-зам) к разнице начальных температур греющей и обогреваемой среды P t t= -( )t1 г в1 . По рис. 7.8 (номограмма 21 [1]) в зависимости от параме-тров P и R определяют поправочный коэффициент ε. Цифры на кривых верхней половины номограммы (см. рис. 7.8) в общем случае соответ-ствуют числу ходов по воздуху. При числе ходов больше четырех поправка ε = 1. Для воздухоподогревателей число ходов, как правило, не превыша-ет двух, поэтому поправка ε всегда меньше единицы и необходим ее учет.

Для расчета коэффициента теплопередачи необходимо задаться конструктивными параметрами воздухоподогревателя (см. рис. 7.9).

Коэффициент теплопередачи в конвективных гладкотрубных пуч-ках рассчитывают по выражению

k =+yaa a

1

1 21,

где α1 и α2 — соответственно коэффициенты теплоотдачи от газов к стенке труб воздухоподогревателя и стенки ВЗП к воздуху; ψ — ко-эффициент эффективности использования поверхности (для возду-хоподогревателей ψ = 0,95).

Page 189: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

187

7.2.Эффективностьустановкивоздухоподогревателей

Рис. 7.8. Поправочный коэффициент для расчета температурного напора

Коэффициенты конвективной теплоотдачи прежде всего зависят от скорости потоков, для расчета которых необходимо определение площади свободного сечения для прохода газов. При заданных сред-них скоростях продуктов сгорания и воздуха рассчитывают площади свободного сечения для прохода газов и воздуха:

fGw

tf

Gw

г

г

гв

в

в

в= Ч+

= Ч+273

273273

273; .

ε∆t

P

Page 190: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

188

7.Расчетэнергосберегающихмероприятийнаконкретныхобъектах

Рис. 7.9. Определение конструктивных параметров ВЗП

Площадь свободного сечения для прохода газов внутри труб рас-

считывается как f nd

гвн= Ч

Чp 2

4, отсюда, при известной fг, рассчитывают

общее число труб n. Общее число труб связано с числом труб в попе-речном по ходу воздуха n1 и продольном направлении n2 очевидным соотношением n = n1·n2. При известном числе труб в поперечном n1 и продольном n2 направлении, задаваясь шагом между трубами s1 и s2, можно рассчитать ширину a и глубину b воздухоподогревателя a b n d= = + Ч Ч( )1 1 s н. Высота воздухоподогревателя может быть опреде-лена по требуемой величине площади свободного сечения для прохо-да воздуха H f a n d= - Ч( )г н1 .

Коэффициент теплоотдачи от стенки трубы к охлаждаемому газу рассчитывается из уравнения [1] для продольного омывания для ды-мовых газов: Nu Prв ф= Ч Ч Ч Ч ў0 023 0 8 0 4, Re , , C C Cl d . Здесь поправочный ко-эффициент на относительную длину Сl = 1 при отношении l/d > 50. Поправочный коэффициент Сф принимают по номограмме 11 норма-тивного метода [1] в зависимости от средней температуры газов и со-держания водяных паров.

Коэффициент теплоотдачи от воздуха к стенке труб рассчитывают из уравнения для поперечного омывания коридорного либо шахмат-ного пучка. Для коридорного пучка Nu Pr ф= Ч Ч Ч Ч0 2 0 65 0 33, Re , , C C Cs z . По-правки на число рядов Сz и относительные шаги Сs принимают по но-

Page 191: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

189

7.2.Эффективностьустановкивоздухоподогревателей

мограммам нормативного метода [1]. Поправочный коэффициент Сф принимают по номограмме 11 нормативного метода [1] в зависимо-сти от средней температуры газов и содержания водяных паров.

При известных конструктивных характеристиках можно рассчи-тать массу воздухоподогревателя, как сумму масс трубного пучка М n d Hтр м ср= Ч Ч Ч Ч Чr p d , трубных решеток М а b рр м= Ч Ч Ч Ч2 d r , и массу ограждений ВЗП М а b Ho o м= + Ч Ч Ч( ) d r . При известной массе метал-ла M M M MS = + +тр р о и стоимости одного килограмма Цм ориентиро-вочные затраты на изготовление и монтаж воздухоподогревателя со-ставят Звп ≈ 2·МΣ·Цм.

При анализе экономической эффективности установки воздухопо-догревателя для котла ТВГМ-30 (см. рис. 7.10 и 7.11) рассчитывали го-довую экономию топлива за счет увеличения КПД котла при различ-ной температуре уходящих газов. Капитальные затраты на установку воздухоподогревателя (в ценах 2018 г.) определяли по стоимости ме-талла с учетом неизбежных потерь, расходов на доставку и монтаж. Срок окупаемости с учетом дисконтирования определяли по выраже-нию (5.22) при ставке дисконтирования 10 % годовых. Величину де-нежного потока от эксплуатации проекта упрощенно принимали рав-ной сумме чистой прибыли и амортизации.

0

500

1000

1500

2000

2500

105 110 115 120 125

тыс.руб.

без

НДС

Температура уходящих газов, °С

Инвестиции в воздухоподогреватель Годовая экономия топлива

Рис. 7.10. Годовая экономия топлива и затраты на установку воздухоподогревателя для котла ТВГМ-30

Page 192: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

190

7.Расчетэнергосберегающихмероприятийнаконкретныхобъектах

0

2

4

6

8

10

12

14

105 110 115 120 125

Срок

оку

паем

ости

, мес

яцев

Температура уходящих газов, °С

Рис. 7.11. Зависимость срока окупаемости воздухоподогревателя от температуры уходящих газов

Расчеты показали, что снижение температуры уходящих газов до ди-апазона 109–125 °C окупается за 8–12 месяцев. При охлаждении про-дуктов сгорания до более низких температур, вплоть до температуры точки росы, возникают дополнительные затраты, связанные с увели-чением поверхности воздухоподогревателя и обеспечением надежной работы дымовой трубы. Но при этом существенно возрастает КПД за счет использования теплоты парообразования водяных паров, со-держащихся в продуктах сгорания. Зависимость дисконтного срока окупаемости от температуры уходящих газов неплохо аппроксимиру-ется полиномом второй степени с достоверностью 0,9979.

7.2.2. конструктивный расчет воздухоподогревателя за котлом твгм-30

Характеристики котла ТВГМ-30 по данным режимной кар-ты (см. табл. П. 6.11): номинальная мощность котла — 29,3 Гкал/ч (34,08 МВт), расход топлива 4000 м 3/ч, расход воды на котел 370 т/ч; температура уходящих газов 170 °C; коэффициент избытка воз-духа α = 1,06; КПД котла 93 %. Теплоемкость продуктов сгорания сг = 1,4 кДж/(м 3·К), теплоемкость воздуха св = 1,3 кДж/(м 3·К).

Характеристики топлива: теоретически необходимое количество воз-духа V 0 9 44= , м /м3 3; объем сухих трехатомных газов VRO

3 3м /м2

0 0 99= , ;

Page 193: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

191

7.2.Эффективностьустановкивоздухоподогревателей

теоретический объем азота VN3 3м /м

2

0 7 47= , ; теоретический объем во-дяных паров VH O

3 3

2м /м0 2 13= , .

Низшая теплота сгорания Qнр 333,52 МДж/м= .

Объемы и расходы воздуха и продуктов сгорания при номинальной нагрузке котла: расход топлива B = =4000 3600 1 11/ , м 3/с; расход воз-духа G B V= Ч Ч = Ч Ч =a 0 1 11 1 06 9 44 11 11, , , , м 3/с.

Объем продуктов сгорания:

V V V V Vг RO N

0H O0

ух2 2= + + + - =

= + + + - Ч2

1

0 99 7 47 2 13 1 06 1 9 44

0( )

, , , ( , ) ,

a

==11 16, .м /м3 3

Расход продуктов сгорания:

G B Vг г= Ч = Ч =1 11 11 16 12 37, , , м 3/с.

Пусть мы хотим снизить температуру уходящих газов в номиналь-ном режиме до 115 °C. Тогда теплота, переданная продуктам сгорания, составит в номинальном режиме:

Q c G t tг г г ух= Ч Ч -( ) = Ч Ч -( ) =2 1 3 12 37 170 115 954, , кВт.

При этом температура подогретого воздуха возрастет до

t tQ

c Gв хвв в

ў = +Ч

= +Ч

=30954

1 3 11 1196 04

, ,, °C.

Средняя температура газов в ВЗП равна (170+115)/2 = 142,5 °C.Средняя температура воздуха в ВЗП равна (30+96,04)/2 = 63,02 °C.Рекомендуемые скорости составляют: для газов и воздуха 8–15 м/с.Площадь сечения для прохода газов составляет

fGw

г

г

г= Ч+

= Ч+

=273

27312 37

11142 5 273

2731 71

, ,, м 2.

Площадь сечения для прохода воздуха составляет

fGw

в

в

в= Ч+

= Ч+

=273

27311 11

1063 02 273

2731 37

, ,, м 2.

Диаметр труб воздухоподогревателя 33×1,5.Внутренний диаметр труб ВЗП 0,03 м.

Page 194: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

192

7.Расчетэнергосберегающихмероприятийнаконкретныхобъектах

Площадь поперечного сечения одной трубки

f dтр вн2

4= = Ч = Ч -p p

40 03 7 065 102 4, , м 2.

Число трубок ВЗП n ff

= = Ч =г

тр

1 717 065

10 24254,,

, число трубок в одном

ряду n n1 2425 49= = » , число рядов n n n2 1 2425 49 49= = »/ / . Отно-сительный шаг принимаем равным 1,5, тогда сечение ВЗП будет рав-ным a b n d= = + Ч Ч = +( ) Ч Ч Ч =-( ) , ,1

31 49 1 1 5 33 10 2 48s н м.Высота ВЗП будет равна

Hf

a n d=

- Ч( )=

- Ч( )=в

н1

1 372 48 49 0 033

1 59,

, ,, м.

Площадь поверхности теплообмена составит

F d n H= Ч Ч Ч = Ч Ч Ч Ч =p 3 14 0 033 49 49 1 59 400 4, , , , м 2.

Больший температурный напор при противотоке

Dt t tб ух хв= - = - =115 30 85 °C.

Меньший температурный напор составит

Dt t tм г в= - ў = - =170 96 04 73 96, , °C.

Температурный напор при чистом противотоке составит

DD D

DD

tt t

tt

=-

=-

( )=б м

б

м

ln

,ln ,

,85 73 96

85 73 9679 48 °C.

Полный температурный перепад по газам

t1 170 115 55= - = - =t tг ух °C.

Полный температурный перепад по воздуху

t2 96 04 30 66 04= ў - = - =t tв хв , , °C.

Вспомогательный коэффициент

R = = =t t2 1 66 04 55 1 2, , .

Page 195: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

193

7.2.Эффективностьустановкивоздухоподогревателей

Вспомогательный коэффициент

P t t= -( ) = -( ) =t1 55 170 30 0 39г в1 , .

Поправочный коэффициент ε, определенный по рис. 7.8, соста-вил ε = 0,94.

Температурный напор с учетом поправочного коэффициента

D Dt t= Ч = Ч =e прт 79 48 0 94 74 71, , , °C.

Теплофизические параметры воздуха при средней температуре 62,42 °C λ = 0,028 Вт/(м·К); ν = 1,8·10–5 м 2/с; Pr = 0,691.

Теплофизические параметры продуктов сгорания при средней тем-пературе 143 °C λ = 0,038 Вт/(м·К); ν = 2,93·10–5 м 2/с; Pr = 0,667.

Поправочные коэффициенты C C Cl d= = ў =1 1 1 26; ; ,ф .Число Нуссельта при продольном течении продуктов сгорания вну-

три труб воздухоподогревателя

Nu Prг ф= Ч Ч Ч Ч ў =

= ЧЧ

Чж

из

ц

шч

0 023

0 02311 0 03

1 810

0 8 0 4

5

, Re

,,

,

, , C C Cl d

00 80 40 691 1 26 42 96

,,, , ,Ч Ч = .

