Расчёт котельной

В раздельной схеме технологические нагрузки района обеспечиваются паровыми котлами, а отопительные - водогрейными, устанавливаемыми в непосредственной близости от потребителей тепла на районных котельных. Исходя из сопоставимости вариантов, районная котельная должна обеспечивать тот же отпуск тепла, что и ТЭЦ.

Определим количество паровых котлов:

Z=Qчтх/Q^Нчпк

Выбираем паровые котлы типа Е-100-24 производительностью 100 т/ч.

Номинальная часовая производительность парового котла:

Q^Нчпк= D·Δi=100 т/ч×0,61 Гкал/т = 61 Гкал/ч.

Количество паровых котлов:

Z= 122/61 = 2.

Количество водогрейных котлов:

l =Qчтф/Qчнвк;

где:Qчнвк = 180 Гкал/ч - номинальная часовая производительность водогрейного котла:

l = 2560/180 = 14,22;

Выбираем 15 водогрейных котлов типа КВТК-180 производительностью 180 Гкал/ч.

Постоянные годовые издержки котельной:

Икотпост=1,3·(1,1·Kкот·Pам/100+kштQчкотЗсг),

где: Зсг=6000$ -среднегодовая з/п с начислениями,

Рам =6,5 % - норма амортизационных отчислений для котельных,

k_шт=0,12 чел/Гкал/ч - штатный коэффициент котельной,

Qчкот - суммарная теплопроизводительность котельной:

Qчкот = 2×61 + 15·180 = 2822 Гкал/ч.

Удельные капиталовложения в котельную k=800 $/(Мкал/ч).

Полные капиталовложения в котельную:

К_кот=800∙2822∙10³=2257,6 млн.$

Икотпост=1,3(1,1×2257,6×10⁶×6,5/100 + 0,12×2822×6000)=212,5×10⁶ $.

Годовой расход топлива на котельную:

Bкот=(1-0,02)[Qтх/(ηпкKп)+Qтф/(ηвкKп)],

где: ηпк=0,9; ηвк=0,88 - КПД паровых и водогрейных котлов;

0,02 - коэффициент, учитывающий снижение потерь в теплопроводах по сравнению с вариантом ТЭЦ.

K_П – коэффициент перевода, K_П = 7 Гкал/т у.т.

Bкот=(1-0,02)(2×61×4800/(0,9×7) + 15×180×5600 /(0,88×7))= 2496547,9 т у.т.

Икотпер=B_кот·Цт=2,496548.106.280 =699033440 $.

Расчет затрат раздельной схемы

Доля капиталовложений в КЭС, которая учитывается при сравнении схем, определяется пропорционально ТЭЦ:

Kкэс=K^*кэс(Nтэц/Nкэс)β,

где: b=1,05 – коэфф., учит. различие схем э/снабжения (с.н., потери в сетях).

Kкэс=1540×10⁶×(1400/1400)×1,05=1617×10⁶ $.

Доля условно-постоянных эксплуатационных затрат КЭС:

Икэспост=И*кэспостαNтэц/Nкэс,

где: a=1,04-коэффициент, учитывающий различие схем энергоснабжения.

Икэспост =104,7×10⁶×1,04×(1400/1400) = 108,9×10⁶$.

Доля условно-переменных издержек:

Икэспер=И’кэсперαЭтэц/Экэс =200686035×1,04·7516800/7714000=203377943,9$.

Капиталовложения в раздельную схему:

Kр=Kкэс+Kкот+Kртс+Kрлэп.

Kртс=kтсlтс=1·10⁶×10км=10.106$.

Kрлэп=kлэпlлэп=0,76·10⁶×150км=114.106$.

Kр=1617.106+2257,6.106+10.106+114.106=3998,6.106$.

Годовые условно-переменные издержки раздельной схемы:

Ирпер=Икэспер+BкотЦт=203,4.106+2,5.106.280=903,4.106$.

Приведенные затраты в раздельную схему:

Зр=EнKр+Икэспост+Икотпост+Ирпер+Иртс+Ирлэп,

где: Иртс=0,075Kртс=0,075.10.106=0,75.106$,

Ирлэп=0,034Kрлэп=0,034.114.106=3,876.106$.

Тогда: Зр = EнKр + Икэспост + Икотпост + Ирпер + Иртс + Ирлэп=

=0,12×3998,6×10⁶+108,9×10⁶+212,5×10⁶+903,4×10⁶+0,75×10⁶+3,876×10⁶=1709,3×10⁶$.

Так, как З_ТЭЦ< Зр, то предпочтительнее строительство ТЭЦ.

Технико-экономические показатели