Коэффициент теплоотдачи со стороны газов

al

1

42 96 0 0380 03

54 42=Ч

=Nuг г

внd, ,

,, Вт/(м 2·К).

Число Нуссельта при поперечном обтекании коридорного пучка воздухом труб воздухоподогревателя

Nu Pr ф= Ч Ч Ч Ч =

= ЧЧ

Чж

из

ц

шч

0 2

0 210 0 033

2 9310

0 65 0 33

50

, Re

,,

,

, ,

,

C C Cs z

6650 330 67 1 2 82 48Ч Ч =, , ,, .

Поправки: Сs = 1 при σ1 = 1,5, Cz = 1 при z > 10, Сф = 1,2.Коэффициент теплоотдачи со стороны воздуха

al

2

82 48 0 0280 033

97 54=Ч

=Nuв в

нd, ,

,, Вт/(м 2·К).

Page 196: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

194

7.Расчетэнергосберегающихмероприятийнаконкретныхобъектах

Коэффициент теплопередачи

k =+

+=

yaaa

1

1

2

1

0 95 54 42

154 4297 54

33 18, ,

,,

, Вт/(м 2·К).

Тепловосприятие воздухоподогревателя

Q k F tт = Ч Ч = Ч Ч =D 33 18 400 4 74 71 1000 993, , , / кВт.

Поскольку невязка теплового баланса

Q QQ-

Ч =-

Ч =т

т

100993 954

993100 3 9, %

менее 5 %, считаем, что расчет закончен.

Page 197: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

195

библиографический список

1. Тепловой расчет котлов (Нормативный метод). Издание 3-е, пе-реработанное и дополненное. Санкт-Петербург : Издательство НПО ЦКТИ, 1998.

2. Хзмалян Д. М. Теория горения и топочные устройства : учеб-ное пособие для студентов высш. учеб. заведений / Д. М. Хзма-лян, Я. А. Каган ; под ред. Д. М. Хзмаляна. Москва : Энергия, 1976. 488 с.

3. Рациональное использование газа в энергетических установ-ках : справочное руководство / Р. Б. Ахмедов [и др.]. Ленинград : Недра, 1990. 423 с.

4. Данилов О. Л. Использование вторичных энергетических ре-сурсов / О. Л. Данилов, В. А. Мунц. Екатеринбург : УГТУ-УПИ, 2008. 154 с.

5. Баскаков А. П. Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии : учебник для вузов / А. П. Баскаков, В. А. Мунц. Мо-сква : Издательский дом «БАСТЕТ», 2013. 368 с.

6. Теплотехника : учебное пособие для вузов / А. П. Баскаков [и др.] ; под ред. А. П. Баскакова. Москва : Энергоиздат, 1982. 264 с.

7. Энергосбережение в системах теплоснабжения, вентиляции и кондиционирования воздуха : справочное пособие / Л. Д. Бо-гуславский [и др.] ; под ред. Л. Д. Богуславского и В. И. Ливча-ка. Москва : Стройиздат, 1990. 624 с.

8. Тепло- и массообмен : теплотехнический справочник / Е. В. Аме-тистов [и др.] ; под общ. ред. В. А. Григорьева и В. М. Зорина. Москва : Энергоатомиздат, 1982. 512 с.

9. Лариков Н. Н. Теплотехника : учеб. для вузов. 3-е изд., перераб. и доп. Москва : Стройиздат, 1985. 432 с.

10. Соснин Ю. П. Высокоэффективные газовые контактные во-донагреватели / Ю. П. Соснин, Е. Н. Бухаркин. 4-е изд., испр. и доп. Москва : Стройиздат, 1988. 376 с.

11. Леонтьев С. А. Расчеты поверхностей и коэффициентов те-пломассообмена в насадке из неупорядоченных колец Раши-

Page 198: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

196

Библиографическийсписок

га / С. А. Леонтьев // Промышленная теплоэнергетика. 2005. № 4. С. 43–46.

12. Кудинов А. А. Энергосбережение в теплогенерирующих уста-новках / А. А. Кудинов. Ульяновск : УлГТУ, 2000. 139 с.

13. Александров А. А. Таблицы теплофизических свойств воды и во-дяного пара : справочник / А. А. Александров, Б. А. Григорьев. Рек. Гос. службой стандартных справочных данных. ГСССД Р-776-98. Москва : Издательство МЭИ, 2003. 168 с.: ил.

14. Безлепкин В. П. Парогазовые и паротурбинные установки электростанций / В. П. Безлепкин. Санкт-Петербург : Изд-во СПбГТУ, 1997. 295 с.

15. Цанеев С. В. Газотурбинные и парогазовые установки тепло-вых электростанций : учебное пособие для вузов / С. В. Цане-ев, В. Д. Буров, А. Н. Ремезов ; под ред. С. И. Цанеева. Москва : Изд-во МЭИ, 2002. 584 с.

16. Технологические схемы и показатели экономичности ПГУ с впрыском пара в газовый тракт / О. Н. Фаворский, С. В. Ца-неев, В. Д. Буров, Д. В. Карташов // Теплоэнергетика. 2005. № 4. С. 28–34.

17. Костюк А. Г. Газотурбинные установки : учеб. пособие для ву-зов / А. Г. Костюк, А. Н. Шерстюк. Москва : Высш. школа, 1979. 254 с.

18. Поршаков Б. П. Газотурбинные установки : учеб. для вузов / Б. П. Поршаков. Москва : Недра, 1992. 238 с.

19. Siemens Industrial Turbomachine Ltd. Коммерческое предложение для Экспериментально-производственного комбината Ураль-ского федерального университета. Строительство когенераци-онной установки. Екатеринбург, 2001.

20. Строительная климатология. СНиП 23-01-99. Государственный комитет РФ по строительству и жилищно-коммунальному ком-плексу. Москва : Госстрой России, 2003.

21. Паспорт на турбину ТГ 0,75 ВАЗ/6,3 Р13/2. Калужский турбин-ный завод. Калуга, 2001.

22. Рыжкин В. Я. Тепловые электрические станции / В. Я. Рыжкин. Москва : Энергатомиздат, 1987.

23. Соколов Е. Я. О способах распределения расходов топлива на ТЭЦ / Е. Я. Соколов // Теплоэнергетика. 1992. № 9. С. 55–59.

Page 199: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

197

Библиографическийсписок

24. Кольцова И. В. Практика финансовой диагностики и оценки проектов / И. В. Кольцова, Д. А. Рябых. Москва : Вильямс, 2007.

25. Виленский П. Л. Оценка эффективности инвестиционных про-ектов / П. Л. Виленский, В. Н. Лившиц, С. А. Смоляк. Москва : Дело, 2004

26. Беренс В. Руководство по подготовке промышленных техни-ко-экономических исследований / В. Беренс, П. М. Хавранек. Вена : ЮНИДО, 1995.

27. Мунц Ю. Г. Разработка экономической части бизнес-плана инве-стиционного проекта: учебно-методическое пособие / Ю. Г. Мунц, Т. Ю. Чазова. Екатеринбург : ГОУ ВПО УГТУ-УПИ, 2006.

28. Стоянова Е. С. Финансовый менеджмент в условиях инфля-ции / Е. С. Стоянова. Москва : Перспектива, 1994.

Page 200: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

198

приложение

задачи к главе 1

задача 1.1Задан состав топлива в газообразном состоянии: СН4 = 50 %;

Н2 = 25 %; СО = 25 %. Определить тепловую мощность, если расход топлива равен В = 3000 м 3/ч.

задача 1.2Концентрация кислорода в исходной смеси метан–воздух состав-

ляет О2 = 16. Определить коэффициент избытка воздуха.

задача 1.3Задан состав газообразного топлива (доменный газ): СО = 15 %;

CO2 = 10 %; H2 = 5 %; CH4 = 2 %; остальное — N2. Определить теоре-тическую температуру горения при коэффициенте избытка воздуха a = 1,3. Топливо и воздух не подогреваются. При расчетах принять cв = 1,48 кДж/(м 3·К); cRO2 = 2,4 кДж/(м 3 · К); cН2О = 1,9 кДж/(м 3·К); cN2 = 1,47 кДж/(м 3·К).

задача 1.4Для условий задачи № 1.3 определить, как изменится теоретиче-

ская температура горения, если воздух подогревается до температу-ры tв = 350 °C.

задача 1.5Для условий задачи № 1.3 рассчитать, какое количество природно-

го газа с содержанием СН4 = 96 %; С2 Н4 = 2 %; N2 = 2 % надо подме-шать к доменному газу, чтобы теплота сгорания смеси стала равной 20 МДж/м 3.

Page 201: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

199

Задачикглаве1

задача 1.6Определите годовую экономию топлива котельной, вырабаты-

вающей 5 · 10 5 Гкал/год и работающей на угле с Qнур = 6000 ккал/кг,

если за счет энергосбережения в предыдущем году ее КПД повысил-ся с 0,7 до 0,75.

задача 1.7Определите изменения в расходах условного топлива и КПД ко-

тельной, вырабатывающей 100 · 10 3 Гкал/год, при переводе ее с мазу-та на природный газ, если известно, что удельный расход мазута (Qнм

р = 9500 ккал/кг) был 131 кг/Гкал, а удельный расход природного газа (Qнг

р = 8100 ккал/нм 3) стал 137 нм 3/Гкал.

задача 1.8Промышленное предприятие в течение года потребляет:

природного газа Gг = 20 · 10 6 нм 3 (Qнгр = 7950 ккал/нм 3);

мазута М = 1,2 · 10 6 т (Qнмр

= 10000 ккал/кг);угля У = 9 · 10 4 т (Qну

р = 4500 ккал/кг).

Определите потребности предприятия в условном топливе.

задача 1.9Предприятие на технологию и выработку тепловой и электрической

энергии на собственной ТЭЦ использует мазут с Qнр = 12100 ккал/кг.

Дополнительное потребление электроэнергии предприятием со-ставляет ЭАО= 80 млн кВт · ч/год.

Потребление мазута на технологию составляет М = 400 т/год. ТЭЦ вырабатывает Q = 50 · 10 3 Гкал/год тепловой энергии с удельным рас-ходом условного топлива bтт = 160 кг у. т./Гкал и Э = 20·10 6 кВт · ч/год с удельным расходом условного топлива bэ=320 г у.т/кВт · ч.

Определите годовое потребление предприятием энергии в услов-ном топливе.

Page 202: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

200

Приложение

задачи к главе 2

задача 2.1Определите годовые суммарные потери условного топлива без ис-

пользования тепловой энергии продувочной воды в котельной. Паро-производительность котельной Dк = 48 т/ч, абсолютное давление на-сыщенного пара Pп = 1,4 МПа, температура исходной воды, поступающей в котельную, txв = 10 °C, годовое число часов использо-вания номинальной паропроизводительности котельной t = 6500 ч, hка

бр = 0,73. Суммарные потери пара и конденсата в долях паропроиз-водительности котельной Пк = 0,41.

Энтальпия продувочной воды при давлении 1,4 МПа составляет ў =h 2789 кДж/кг. Энтальпия пара после расширителя непрерывной

продувки при давлении 0,12 МПа составляет ўў =hc 2683 1, кДж/кг, а эн-тальпия конденсата при этом давлении ў =hc 439 3, кДж/кг.

задача 2.2Оцените среднегодовую экономию топлива в действующей про-

мышленной котельной, теплопроизводительность которой Q = 240 ГДж/ч, за счет снижения температуры уходящих газов tух с 190 до 140 °C. Топливо — мазут (Qн

р = 39,8 МДж/кг), сжигание топлива

производится при q3 = 0, температура воздуха, подаваемого в котель-ный агрегат, tв = 20 °C, максимальная температура дымовых газов tmax = 2060 °C, с′ = 0,83, k = 0,78, n = 0,9. Состав продуктов сгорания мазута: СО2 = 10 %, CO = 0,8 %, CH4 = = 0,05 %, H2 = 0,06 %. Годовое число часов использования установленной мощности котельной t = 4200 ч.

задача 2.3Котел имеет тепловую мощность 16 МВт. В котле сжигают газ се-

верных месторождений с коэффициентом избытка воздуха 1,3. Тем-пература уходящих газов составляет 160 °C. Как изменится КПД кот-ла, если коэффициент избытка воздуха станет равным 1,5?

Page 203: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

201

Задачикглаве2

задача 2.4Котел имеет тепловую мощность 10 МВт. В котле сжигают газ се-

верных месторождений с коэффициентом избытка воздуха 1,4. Тем-пература уходящих газов составляет 160 °C. Как изменится КПД кот-ла, если коэффициент избытка воздуха станет равным 1,8.

задача 2.5Котел имеет тепловую мощность 10 МВт. В котле сжигают газ се-

верных месторождений с коэффициентом избытка воздуха 1,3. Темпе-ратура уходящих газов составляет 160 °C. Как изменится КПД котла, если за счет установки дополнительных поверхностей нагрева темпе-ратура уходящих газов снизится на 42 °C.

задача 2.6Рассчитать потери неизолированной тепловой сети длиной 2,5 км

с температурой теплоносителя t = 90°С, при температуре окружающе-го воздуха tн = –20 °С в безветренную погоду. Диаметр трубопровода d = 219 мм, теплопроводность воздуха и вязкость воздуха принять рав-ными λ = 2,83·10–2 Вт/(м·К) и ν = 19·10–6 м 2/с; Pr = 0,71.

задача 2.7Паропроизводительность котла 50 т/ч, из них 45 % конденсата воз-

вращается с температурой 92 °C, температура сырой воды 10 °C. Опре-делить перерасход топлива (газ северных месторождений).

задача 2.8Процент непрерывной продувки котла ГМ-50/14 составляет 8 %.

Давление в сепараторе непрерывной продувки 0,12 МПа. Пар из се-паратора непрерывной продувки сбрасывается в деаэратор, конденсат охлаждается в теплообменнике ХВО до 40 °C. Определить годовую эко-номию топлива при числе часов использования установленной мощ-ности, равном 2700 ч.

Page 204: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

202

Приложение

задачи к главе 3

задача 3.1Рассчитать температуру точки росы и мокрого термометра для про-

дуктов сгорания газа северных месторождений, сжигаемого с коэффи-циентом избытка воздуха a = 1,4. Температура газов 170 °C. Как из-менится температура точки росы, если коэффициент избытка воздуха увеличится до значения 2,1?

задача 3.2Рассчитать количество теплоты, воспринятое в теплообменнике

для глубокого охлаждения продуктов сгорания природного газа. Рас-ход топлива северных месторождений 30 тыс. м 3/ч. Температура газов на входе в теплообменник 160 °C, на выходе из теплообменника 40 °C. Коэффициент избытка воздуха за котлом 1,4.

задача 3.3Рассчитать контактный экономайзер, установленный за котлом

ДЕ-25. Топливо — газ северных месторождений, сжигаемый с коэффи-циентом избытка воздуха a = 1,5. Температура уходящих газов за кот-лом 180 °C, начальная температура нагреваемой воды 15 °C, температу-ра воды на входе в распределитель 25 °C, температура уходящих газов за экономайзером 40 °C. Расход топлива на котел 1100 м 3/ч. Коэффи-циенты теплопередачи в насадке и в поверхностном теплообменнике принять равными 500 Вт/(м 2·К).

задачи к главе 4

задача 4.1Определить оптимальную степень повышения давления газовой

турбины, если начальная температура воздуха t1 = 20 °C, а температу-ра газов перед газовой турбиной t3 = 1150 °C.

Page 205: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

203

Задачикглаве5

задача 4.2Газотурбинный агрегат 13 Е фирмы АВВ имеет следующие характе-

ристики: топливо — природный газ (Qнр = 35600 кДж/м 3; V 0 = 9,44 м 3/м 3);

электрическая мощность N = 130 МВт; степень сжатия π = 13,8; тем-пература газов перед турбиной t3 = 1100 °C. Рассчитать КПД ГТУ, со-стояние газа в характерных точках, расход топлива и продуктов сгора-ния, коэффициент избытка воздуха. Плотность воздуха ρв = 1,29 кг/м 3.

задача 4.3Температура наружного воздуха t1 изменилась от –20 °C до +20 °C.

Как изменится полезная работа турбины при степени повышения дав-ления π = 13,8 и температуре газов перед турбиной равной t3 = 1150 °C? Теплоемкость воздуха принять равной cp = 1 кДж/(кг·К).

задачи к главе 5

Задача 5.1Задан поток платежей в постоянных ценах: 1 год — 10 млн руб.;

2 год — 20 млн руб.; 3 год — 15 млн руб. Инфляция — 10 % в год, но-минальный банковский процент — 15 % в год. Определить PV на ко-нец 4-го года в постоянных ценах и с учетом инфляции, реальную про-центную ставку, индекс цен на конец 4-го года.

задача 5.2Задан поток платежей в постоянных ценах: 1 год — 5 млн руб.;

2 год — 7 млн руб.; 3 год — 3 млн руб.; 4 год — 4 млн руб. Инфляция — 12 % в год, номинальный банковский процент — 14 % в год. Опреде-лить PV на конец 4-го года в постоянных ценах и с учетом инфляции, реальную процентную ставку, индекс цен на конец 4-го года.

задача 5.3Задан коэффициент инфляции: 1 год — 20 %, 2 год — 15 %, 3 год —

12 %, 4 год — 10 %. Номинальная процентная ставка — 25 % годовых. В конце 4-го года ожидаются поступления 100 млн руб. в постоянных ценах. Определить PV и ежегодную реальную процентную ставку.

Page 206: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

204

Приложение

задача 5.4Задан коэффициент инфляции: 1 год — 15 %, 2 год — 12 %, 3 год —

11 %, 4 год — 10 %. Номинальная процентная ставка — 20 % годовых. В конце 4-го года ожидаются поступления 50 млн руб. в постоянных ценах. Определить PV и ежегодную реальную процентную ставку.

задача 5.5Задан коэффициент инфляции: 1 месяц — 10 % годовых; 2 месяц —

12 % годовых; 3–4 месяц — 15 % годовых; 5 месяц — 11 % годовых; 6 ме-сяц — 13 % годовых. Определить общий индекс цен за полгода и в го-довом исчислении (в % годовых).

задача 5.6Заданы процентные ставки в годовом исчислении: 1 месяц — 5 %

годовых; 2 месяц — 6 % годовых; 3–4 месяц — 3 % годовых; 5 месяц — 2 % годовых; 6 месяц — 1 % годовых. Определить общую процентную ставку за полгода и в годовом исчислении (в % годовых).

задача 5.7Задан коэффициент инфляции: 1 месяц — 8 % годовых; 2 месяц —

5 % годовых; 3–4 месяц — 4 % годовых; 5 месяц — 3 % годовых; 6 ме-сяц — 6 % годовых. Определить общий индекс цен за полгода и в го-довом исчислении (в % годовых).

задача 5.8Капиталовложения с НДС в проект — 50 млн руб. Срок освоения —

1 год. После начала эксплуатации выручка с НДС — 40 млн руб. в год. Текущие расходы с НДС — 15 млн руб. в год, в том числе амортиза-ция — исходя из 5 % годовых от балансовой стоимости основных фон-дов. Все налоги (в том числе НДС в бюджет) — 5 млн руб. в год. Ставка НДС — 18 %, реальная процентная ставка — 10 % годовых. Определить величину денежного потока по годам эксплуатации и срок окупаемо-сти проекта (графически).

задача 5.9Капиталовложения с НДС в проект — 80 млн руб. Срок освоения —

1 год. После начала эксплуатации выручка с НДС — 70 млн руб. в год. Текущие расходы с НДС — 25 млн руб. в год, в том числе амортиза-

Page 207: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

205

Задачикглаве5

ция — исходя из 5 % годовых от балансовой стоимости основных фон-дов. Все налоги (в том числе НДС в бюджет) — 10 млн руб. в год. Ставка НДС — 18 %, реальная процентная ставка — 5 % годовых. Определить величину денежного потока по годам эксплуатации и срок окупаемо-сти проекта (графически).

задача 5.10Величина капиталовложений с НДС — 500 тыс.руб. Освоение —

1 год. Начиная со второго года ожидаемая выручка от продаж соста-вит 300 тыс. руб. без НДС, стоимость сырья и материалов — 50 тыс.руб. без НДС. Ставка НДС — 18 %. Рассчитать образующийся отри-цательный поток НДС, величину НДС к уплате в бюджет по годам.

задача 5.11Величина капиталовложений с НДС — 800 тыс. руб. Освоение —

2 года. Начиная с третьего года, ожидаемая выручка от продаж соста-вит 500 тыс. руб. без НДС, стоимость сырья и материалов — 150 тыс.руб. без НДС. Ставка НДС — 18 %. Рассчитать образующийся отри-цательный поток НДС, величину НДС к уплате в бюджет по годам.

задача 5.12Капиталовложения в инвестиционный проект составляют 4 млн

руб. Срок жизни проекта 10 лет, срок освоения — 2 года. Ожидаемая величина денежного потока (в постоянных ценах) в первые 4 года экс-плуатации составляет 3 млн руб. в год, в последующие 4 года — 2 млн руб. в год. Определить NPV проекта и срок окупаемости (графически), если инфляция составляет 15 % годовых, а номинальный банковский процент — 20 % годовых.

задача 5.13Капиталовложения в инвестиционный проект составляют 6 млн

руб. Срок жизни проекта 10 лет, срок освоения — 2 года. Ожидаемая величина денежного потока (в постоянных ценах) в первые 4 года экс-плуатации составляет 4 млн руб. в год, в последующие 4 года — 2 млн руб. в год. Определить: NPV проекта и срок окупаемости (графически), если инфляция составляет 10 % годовых, а номинальный банковский процент — 15 % годовых.

Page 208: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

206

Приложение

задача 5.14КПД котельной — 85 %. Мощность котельной — 10 Гкал/ч. Число

часов использования установленной мощности — 2000 ч/год. Опре-делить годовую величину затрат на топливо в руб./год, если кало-рийность натурального топлива — 6000 ккал/кг, цена топлива — 3000 руб./т без НДС. Рассчитать величину себестоимости тепловой энергии в руб./Гкал без НДС, если топливная составляющая себесто-имости — 60 %.

задача 5.15КПД котельной — 92 %. Мощность котельной — 20 Гкал/ч. Число

часов использования установленной мощности — 2500 ч/год. Опре-делить годовую величину затрат на топливо в руб./год, если кало-рийность натурального топлива — 5000 ккал/кг, цена топлива — 2500 руб./т без НДС. Рассчитать величину себестоимости тепловой энергии в руб./Гкал без НДС, если топливная составляющая себесто-имости — 70 %.

задача 5.16Удельный расход электроэнергии на производство тепловой энер-

гии — 30 кВт · ч/Гкал. Мощность котельной — 10 Гкал/ч. Число часов использования установленной мощности — 2000 ч/год. Определить го-довую величину затрат на электроэнергию в руб./год, если цена элек-троэнергии — 4 руб./кВт · ч без НДС. Рассчитать величину себестои-мости тепловой энергии в руб./Гкал без НДС, если доля стоимости электроэнергии в себестоимости тепловой энергии — 10 %.

задача 5.17Удельный расход электроэнергии на производство тепловой энер-

гии — 25 кВт · ч/Гкал. Мощность котельной — 20 Гкал/ч. Число часов использования установленной мощности — 2500 ч/год. Определить го-довую величину затрат на электроэнергию в руб./год, если цена элек-троэнергии — 3,5 руб./кВт · ч без НДС. Рассчитать величину себесто-имости тепловой энергии в руб./Гкал без НДС, если доля стоимости электроэнергии в себестоимости тепловой энергии — 12 %.

Page 209: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

207

Приложениякглаве6

задача 5.18Мощность котельной — 5 Гкал/ч. Число часов использования уста-

новленной мощности — 2500 ч/год. Балансовая стоимость основных средств котельной — 20 млн руб. Нормативный срок полезного ис-пользования — 15 лет. Остаточная стоимость основных средств — 15 млн руб. Рассчитать годовую величину амортизации и годовую вели-чину налога на имущество, если ставка налога составляет 2,2 % годовых. Определить величину себестоимости тепловой энергии в руб./Гкал без НДС, если амортизационная составляющая себестоимости равна 10 %.

задача 5.19Мощность котельной — 10 Гкал/ч. Число часов использования уста-

новленной мощности — 2500 ч/год. Балансовая стоимость основных средств котельной — 50 млн руб. Нормативный срок полезного ис-пользования — 15 лет. Остаточная стоимость основных средств — 45 млн руб. Рассчитать годовую величину амортизации и годовую вели-чину налога на имущество, если ставка налога составляет 2,2 % годовых. Определить величину себестоимости тепловой энергии в руб./Гкал без НДС, если амортизационная составляющая себестоимости равна 12 %.

приложения к главе 6

Таблица П. 6.1Сводные суммарные расчетные тепловые нагрузки котельной УрФУ

Суммарная нагрузка за месяц, ГкалВсе-го,

Гкал

Янва

рь

Фев

раль

Мар

т

Апре

ль

Май

Ию

нь

Ию

ль

Авгу

ст

Сен

тябр

ь

Окт

ябрь

Ноя

брь

Дек

абрь

Отопление и вентиляция39444 33720 29888 18602 3226 – – – 3484 20888 28817 36777 214846

Горячее водоснабжение3884 3508 3884 3759 2979 2524 1781 2524 2894 3884 3759 3884 39264

Итого43327 37228 33772 22360 6204 2524 1781 2524 6378 24772 32575 40661 254108

Расчетный годовой расход теплоты составляет 254108 Гкал/год.

Page 210: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

208

Приложение

Табл

ица

П. 6

.2П

аспо

ртны

е эк

сплу

атац

ионн

ые

данн

ые

газо

вых

турб

ин [

15]

Ту

рбин

а S

GT

100-

1S м

ощно

стью

5,4

МВ

т ф

ирмы

«S

iem

ens»

№Н

аиме

нова

ние

Обо

зн.

Ед. и

зм.

12

34

56

78

910

1Те

мпер

атур

а на

руж

ного

воз

-ду

хаt

C–

36–

30–

20–

100

1015

2030

37

2Те

мпер

атур

а на

руж

ного

воз

-ду

хаT

К23

724

325

326

327

328

328

829

330

331

0

ощно

сть

гене

рато

ра га

зо-

вой

турб

ины

МВт

66

66

5,79

75,

437

5,26

45,

062

4,69

64,

427

ПД

гене

рато

раη г

ен %

96,5

96,5

96,5

96,5

96,5

96,5

96,5

96,5

96,5

96,5

ехан

ичес

кий

КП

Дη м

ех %

9999

9999

9999

9999

9999

асто

та в

ращ

ения

nоб

/мин

1738

417

384

1738

417

384

1738

417

384

1738

417

384

1738

417

384

одве

денн

ая те

плот

аQ

уМ

Вт19

,885

19,5

8219

,291

19,0

8718

,525

17,6

4817

,22

16,7

4615

,907

15,3

8Ра

сход

отх

одящ

их га

зов

кг/с

23,8

723

,51

22,9

222

,35

21,6

720

,83

20,4

219

,96

19,0

818

,37

9Те

мпер

атур

а отх

одящ

их га

-зо

в за

турб

иной

t г°C

491,

749

3,2

502,

951

5,9

525,

753

1,5

534

537,

854

5,2

551,

6

10Те

мпер

атур

а отх

одящ

их га

-зо

вT г

К76

4,7

766,

277

5,9

788,

979

8,7

804,

580

781

0,8

818,

282

4,6

11Уд

ельн

ая м

ощно

сть

bкД

ж/к

Вт·ч

1193

111

749

1157

411

452

1150

411

685

1177

611

909

1291

712

441

12Д

авле

ние г

азов

пос

ле к

ом-

прес

сора

Па

1,74

1,72

1,68

1,65

1,60

1,54

1,52

1,48

1,42

1,37

Объ

емны

е про

цент

ы га

зов

Обо

зн.

Ед. и

зм.

12

34

56

78

910

исло

род

О2

%14

,35

14,3

514

,29

14,1

914

,18

14,0

914

,07

14,0

213

,83

13,5

92

Азот

N2

%75

,86

75,8

675

,84

75,8

75,8

75,2

775

,06

74,7

873

,91

73,0

13

Водя

ные п

ары

H2O

%5,

865,

895,

926

6,01

6,67

6,92

7,27

8,36

9,51

иокс

ид у

глер

ода

CO

2 %

3,02

3,02

3,05

3,1

3,1

3,07

3,06

3,05

3,03

3,02

5Ар

гон

Ar %

0,9

0,9

0,9

0,90

0,9

0,89

0,89

0,89

0,88

0,87

Page 211: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

209

Приложениякглаве6

Таблица П. 6.3Энергоагрегат ЭГЭС-12 С АО «ОДК-Авиадвигатель»

Основные характеристикиНоминальная мощность на клеммах генератора, МВт 12,0Тепловая мощность на выхлопе при tвых =110 °C, Гкал/ч 16,5Номинальная частота электрического тока, Гц 50Номинальное напряжение электрического тока, В 6300/10500Номинальный коэффициент мощности 0,8Рабочие характеристики и параметрыКоэффициент полезного действия на клеммах генератора, % 32,2Степень повышения давления в компрессоре 15,9Температура газа за силовой турбиной (на выхлопе двигателя) °C 499Расход газа за силовой турбиной (на выхлопе), кг/с 45,3Суммарный коэффициент использования тепла топлива при tвых =110 °C, % 83,7

Коэффициент избытка воздуха в выхлопных газах 3,41Параметры топливного газа перед энергоагрегатом:· давление (изб.), кгс/см 2

· температурный диапазон, °C24…30

+5…+80Номинальная частота вращения ротора генератора, об/мин 3000Эквивалентный уровень звука при обслуживании, не более, дБ 80

климатические характеристики турбины эгэс-12 ао и одк авиадвигатель

9

10

11

12

13

-60 -40 -20 0 20 40

Мощ

ность,

МВт

Температура наружного воздуха, °С

N

Рис. П. 6.1. Зависимость мощности от температуры наружного воздуха

Page 212: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

210

Приложение

КПД

, %

Температура наружного воздуха, °С

η

Рис. П. 6.2. Зависимость КПД от температуры наружного воздуха

40

44

48

52

56

-60 -40 -20 0 20 40

Расход

газов,

кг/с

Температура наружного воздуха, °С

G

Рис. П. 6.3. Зависимость расхода газа от температуры наружного воздуха

300

350

400

450

500

550

-60 -40 -20 0 20 40

Темп

ература уходящ

их

газов,

°С

Температура наружного воздуха, °С

tух

Рис. П. 6.4. Зависимость температуры уходящих газов от температуры наружного воздуха

Page 213: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

211

Приложениякглаве6

Таблица П. 6.4«Урал-6000» АО «ОДК-Авиадвигатель

В станционных условиях(Рн = 760 мм рт. ст., tн = +15 °C, потери на вх/вых — 100/100 мм вод. ст.)Номинальная мощность на клеммах генератора, МВт 6,0Степень повышения давления в компрессоре 8,7Температура газа за силовой турбиной (на выхлопе), °C 479Расход газа за силовой турбиной (на выхлопе), °C 33,5Тепловая мощность на выхлопе при tвых =110 °C, Гкал/ч 11,5Коэффициент избытка воздуха на выхлопных газах 4,13Коэффициент использования тепла топлива при tвых =110 °C, % 83,0Номинальная частота электрического тока, Гц 50Номинальное напряжение электрического тока, В 6300/10500Номинальная частота вращения ротора генератора, об/мин 3000Номинальный коэффициент мощности 0,8Параметры топливного газа перед энергоагрегатом:· давление (изб.), кгс/см 2

· температурный диапазон, °C16…18

+5…+80

климатические характеристики турбины «Урал-6000»

4

5

6

7

-60 -45 -30 -15 0 15 30 45

Мощ

ность,

МВт

Температура наружного воздуха, °С

N

Рис. П. 6.5. Зависимость мощности от температуры наружного воздуха

Page 214: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

212

Приложение

23

24

25

26

27

28η

-60 -45 -30 -15 0 15 30 45

КПД

Температура наружного воздуха, °С

Рис. П. 6.6. Зависимость КПД от температуры наружного воздуха

28

32

36

40

-60 -45 -30 -15 0 15 30 45

Расход

газов,

кг/с

Температура наружного воздуха, °С

G

Рис. П. 6.7. Зависимость расхода газа от температуры наружного воздуха

300

350

400

450

500

550

-60 -45 -30 -15 0 15 30 45

Темп

ература уходящ

их

газов,

°С

Температура наружного воздуха, °С

tух

Рис. П. 6.8. Зависимость температуры уходящих газов от температуры наружного воздуха

Page 215: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

213

Приложениякглаве6

Рис.

П. 6

.9. Р

ежим

ные х

арак

тери

стик

и ту

рбог

енер

атор

а

Турб

оген

ерат

ор Т

Г 3.

5АС

/6.3

Р12

/1.2

Зави

симо

сть

эл. м

ощно

сти

от р

асхо

да п

ара п

ри р

азли

чны

х Р 2

и Т

0Р 0

= 1

4 кг

с/см

2 (абс

.) =

con

st

Т 0 =

ТS =

194

°C

Т 0 =

250

°CP 2

= 0

,8 к

гс/с

м2

P 2 =

2,5

кгс

/см2

P 2 =

1,7

кгс

/см2

р =

0,1

2 М

Па,

Т =

194

°С

р =

0,1

2 М

Па,

Т =

250

°С

р =

0,1

2 М

Па,

Т =

210

°СРа

сход

пар

а G0,

т/ч

Эл. мощность Nэл, кВт

Page 216: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

214

Приложение

Таблица П. 6.5Характеристики турбины тепловой мощностью 0,75 МВт,

с противодавлением до 2 атм. [21]

Наименование Ед. изм.

ТГ 0,75 ПА/6,3 Р13/4

(«Кубань 0,75 ПВАЗ»)

ТГ 0,75 ВАЗ/6,3 Р13/2

(«Кубань 0,75 ВАЗ»)номи-

нал раб. диап. номи-нал раб. диап.

Мощность при cos j = 08 кВт 750 0–750 750 0–750Частота вращения ротора:— турбины— генератора об/мин 8000

15007320–86001372–1612

80001500

7320–86001372–1612

Давление сухого насы-щенного пара перед КС, абс.

МПа(кгс/см 3)

1,3(13,0)

1,0–1,4(10–14)

1,3(13,0)

1,0–1,4(10–14)

Температура сухого на-сыщенного пара перед КС, не менее

°C 191 Т1–250 191 Т1–250

Давление пара за турби-ной, абс.

МПа(кгс/см 3)

0,4(4,0)

0,30–0,50(3,0–5,0)

0,2(2,0)

0,15–0,30(1,5–3,0)

Расход насыщенного пара при номинальных пара-метрах пара, не более

т/ч 22,5 — 14,4 —

Расход охлаждающей воды м 3/ч 10 10…15 10 10…15

Давление охлаждающей воды на входе

МПа(кгс/см 3)

0,15(1,50)

0,12–0,70(1,2–7,0)

0,15(1,50)

0,12–0,70(1,2–7,0)

Температура охлаждаю-щей воды на входе °C +20 +4…+32 +20 +4…+32

Тип генератора СГ»-750/6,3Напряжение на клеммах генератора В 6300 5670–6615 6300 5670–6615

Цикл охлаждения гене-ратора – Воздушный

разомкнутыйВоздушный

разомкнутыйВывод силовой нейтрали генератора – имеется имеется

Температура окружаю-щего воздуха °C +25 +15…+45 +25 +15…+45

Масса установки в ком-плекте поставки, сухая т 12,1+5 % 12,1+5 %

Примечание. Т1 — температура насыщения пара при заданном давлении.

Page 217: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

215

Приложениякглаве6

Табл

ица

П. 6

.6Р

ежим

ная

карт

а ра

боты

кот

ла Ш

Б-А

7 ст

. № 1

при

сж

иган

ии п

риро

дног

о га

за

Наи

мено

вани

е вел

ичин

Наг

рузк

а кот

ла, т

/чП

ароп

роиз

води

тель

ност

ь ко

тла п

о пр

ибор

у, т/

ч8,

409,

5010

,50

11,5

012

,10

12,7

513

,70

Дав

лени

е пар

а в б

араб

ане к

отла

, кгс

/м 2

11,0

012

,00

12,0

012

,00

11,5

012

,00

11,5

0Те

мпер

атур

а пит

ател

ьной

вод

ы д

о ВЭ

К, °

C10

110

010

210

210

011

011

0Ра

сход

газа

по

приб

ору,

м 3 /ч

650

750

850

950

1–5-

1150

1200

Темп

ерат

ура в

озду

ха п

осле

ВЗП

, °C

185

190

200

200

202

207

210

Разр

ежен

ие в

топк

е кот

ла, к

гс/м

218

–20

Сос

тав

прод

укто

в го

рени

я пе

ред

дымо

сосо

м, %

СО

24,

605,

806,

006,

006,

006,

006,

00О

212

,80

10,8

010

,30

10,3

010

,30

10,3

010

,30

СО

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

NO

к, рр

оэф

фиц

иент

изб

ытк

а воз

духа

пер

ед д

ымо

сосо

м2,

401,

951,

871,

871,

871,

871,

87Те

мпер

атур

а ухо

дящ

их га

зов

пере

д ды

мосо

сом,

°C12

413

013

714

515

416

116

отер

и те

пла с

ухо

дящ

ими

газа

ми, %

8,82

7,70

7,94

8,51

9,15

9,65

9,87

Пот

ери

тепл

а всл

едст

вие х

имич

еско

й не

полн

оты

горе

-ни

я, %

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Пот

ери

тепл

а в о

круж

ающ

ую с

реду

, %2,

772,

292,

091,

861,

561,

491,

35С

умма

тепл

овы

х по

терь

, %11

,59

9,98

10,0

210

,37

10,7

111

,14

11,2

ПД

кот

ла б

рутт

о, %

88,4

190

,02

89,9

889

,63

89,2

988

,86

88,7

8Уд

ельн

ый

расх

од н

атур

альн

ого

топл

ива н

а 1 Г

кал,

нм

3 /Гка

л14

3,29

314

0,70

314

0,81

614

1,36

314

1,95

014

2,64

314

2,77

0

Удел

ьны

й ра

сход

усл

овно

го то

плив

а на 1

Гка

л,

кг у

. т./

Гкал

163,

906

160,

944

161,

073

161,

700

162,

371

163,

163

163,

309

Page 218: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

216

Приложение

Табл

ица

П. 6

.7Р

ежим

ная

карт

а во

догр

ейно

го к

отла

№ 2

КВ

ГМ-5

0 К

ТЦ Э

ПК

УрФ

У п

ри р

абот

е на

при

родн

ом га

зе

Наи

мено

вани

е реж

имны

х па

раме

тров

и

ТЭП

кот

лоаг

рега

та

Обо

-зн

а-че

ние

Ед.

изм.

Знач

ения

реж

имны

х па

раме

тров

в и

спы

танн

ом д

иапа

зоне

те

плов

ых

нагр

узок

Пар

амет

ры, и

змер

яемы

е шта

тны

ми п

рибо

рами

Расх

од га

заВ г

м 3 /ч18

0020

0020

0023

0027

0032

0037

0042

00Ра

зреж

ение

в то

пке

Р ткг

с/м 2

-2,0

-2,0

-2,0

-2,0

-2,0

-2,0

-2,0

-2,0

Расх

од в

оды

чер

ез к

отел

т/ч

580

580

580

580

580

580

580

580

Темп

ерат

ура в

оды

пер

ед к

отло

мt к.

1°C

6869

7267

7677

7070

Темп

ерат

ура в

оды

на в

ыхо

де и

з кот

лаt к.

2°C

9093

9796

110

119

115

121

Темп

ерат

ура у

ходя

щих

газо

вt ух

°C95

102

107

110

126

140

144

149

Кон

цент

раци

я ки

слор

ода в

кон

вект

ивно

м пу

чке

O2,

к %

0,95

0,95

1,8

0,9

0,83

0,85

0,9

1,1

Пар

амет

ры, и

змер

яемы

е пер

енос

ными

при

бора

миК

онце

нтра

ция

кисл

ород

а в к

онве

ктив

ном

пучк

е (по

Теs

to)

O2,

к %

1,6

1,5

2,1

1,6

1.4

1,4

1,5

1,6

Кон

цент

раци

я ки

слор

ода в

ухо

дящ

их га

зах

пере

д ды

мосо

сом

(по

Теsto

)O

2, у

х %

2,3

2,4

2,7

2.2

1,9

1,8

1,8

1,9

Кон

цент

раци

я пр

одук

тов

непо

лног

о сг

ора-

ния

в ко

нвек

тивн

ом п

учке

(по

Теsto

Ок

ррm

1050

05

2010

100

Кон

цент

раци

я пр

одук

тов

непо

лног

о сг

о-ра

ния

в ух

одящ

их га

зах

пере

д ды

мосо

сом

(по

Теsto

)

СО

ухрр

m60

100

1020

5525

3025

Кон

цент

раци

я ок

исло

в аз

ота в

кон

вект

ив-

ном

пучк

е (хи

мнед

ожог

) N

O2

ррm

6866

7078

7780

8386

Кон

цент

раци

я ок

исло

в аз

ота в

ухо

дящ

их

газа

х, п

еред

ды

мосо

сом

(по

Теsto

)N

O2,

ух

ррm

6010

010

1055

2530

25

Page 219: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

217

Приложениякглаве6

Наи

мено

вани

е реж

имны

х па

раме

тров

и

ТЭП

кот

лоаг

рега

та

Обо

-зн

а-че

ние

Ед.

изм.

Знач

ения

реж

имны

х па

раме

тров

в и

спы

танн

ом д

иапа

зоне

те

плов

ых

нагр

узок

Расч

етны

е пар

амет

ры и

техн

ико-

экон

омич

ески

е пок

азат

ели

Коэ

фф

ицие

нт и

збы

тка в

озду

ха в

кон

век-

тивн

ом п

учке

1,07

1,06

1,1

1,07

1,06

1,06

1,07

1,07

Коэ

фф

ицие

нт и

збы

тка в

озду

ха в

ухо

дящ

их

газа

х пе

ред

дымо

сосо

мa

ух1,

111,

111,

131,

111,

091,

081,

081,

09

Пот

ери

тепл

а с у

ходя

щим

и га

зами

q 2 %

4,23

4,55

4,85

4,88

5,52

6,11

6,25

6,53

Пот

ери

тепл

а в о

круж

ающ

ую с

реду

Q5

%3,

062,

802,

742.

322,

011,

631,

491.

32К

ПД

, бру

тто

h бр

%92

,70

92,6

592

,41

92,8

092

,46

92,2

692

.26

92,1

5Уд

ельн

ый

расх

од у

слов

ного

топл

ива н

а вы

-ра

бота

нное

тепл

оb у

слкг

у.т

кал

151,

315

1,6

152,

115

2,7

151,

815

3,0

153,

715

4,4

Табл

ица

П. 6

.8Р

ежим

ная

карт

а ра

боты

кот

ла Ш

Б-А

7 ст

. № 3

при

сж

иган

ии п

риро

дног

о га

за

Наи

мено

вани

е вел

ичин

Наг

рузк

а кот

ла, т

/чП

ароп

роиз

води

тель

ност

ь ко

тла п

о пр

ибор

у, т/

ч8,

409,

5010

,50

11,5

012

,10

12,7

513

,70

Дав

лени

е пар

а в б

араб

ане к

отла

, кгс

/м 2

11,0

012

,00

12,0

012

,00

11,5

012

,00

11,5

0Те

мпер

атур

а пит

ател

ьной

вод

ы д

о ВЭ

К, °

C10

110

010

210

210

011

011

0Ра

сход

газа

по

приб

ору,

м 3 /ч

650

750

850

950

1–5-

1150

1200

Темп

ерат

ура в

озду

ха п

осле

ВЗП

, °C

185

190

200

200

202

207

210

Разр

ежен

ие в

топк

е кот

ла, к

гс/м

218

–20

Сос

тав

прод

укто

в го

рени

я пе

ред

дымо

сосо

м, %

СО

25,

806,

406,

506,

506,

506,

706,

70О

210

,80

9,80

9,50

9,50

9,40

929,

10С

О0,

00,

00,

00,

00,

00,

00,

0N

Oк,

ррm

101,

011

0,0

113,

011

4,0

132,

013

4,0

140,

0

Око

нчан

ие т

абл.

П. 6

.7

Page 220: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

218

Приложение

Наи

мено

вани

е вел

ичин

Наг

рузк

а кот

ла, т

/чК

оэф

фиц

иент

изб

ытк

а воз

духа

пер

ед д

ымо

сосо

м1,

951,

791,

741,

741,

731,

701,

69Те

мпер

атур

а ухо

дящ

их га

зов

пере

д ды

мосо

сом,

°C13

414

014

615

115

315

916

отер

и те

пла с

ухо

дящ

ими

газа

ми, %

7,47

7,17

7,51

7,85

7,98

8.19

8,45

Пот

ери

тепл

а всл

едст

вие х

имич

еско

й не

полн

оты

го

рени

я, %

0,00

0,00

0,00

0,00

0,05

0,02

0,02

Пот

ери

тепл

а в о

круж

ающ

ую с

реду

, %2,

592,

191,

991,

811,

761,

641,

55С

умма

тепл

овы

х по

терь

, %10

,06

9,36

9,50

9,66

9,79

9,85

10,0

ПД

кот

ла б

рутт

о, %

89,9

490

,64

90,5

090

,34

90,2

190

,15

89,9

8Уд

ельн

ый

расх

од н

атур

альн

ого

топл

ива

на 1

Гка

л, н

м 3 /Гка

л14

1,18

214

0,22

514

0,39

114

0,64

014

0,83

214

0,74

714

0,95

9

Удел

ьны

й ра

сход

усл

овно

го то

плив

а на

1 Г

кал,

кг у

. т./

Гкал

161,

492

160,

398

160,

588

160,

872

161,

092

160,

994

161,

237

Табл

ица

П. 6

.9Р

ежим

ная

карт

а па

рово

го к

отла

ДЕ

-25-

14-2

25-Г

М с

т. №

4 п

ри р

абот

е на

при

родн

ом га

зе

№ п/п

Наи

мено

вани

е пар

амет

раЕд

. изм

агру

зка,

агру

зка,

%25

,843

,854

,879

,01

Пар

опро

изво

дите

льно

сть

т/ч

6,4

10,9

13,7

21,5

авле

ние п

ара в

бар

абан

екг

с/см

211

1111

113

Темп

ерат

ура п

итат

ельн

ой в

оды

в э

коно

майз

ере

°C10

210

210

210

24

Дав

лени

е пит

ател

ьной

вод

ы н

а вхо

де в

эко

нома

йзер

кгс/

см 2

2121

2121

5Ра

сход

газа

по

приб

ору

м 3 /ч51

086

012

0016

506

Дав

лени

е газ

а пер

ед го

релк

ойкг

с/см

223

061

010

0015

507

Дав

лени

е воз

духа

пер

ед го

релк

ойкг

с/см

232

7813

521

08

Разр

ежен

ие в

топк

екг

с/см

22,

0–3,

52,

0–3,

52,

0–3,

52,

0–3,

59

Разр

ежен

ие за

кот

лом

кгс/

см 2

1015

2535

10К

оэф

фиц

иент

изб

ытк

а воз

духа

за э

коно

майз

ером

1,19

1,25

1.24

1,25

11Те

мпер

атур

а ухо

дящ

их га

зов

за э

коно

майз

ером

°C11

513

313

714

9

Око

нчан

ие т

абл.

П. 6

.8

Page 221: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

219

Приложениякглаве6

№ п/п

Наи

мено

вани

е пар

амет

раЕд

. изм

агру

зка,

агру

зка,

%25

,843

,854

,879

,0

12С

оста

в ух

одящ

их га

зов

за к

отло

м

угле

кисл

ый

газ С

О2

%9,

69,

19,

29,

1ки

слор

од О

2 %

3,6

4,6

4.4

4,5

окис

ь уг

леро

да С

О %

00

00

13К

оэф

фиц

иент

изб

ытк

а воз

духа

за к

отло

м1,

191,

251,

241,

2514

Темп

ерат

ура у

ходя

щих

газо

в за

кот

лом

°C20

821

823

326

415

КП

Д к

отла

бру

тто

%89

,39

91,5

691

,71

91,8

216

Удел

ьны

й ра

сход

нат

урал

ьног

о то

плив

анм

3 /Гка

л13

9,71

136,

4113

6,18

136,

08

Табл

ица

П. 6

.10

Реж

имна

я ка

рта

рабо

ты к

отла

№ 5

тип

а Д

Е-2

5-14

-225

на

прир

одно

м га

зе

Наи

мено

вани

е пар

амет

раВе

личи

на

12

34

56

ароп

роиз

води

тель

ност

ь, т/

ч4,

46,

011

,715

,517

,519

,7Д

авле

ние п

ара в

бар

абан

е, к

гс/м

210

,7–

10,8

Темп

ерат

ура п

ерег

рето

го п

ара,

°C20

921

221

722

022

022

0Те

мпер

атур

а вод

ы д

о эк

оном

айзе

ра, °

C97

–10

0Те

мпер

атур

а вод

ы п

осле

эко

нома

йзер

а, °C

120

125

128

134

138

141

Расх

од га

за п

о пр

ибор

у, н

м 3 /ч36

749

392

512

1813

8015

50Ра

зреж

ение

в то

пке,

кгс

/м 2

3,0–

4,0

Темп

ерат

ура г

азов

за к

отло

м, °C

190

198

223

235

248

256

Темп

ерат

ура г

азов

за э

коно

майз

ером

, °C

104

108

117

125

130

Сос

тав

прод

укто

в сг

оран

ия за

эко

нома

йзер

ом, %

СО

29,

49,

610

,010

,210

,410

,4О

24,

23,

93,

22,

82,

52,

оэф

фиц

иент

изб

ытк

а воз

духа

за э

коно

майз

ером

1,22

1,2

1,16

1.14

1,12

1,12

КП

Д к

отла

бру

тто,

%87

,51

89,6

892

,26

92,7

492

,88

92,7

5Уд

ельн

ый

расх

од у

слов

ного

топл

ива н

а 1 Г

кал

тепл

а16

3,2

159,

315

4,9

154

153,

815

4,0

Око

нчан

ие т

абл.

П. 6

.9

Page 222: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

220

Приложение

Табл

ица

П. 6

.11

Реж

имна

я ка

рта

рабо

ты к

отла

№ 6

тип

а ТВ

ГМ-3

0 К

ТЦ Э

ПК

УрФ

У

Топл

иво

— п

риро

дны

й га

з Q

= 7

955

ккал

/нм 3

при

20

°C и

760

мм

рт. с

т.

Пар

амет

рыО

бо-

зна-

чени

е

Ед.

изм.

Знач

ение

вел

ичин

Тепл

опро

изво

дите

льно

сть

Гкал

/ч12

,514

,817

,921

,317

,922

,825

,129

,3Ч

исло

раб

отаю

щих

горе

лок

т.4

44

46

66

6Ра

сход

газа

по

щит

овом

у пр

ибор

уВ п

р.г

нм 3 /ч

1700

2000

2500

3000

2500

3200

3500

4000

Расх

од в

оды

чер

ез к

отел

Gво

дт/

ч37

5–38

0Ра

зреж

ение

в то

пке

∆Pm

кгс/

м 22–

3Те

мпер

атур

а ухо

дящ

их га

зов

t ух.г

°C85

–90

100–

105

115–

120

130–

140

110–

120

145–

150

150–

160

165–

175

Щит

овой

кис

лоро

доме

рO

2 %

2,6–

2,8

2,4–

2,5

2,2–

2,3

1,6–

1,8

1,4–

1,5

1,1–

1,2

1,0–

1,1

0,9–

1,0

Кис

лоро

д в

уход

ящих

газа

х (п

о Те

sto)

O2

%4,

0–4,

13,

9–4,

03,

3–3,

52,

0–2,

52,

4–2,

62,

0–2,

11,

9–2,

01,

8–1,

6

Изб

ыток

возд

уха «

за к

отло

м»a

ух.г

–1,

21,

181,

161,

11,

161,

11,

081,

06К

ПД

кот

ла б

рутт

оh кбр

%94

,45

94,3

294

,02

93,6

694

,21

93,5

693

,04

92,6

7Уд

ельн

ый

расх

од у

слов

но-

го то

плив

а на

1 Гк

алb у

слкг

у.т

кал

151,

315

1,6

152,

115

2,7

151,

815

3,0

153,

715

4,4

Page 223: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

221

Приложениякглаве6

Табл

ица

П. 6

.12

Реж

имна

я ка

рта

рабо

ты к

отла

№ 7

тип

а П

ТВМ

-30

КТЦ

ЭП

К У

рФУ

То

плив

о —

при

родн

ый

газ

Q =

795

5 кк

ал/н

м 3 п

ри 2

0 °C

и 7

60 м

м рт

. ст.

Пар

амет

рыО

бо-

знач

е-ни

е

Ед.

изм.

Знач

ение

вел

ичин

Тепл

опро

изво

-ди

тель

ност

ьQ

кГк

ал/ч

18,8

21,5

2529

,525

,530

32,6

36,6

39

Чис

ло р

абот

аю-

щих

горе

лок

т.4

44

46

66

66

Расх

од га

за

по щ

итов

ому

приб

ору

В пр.

гнм

3 /ч25

0030

0035

0040

0035

0040

0045

0050

0052

50

Расх

од в

оды

че-

рез к

отел

Gво

дт/

ч49

0–50

5

Разр

ежен

ие

в то

пке

∆Pm

кгс/

м 22–

3

Темп

ерат

ура у

хо-

дящ

их га

зов

t ух.г

°C10

0–10

511

5–12

013

5–14

014

5–15

514

0–14

515

0–15

516

5–17

017

5–18

018

5–19

0

Щит

овой

кис

ло-

родо

мер

O2

%1,

61,8

1,2–

1,4

1,0–

1,1

1,0–

1,1

1,2–

1,3

1,1–

1,2

0,9–

1,0

0,9–

1,0

0,8–

1,0

Кис

лоро

д в

ухо-

дящ

их га

зах

(по

Теsto

)O

2 %

2,4–

2,6

2,2–

2,4

1,8–

1,9

1,8–

1,9

1,9–

2,0

1,8–

1,9

1,5–

1,6

1,5–

1,6

1,5–

1,6

Изб

ыто

к во

здух

а «з

а кот

лом»

aух

.г–

1,12

1,1

1,08

1,08

1,09

1,06

1,05

1,05

1,05

КП

Д ко

тла б

рутт

оh кбр

%94

,88

94,4

493

,82

93,3

993

,78

93,3

192

,83

92,4

992

,32

Удел

ьны

й ра

сход

ус

ловн

ого

топл

и-ва

на 1

Гка

лb у

сл

кг у

.т.

Гка

л15

0,7

151,

415

2,4

153,

115

2,5

153,

315

4,0

154,

615

4,9

Page 224: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

222

Приложение

Таблица П. 6.13Режимная карта работы котла № 1. КВ-ГМ-50–150 ОАО «Химмаш»

на природном газе

№ п/п Наименование параметра Ед.изм. Нагрузка котла, %

41 54 68 761 Мощность Гкал/ч 20,7 27,0 34,1 37,92 Расход воды через котел т/ч 621 671 660 762

3 Температура воды на входе в котел °C 71,8 60,4 69,9 71,8

4 Температура воды на выходе из котла °C 105,1 100,6 121,6 121,6

5 Давление воды на входе в котел, Рв′ кгс/см 2 8,9 8,9 9 9

6 Давление воды на выходе из котла, Рв″ кгс/см 2 6,9 6,9 6,9 6,7

7 Расход газа нормальный нм 3/ч 2715 3482 4470 49318 Расход газа по счетчику м 3/ч 1850 2400 2950 32849 Давление газа перед горелками кгс/м 2 8 13 19,1 23,8

10 Давление воздуха перед горел-кой кПа 0,31 0,72 1,03 1,29

11 Разрежение кгс/м 2 –2,5 –2,5 –2,5 –2,512 Температура уходящих газов °C 127 137 163 17013 Состав уходящих газов:

RО2 % 9,18 8,85 9,00 9,30кислород О2 % 4,80 5,40 5,00 4,60окись углерода СО % 0,00 0,00 0,00 0,00

14 Коэффициент избытка воздуха a 1,26 1,31 1,28 1,2515 КПД % 91,18 91,91 90,59 90,30

16 Расход газа по обратному балансу нм 3/ч 2852,7 3691,7 4737,7 5285,9

17 Удельный расход условного топлива кг у. т./Гкал 156,67 155,43 157,69 158,20

18 Удельный расход натурально-го топлива нм 3/Гкал 137,95 136,86 138,85 139,30

Примечания: 1. Режимная карта составлена по показаниям эксплуатационных при-боров, а также установленных на период ТИ дополнительно. 2. Температура дутье-вого воздуха 10–11 °C.

Page 225: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

223

Приложениякглаве6

Таблица П. 6.14Режимная карта работы котла № 2. КВ-ГМ-50–150 ОАО «Химмаш»

на природном газе

№ п/п Наименование параметра Ед. изм. Нагрузка котла, %

31 44 53 661 Мощность Гкал/ч 15,68 21,91 26,60 32,902 Расход воды через котел т/ч 700 700 700 700

3 Температура воды на входе в котел °C 58,6 60,7 62 60

4 Температура воды на выходе из котла °C 81 92 100 106,1

5 Давление воды на входе в котел, Рв′ кгс/см 2 10,3 10,3 10,3 10,3

6 Давление воды на выходе из котла, Рв″ кгс/см 2 6,8 6,8 6,8 6,8

7 Расход газа нормальный нм 3/ч 2642 3630 4328 49928 Расход газа по счетчику м 3/ч 1800 2500 3000 35009 Давление газа перед горелками кгс/м 2 8 15 20 27,6

10 Давление воздуха перед горелкой кПа 0,4 0,76 1 1,4

11 Давление за котлом кгс/м 2 2,5 2,5 2,5 2,512 Температура уходящих газов °C 83 127 139 15013 Состав уходящих газов:

RО2 % 7,20 10,30 10,80 11,30кислород О2 % 8,10 3,70 2,50 2,20окись углерода СО % 0,00 0,00 0,00 0,00

14 Коэффициент избытка воздуха a 1,56 1,18 1,12 1,1015 КПД % 93,55 92,46 92,37 92,23

16 Расход газа по обратному балансу нм 3/ч 2108,3 2980,6 3622,4 4487,1

17 Удельный расход условного топлива кг у. т./Гкал 152,71 154,50 154,66 154,89

18 Удельный расход натурального топлива нм 3/Гкал 134,46 136,04 136,18 136,38

Примечания: 1. Режимная карта составлена по показаниям эксплуатационных при-боров, а также установленных на период ТИ дополнительно. 2. Температура дутье-вого воздуха 25–26 °C.

Page 226: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

224

Приложение

Табл

ица

П. 6

.15

Реж

имна

я ка

рта

рабо

ты в

одог

рейн

ого

котл

а К

ВГМ

-100

ст.

№ 9

ОАО

«У

ралх

имма

ш»

при

рабо

те н

а пр

ирод

ном

газе

п/п

Наи

мено

вани

е вел

ичин

Обо

зн.

Ед. и

зм.

Тепл

опро

изво

дите

льно

сть

котл

а, Г

кал/

ч32

4148

4854

6070

1. В

одян

ой т

ракт

1.1

Расх

од с

етев

ой в

оды

т/ч

1260

1.2

Дав

лени

е сет

евой

вод

ы н

а вхо

де в

кот

елР в

хМ

Па

0,97

1.3

Дав

лени

е сет

евой

вод

ы н

а вы

ходе

из к

отла

Р вы

хМ

Па

0,68

1.4

Темп

ерат

ура с

етев

ой в

оды

на в

ходе

в к

отел

t вх°C

70

1.5

Темп

ерат

ура с

етев

ой в

оды

на в

ыхо

де

из к

отла

t вых

°C95

103

108

108

113

118

126

1.6

Наг

рев

сете

вой

воды

в к

отле

Dtсв

°C25

3338

3843

4856

2. Т

опли

вны

й тр

акт

2.1

Расх

од п

риро

дног

о га

за н

а кот

елВ г

м 3 /ч42

2055

0064

7062

8073

5082

0095

002.

олич

еств

о ра

бота

ющ

их го

рело

кh г

орш

т.2

32.

авле

ние г

аза п

еред

кот

лом

Р кr

кПа

43,9

43,2

42,5

42,7

42,1

41,5

40,7

2.4

Дав

лени

е газ

а пер

ед го

релк

ами

Р гr

кПа

10,0

16,6

22.6

10,0

13,7

17,0

22,6

3. В

озду

шны

й тр

акт

3.1

Дав

лени

е воз

духа

пер

ед к

отло

мР к

rкП

а2,

72,

73.

авле

ние в

озду

ха п

еред

горе

лкам

иР г

rкП

а1,

01,

62,

01,

01,

31,

72,

03.

одер

жан

ие к

исло

рода

за к

отло

мО

2 %

6,90

6,40

6,20

5,0

4,90

4,60

4,20

3.4

Коэ

фф

ицие

нт и

збы

тка в

озду

ха за

кот

лом

–1,

441,

401,

371,

281,

271,

251,

22 4

. Газ

овы

й тр

акт

4.1

Разр

ежен

ие в

верх

у то

пки

S тП

а–

30–

304.

2Те

мпер

атур

а ухо

дящ

их га

зов

t ух°C

8188

9492

9810

511

4 5

. Эко

номи

ческ

ие и

эко

логи

ческ

ие п

оказ

ател

и5.

отер

и те

пла с

ухо

дящ

ими

газа

миQ

2 %

4,38

4,64

4,90

4,50

4,76

5,04

5,38

5.2

КП

Д б

рутт

о ко

тла

h кбр

%94

,06

94,1

494

,07

94,4

594

,32

94,1

393

,90

Page 227: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

225

Приложениякглаве6

п/п

Наи

мено

вани

е вел

ичин

Обо

зн.

Ед. и

зм.

Тепл

опро

изво

дите

льно

сть

котл

а, Г

кал/

ч32

4148

4854

6070

5.3

Сод

ерж

ание

х в д

ымо

вых

газа

х, п

ри

a=

1,4

NO

xпрмг

/м 3

9499

105

128

133

137

145

5.4

Удел

ьны

й ра

сход

усл

овно

го то

плив

а на в

ы-

рабо

тку

1 Гк

ал те

плот

ыb у

кг у

. т./

Гкал

151,

8815

1,75

151,

8615

1,26

151,

4615

1,77

152,

13

При

меча

ния:

1. Р

ежим

ная

карт

а со

став

лена

по

сост

ояни

ю о

бору

дова

ния

на 1

9.03

2013

г. 2

. Топ

ливо

— п

риро

дны

й га

з Q

н р = 7

973

ккал

/м 3 ; t

г = 3

°C; t

хв =

19 °C

.

Табл

ица

П. 6

.16

Реж

имна

я ка

рта

рабо

ты в

одог

рейн

ого

котл

а К

ВГМ

-100

ст.

№ 1

0 О

АО «

Ура

лхим

маш

» пр

и ра

боте

на

прир

одно

м га

зе

п/п

Наи

мено

вани

е вел

ичин

Обо

зн.

Ед. и

зм.

Тепл

опро

изво

дите

льно

сть

котл

а, Г

кал/

ч32

4148

4854

6070

1. В

одян

ой т

ракт

1.1

Расх

од с

етев

ой в

оды

т/ч

1270

1.2

Дав

лени

е сет

евой

вод

ы н

а вхо

де в

кот

елР в

хМ

Па

0,99

1.3

Дав

лени

е сет

евой

вод

ы н

а вы

ходе

из к

отла

Р вы

хМ

Па

0,68

1.4

Темп

ерат

ура с

етев

ой в

оды

на в

ходе

в к

отел

t вх°C

70

1.5

Темп

ерат

ура с

етев

ой в

оды

на в

ыхо

де

из к

отла

t вых

°C97

104

109

109

116

121

129

1.6

Наг

рев

сете

вой

воды

в к

отле

Dtсв

°C27

3439

3946

5159

2. Т

опли

вны

й тр

акт

2.1

Расх

од п

риро

дног

о га

за н

а кот

елВ г

м 3 /ч45

6057

8067

8067

8078

3088

3010

150

2.2

Кол

ичес

тво

рабо

таю

щих

горе

лок

h гор

шт.

23

2.3

Дав

лени

е газ

а пер

ед к

отло

мР к

rкП

а42

,742

,542

,042

,041

,841

,641

,32.

авле

ние г

аза п

еред

горе

лкам

иР г

rкП

а10

,216

,222

,210

,013

.417

,022

,0

Око

нчан

ие т

абл.

П. 6

.15

Page 228: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

226

Приложение

Око

нчан

ие т

абл.

П. 6

.16

п/п

Наи

мено

вани

е вел

ичин

Обо

зн.

Ед. и

зм.

Тепл

опро

изво

дите

льно

сть

котл

а, Г

кал/

ч32

4148

4854

6070

3. В

озду

шны

й тр

акт

3.1

Дав

лени

е воз

духа

пер

ед к

отло

мР к

rкП

а2,

52,

53.

авле

ние в

озду

ха п

еред

горе

лкам

иР г

rкП

а1,

31,

82,

21,

21,

61,

92,

23.

одер

жан

ие к

исло

рода

за к

отло

мО

2 %

6,8

6,2

5,8

3,7

3,4

3,2

3,0

3.4

Коэ

фф

ицие

нт и

збы

тка в

озду

ха за

кот

лом

–1,

431,

371,

341,

191,

171,

161,

15 4

. Газ

овы

й тр

акт

4.1

Разр

ежен

ие в

верх

у то

пки

S тП

а–

30–

304.

2Те

мпер

атур

а ухо

дящ

их га

зов

t ух°C

8390

9596

101

108

116

5. Э

коно

миче

ские

и э

коло

гиче

ские

пок

азат

ели

5.1

Пот

ери

тепл

а с у

ходя

щим

и га

зами

Q2

%3,

633,

874,

063,

663,

844,

124,

475.

ПД

бру

тто

котл

аh к

бр %

94,9

094

,97

94,9

495

,34

95,3

095

,11

94,8

6

5.3

Сод

ерж

ание

х в д

ымо

вых

газа

х пр

и a

=1,

4N

Oxпр

мг/м

391

9610

013

714

014

315

0

5.4

Удел

ьны

й ра

сход

усл

овно

го то

плив

а на в

ы-

рабо

тку

1 Гк

ал те

плот

ыb у

кг у

. т./

Гкал

150,

5315

0,42

150,

4714

9,83

149,

9115

0,20

150,

50

При

меча

ния:

1. Р

ежим

ная

карт

а со

став

лена

по

сост

ояни

ю о

бору

дова

ния

на 2

0.03

2013

г. 2

. Топ

ливо

— п

риро

дны

й га

з Q

нр = 7

973

ккал

/м 3 ; t

г = –

1 °C

; tхв

= 2

2 °C

.

Page 229: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

227

Приложениякглаве6

Табл

ица

П. 6

.17

Реж

имна

я ка

рта

рабо

ты п

аров

ого

котл

а ГМ

-50–

14/2

50 с

т. №

4 в

кот

ельн

ой О

АО «

Ура

лхим

маш

», г.

Ека

тери

нбур

г,

при

рабо

те н

а пр

ирод

ном

газе

п/п

Пар

амет

рыЕд

. изм

.Зн

ачен

ие в

елич

ин

ароп

роиз

води

тель

ност

ь ко

тла (

по п

рибо

ру)

т/ч

1522

2128

3543

олич

еств

о ра

бота

ющ

их го

рело

кш

т.2

43

Дав

лени

е газ

а пер

ед к

отло

мкП

а43

,443

42,8

42,5

41,9

404

Дав

лени

е газ

а пер

ед го

релк

ами

кПа

4,7

11,4

2,6

4,7

6,9

11,4

5Ра

сход

при

родн

ого

газа

по

приб

ору

нм 3 /ч

1250

1850

1802

2380

3000

3600

авле

ние в

озду

ха п

осле

вен

тиля

тора

кПа

2,3

2,3

2,3

2,3

2,3

2,5

авле

ние в

озду

ха п

еред

горе

лкам

икП

а0,

631.

%8

0,38

0,63

0.9

71,

588

Темп

ерат

ура в

озду

ха п

осле

в/п

одог

рева

теля

°C14

314

515

316

017

018

59

Дав

лени

е пер

егре

того

пар

а М

Па

1,0–

1,05

10Д

авле

ние п

ара в

бар

абан

еМ

Па

1,08

–1,

1511

Темп

ерат

ура п

ерег

рето

го п

ара

°C19

5–22

012

Темп

ерат

ура п

итат

ельн

ой в

оды

°C10

2–10

313

Разр

ежен

ие в

топк

еП

а2,

0–2,

5

14Те

мпер

атур

а ухо

дящ

их га

зов

(пос

ле в

одян

ого

экон

омай

зера

)°C

107

109

109

112

117

125

15С

оста

в пр

одук

тов

сгор

ания

пос

ле э

коно

майз

ера

(ухо

дящ

ие га

зы)

%6,

25,

95,

55,

14.

03,

4 %

00

0сл

едсл

едсл

ед %

8,2

8,4

8,6

8,8

9,4

9,8

16К

оэф

фиц

иент

изб

ытк

а воз

духа

пос

ле в

одян

ого

экон

омай

зера

–1,

441,

41,

371,

311,

251,

2

17К

ПД

кот

ла б

рутт

о %

91

,69

92,8

691

,81

93,3

793

,72

93,7

518

Удел

ьны

й ра

сход

усл

овно

го то

плив

акг

у.т./

Гкал

155,

715

3,8

153,

915

2,4

152,

315

2,3

Page 230: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

228

Приложение

Табл

ица

П. 6

.18

Реж

имна

я ка

рта

рабо

ты п

аров

ого

котл

а 50

-14/

250

ст. №

6 О

АО «

Ура

лхим

маш

» пр

и сж

иган

ии п

риро

дног

о га

за

№ п/п

Наи

мено

вани

е вел

ичин

Обо

-зн

аче-

ние

Ед. и

зм.

Наг

рузк

а кот

ла в

% о

т Dно

м

1322

2936

2939

6126

4458

3753

7588

Топл

иво:

При

родн

ый

газ

олич

еств

о ра

бота

ющ

их

горе

лок

т.2

22

23

33

33

34

44

4

омер

а раб

отаю

щих

го

рело

к№

1,3

1,3

1,3

1,3

1.2,

31.

2,3

1.2,

31,

3,4

1,3,

41,

3,4

1.2,

3,4

1.2,

3,4

1.2,

3,4

1.2,

3,4

авле

ние г

аза д

о П

РЗР′

кПа

44,2

43,7

43,7

43,7

44,0

43,9

42.8

43,9

43,5

42,9

43,8

43,1

42,3

41,7

авле

ние г

аза п

осле

ПРЗ

Р″кП

а43

,943

,743

,743

,743

,743

,742

,343

,843

,242

,743

,542

,941

,741

,3

авле

ние г

аза п

еред

го-

релк

ами

Р гкП

а 1

,73,

04,

57,

01,

72,

77,

01,

74,

27,

11,

83,

16,

57,

2

6Ра

сход

при

родн

ого

газа

по

при

бору

В пр

м 3 /ч55

571

088

511

1889

810

9918

1980

712

7416

5811

6015

7922

7324

13

7Ра

сход

газа

при

веде

н-ны

й к

н. у.

В н.у

нм 3 /ч

798

1050

1314

1649

1320

1622

2667

1200

1895

2461

1712

2328

3344

3537

8Ра

сход

газа

по

обра

тно-

му б

алан

суВ б

нм 3 /ч

560

998

1200

1474

1204

1556

2432

1077

1788

2394

1528

2154

3040

3532

Пар

и в

ода

авле

ние п

ара в

бар

а-ба

не к

отла

Р бМ

Па

0,98

21,

050

1,07

31,

070

1,04

01,

020

1,12

20,

984

1,03

51,

078

1,06

01,

089

1,20

71,

141

10Д

авле

ние п

ара

в вы

ход-

ном

колл

екто

реР п

пМ

Па

0,93

31,

007

1,03

41,

040

1,00

30,

995

1,09

40,

978

1,00

11,

013

1,03

51,

060

1,14

51,

047

11Те

мпер

атур

а па

раt пп

°C18

5,5

187,

619

0,3

198,

819

6,4

199,

022

0.4

185,

720

4,5

215,

320

2,1

212,

622

7,6

226,

2

12Те

мпер

атур

а пи

тате

ль-

ной

воды

до

экон

омай

-зе

раt пв

°C10

1,0

101,

010

1,0

101,

010

1,0

101,

010

1,0

101,

010

1,0

101,

010

2,0

102,

010

1,0

101,

0

13Д

авле

ние п

итат

ельн

ой

воды

Р пв

МП

а2,

502,

572,

622.

652,

464

2,62

32,

446

2,44

32,

504

2,40

42,

445

2,43

52,

332

2,18

2

14Те

мпер

атур

а во

ды п

осле

эк

оном

айзе

раt э

°C10

2,2

107,

210

7,5

107,

910

9,2

110,

011

0,7

102,

311

0,4

115,

510

7,5

114,

511

9,1

119,

8

Page 231: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

229

Приложениякглаве6

№ п/п

Наи

мено

вани

е вел

ичин

Обо

-зн

аче-

ние

Ед. и

зм.

Наг

рузк

а кот

ла в

% о

т Dно

м

1322

2936

2939

6126

4458

3753

7588

15П

ароп

роиз

води

тель

ност

ь ко

тла п

о пр

ибор

уD

т/ч

6,7

11,2

14,3

17,9

14,6

19,3

30

,713

,022

,229

,218

,626

,437

,643

,9

16Ра

сход

вод

ы н

а не

пре-

рывн

ую п

роду

вку

Gпр

т/ч

0.7

9,5

7,9

6,5

4,6

5,4

1,1

6,2

5,6

9,0

7,2

7,5

6,2

6,5

17Ра

сход

пит

ател

ьной

вод

ыG

пвт/

ч7,

420

,722

,224

,419

,224

,731

,819

,227

,838

,225

,833

,943

,850

,4В

озду

х

18Те

мпер

атур

а хол

одно

го

возд

уха

t х.в

°C15

1413

1614

1715

1518

1717

1616

17

19Те

мпер

атур

а во

здух

а пе

-ре

д го

релк

ойt г

°C13

014

414

514

713

713

814

513

915

817

214

315

017

017

1

20Д

авле

ние в

озду

ха п

осле

ве

нтил

ятор

аР в

кПа

2,34

2,45

2,32

2,30

2,28

2,31

2,23

2,28

2,31

2,31

2,28

2,30

2,17

2,09

21Д

авле

ние в

озду

ха п

еред

го

релк

ойР г

кПа

0,24

0,30

0,45

0,76

0,25

0,28

1,28

0,25

0,70

1,25

0,24

0,54

1,21

1,32

22Ра

зреж

ение

в то

пке к

от-

лаDР

Па

25–

30

Ды

мовы

е га

зыП

оказ

ания

шта

тног

о ки

с-ло

родо

мера

О2

%10

6,9

5,1

4,4

6,7

4,2

3,3

4,5

4,1

3,8

3,2

2,7

2,3

2

23С

оста

в ух

одящ

их га

зов

за э

коно

майз

ером

:дв

уоки

сь у

глер

ода

СО

2 %

4,8

6,2

77,

76.

27,

27,

37

7,5

7,4

7,8

7,6

7,9

8,1

кисл

ород

О2

%12

,49,

98,

67,

29,

98,

18

8,6

7,7

7,9

7,1

76,

96,

6ок

ись

угле

рода

СО

%0

00

0,00

090

00

00

00,

0019

00

0,00

03су

мма о

ксид

ов аз

ота

2pp

m29

3435

3442

4739

3437

4045

4848

48

24К

оэф

фиц

иент

изб

ытк

а во

здух

а за В

ЗПa

взп

2,30

1,80

1,62

1,47

1,80

1,57

1,55

1,62

1,52

1,54

1,46

1,45

1,44

1,41

25Те

мпер

атур

а ух

одящ

их

газо

в за

ВЗП

t ух

°C10

6,8

123,

314

014

9,8

151,

415

2,6

187,

513

4,8

152,

717

1,4

153,

417

0,9

199

201,

8

26С

оста

в ух

одящ

их га

зов

за э

коно

майз

ером

:дв

уоки

сь у

глер

ода

СО

2 %

5,2

6,6

8,6

7,3

6,8

7,9

8,1

7,9

8,3

8,2

8,6

8,3

8,9

9,1

кисл

ород

О2

%11

,79,

17

6,9

96,

76,

57

6,6

6,4

6,24

6,1

5,1

4,8

Про

долж

ение

таб

л. П

. 6.1

8

Page 232: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

230

Приложение

№ п/п

Наи

мено

вани

е вел

ичин

Обо

-зн

аче-

ние

Ед. и

зм.

Наг

рузк

а кот

ла в

% о

т Dно

м

1322

2936

2939

6126

4458

3753

7588

окис

ь уг

леро

даС

О %

00

00,

0002

00

00

00

0,00

180

00

сумм

а окс

идов

азот

аN

О2

ppm

3136

3738

4647

4938

4245

4850

5253

27К

оэф

фиц

иент

изб

ыт-

ка в

озду

ха за

эко

нома

й-зе

ром

–2,

131,

691,

451,

441,

681,

421,

401,

451,

411,

391,

381,

371,

291,

27

28Те

мпер

атур

а ух

одящ

их

газо

в за

эко

нома

йзер

омt э

к°C

104,

110

510

610

7,6

106,

510

6,6

116,

710

3,2

108,

411

410

6,6

110,

511

9,3

120,

6

Тепл

овой

бал

анс

и эк

оно-

миче

ские

пок

азат

ели

29С

умма

рны

е пот

ери

тепл

аS q

%13

,89

9,98

8,05

8,01

9,05

7,17

5,59

8,42

6,91

6,83

7,18

7,00

6,50

6,28

30К

ПД

бру

тто

h %

86,1

190

,02

91,9

591

,99

90,9

592

,83

92,9

491

,58

93,0

993

,17

92,8

293

,00

93,5

093

,72

31Уд

ельн

ый

расх

од н

а-ту

раль

ного

топл

ива

на Г

кал

bнм

3 /Гка

л14

8,16

157,

8014

8,36

144,

1914

4,74

141,

0113

5,92

146,

9514

0,06

141,

1414

3,34

140,

9513

7,88

137,1

1

32Уд

ельн

ый

расх

од у

слов

-но

го то

плив

а на

Гка

лb у

кг

у. т.

/Гка

л16

8,48

169,

7216

8,70

163,

9716

4,59

160,

3515

4,56

167,

1015

9,27

160,

5016

2,99

100,

2815

6,79

155,

91

Око

нчан

ие т

абл.

П. 6

.18

Page 233: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

Учебное издание

Мунц Владимир АлександровичМунц Юлия Георгиевна

ЭНЕРГОСБЕРЕжЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПлОВОй ЭНЕРГИИ

И АНАлИЗ ЕГО ЭКОНОМИЧЕСКОй ЭФФЕКТИВНОСТИ

Редактор Н. П. КубыщенкоВерстка О. П. Игнатьевой

Подписано в печать 11.10.2018. Формат 70×100/16.Бумага офсетная. Цифровая печать. Усл. печ. л. 18,7.

Уч.-изд. л. 12,5. Тираж 40 экз. Заказ 207

Page 234: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

Издательство Уральского университета Редакционно-издательский отдел ИПЦ УрФУ

620049, Екатеринбург, ул. С. Ковалевской, 5Тел.: +7 (343) 375-48-25, 375-46-85, 374-19-41

E-mail: [email protected]

Отпечатано в Издательско-полиграфическом центре УрФУ620083, Екатеринбург, ул. Тургенева, 4

Тел.: +7 (343) 358-93-06, 350-58-20, 350-90-13 Факс: +7 (343) 358-93-06

http://print.urfu.ru

Page 235: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ
Page 236: elar.urfu.ruelar.urfu.ru/bitstream/10995/65217/3/978-5-7996-2477-4_2018.pdf · В. А. МУНЦ Ю. Г. МУНЦ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ

В. А. МУНЦЮ. Г. МУНЦ

ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ И АНАЛИЗ ЕГО ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ

ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОИЗВОД

СТВЕ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИИ АНАЛИЗ ЕГО ЭКОНОМ

ИЧЕСКОЙ ЭФФ

ЕКТИВНОСТИ

Учебное пособие

В. А. МУНЦ

Ю. Г. М

УНЦ

МУНЦ ВЛАДИМИР АЛЕКСАНДРОВИЧпрофессор, доктор технических наук, заведующий кафедрой «Теплоэнер-гетика и теплотехника» УрФУ, Почетный работник высшей школы. Область научных интересов: сжигание твердых топлив и горючих отходов в кипящем и циркулирующем кипящем слое, глубокое охлаждение продуктов сгорания. Опубликовано более 250 печатных работ.

МУНЦ ЮЛИЯ ГЕОРГИЕВНАкандидат технических наук, доцент кафедры «Системы управления энергети-кой и промышленными предприятиями» УрФУ, финансовый директор строи-тельной компании, сертифицированный аналитик инвестиционных проектов (сертификат ООО «Альт-инвест» уровня PAS'А), область научных исследова-ний — анализ эффективности инвестиционных проектов в энергетике, эко-номика энергетики и энергосбережения.

9 7 8 5 7 9 9 6 2 4 7 7 4

ISBN 579962477 - 7