Расход топлива т у т – V. Расчет нормативов удельного расхода топлива на отпущенную отопительными (производственно-отопительными) котельными тепловую энергию ПРИКАЗ Минэнерго РФ от 30.12.2008 N 323 “ОБ ОРГАНИЗАЦИИ В МИНИСТЕРСТВЕ ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ РАБОТЫ ПО УТВЕРЖДЕНИЮ НОРМАТИВОВ УДЕЛЬНОГО РАСХОДА ТОПЛИВА НА ОТПУЩЕННУЮ ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ И ТЕПЛОВУЮ ЭНЕРГИЮ ОТ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ И КОТЕЛЬНЫХ”

Содержание

Таблица перевода натурального топлива в условное

Уголь по бассейнам и месторождениям
Алтайский уголь, тонна0,782
Башкирский уголь, тонна0,565
Воркутинский уголь, тонна0,822
Грузинский уголь, тонна0,589
Донецкий уголь, тонна0,876
Интинский уголь, тонна0,649
Казахский уголь, тонна0,674
Камчатский уголь, тонна0,323
Канско-Ачинский уголь, тонна0,516
Карагандинский уголь, тонна0,726
Кизеловский уголь, тонна0,684
Киргизский уголь, тонна0,570
Кузнецкий уголь, тонна0,867
Львовско-Волынский уголь, тонна0,764
Магаданский уголь, тонна0,701
Подмосковный уголь, тонна0,335
Приморский уголь, тонна0,506
Сахалинский уголь, тонна0,729
Свердловский уголь, тонна0,585
Силезский уголь, тонна0,800
Ставропольский уголь, тонна0,669
Таджикский уголь, тонна0,553
Тувинский уголь, тонна0,906
Тунгусский уголь, тонна0,754
Узбекский уголь, тонна0,530
Украинский бурый уголь, тонна0,398
Хакасский уголь, тонна0,727
Челябинский уголь, тонна0,552
Читинский уголь, тонна0,483
Экибастузский уголь, тонна0,628
Якутский уголь, тонна0,751
Древесный уголь, складской м³0,93
Эстонские сланцы, тонна0,324
Ленинградские сланцы, тонна0,300
Торф
Фрезерный торф (при условной влажности 40%), тонна0,34
Кусковой торф (при условной влажности 33%), тонна0,41
Торфяная крошка (при условной влажности 40%), тонна0,37
Кокс металлургический сухой 25 мм и выше, тонна0,99
Коксик 10-25 мм в пересчете на сухой вес, тонна0,93
Коксовая мелочь < 10 мм в пересчете на сухой вес, тонна0,90
Брикеты топливные (при условной влажности 16%), тонна0,60
Газ
Газ нефтепереработки сухой, тонна1,50
Газ горючий природный, тыс. м³1,15
Газ горючий попутный, тыс. м³1,3
Газ сжиженный, тонна1,57
Мазут
Мазут топочный, тонна1,37
Мазут флотский, тонна1,43
Нефть, включая газовый конденсат, тонна1,43
Отработанные масла, тонна1,30
Топливо для тихоходных дизелей (моторное), тонна1,43
Топливо дизельное, тонна1,45
Топливо печное бытовое, тонна1,45
Бензин автомобильный, тонна1,49
Бензин авиационный, тонна1,49
Керосин для технических целей (тракторный), тонна1,47
Керосин осветительный, тонна1,47
Топливо для реактивных двигателей (керосин авиационный), тонна1,47
Дрова
Дрова для отопления, плотный м³0,266
Древесные обрезки, стружки, опилки, тонна0,36
Древесные опилки, складской м³0,11
Сучья, хвоя, щепа, складской м³0,05
Пни, складской м³0,12
Бревна разобранных старых зданий, пришедшие в негодность шпалы, столбы связи, рудничная стойка, плотный м³0,266
Кора, тонна0,42
Отходы сельскохозяйственного производства, тонна0,50

www.kotel-modul.ru

154,6 Кг у.Т./Гкал.

Нагрузка котла

Индивидуальная норма расхода условного топлива кг у.т./Гкал

%

Гкал/ч

100

30

156,6

70

21

154,6

Рис.1. Нормативная характеристика котла ТВГМ-30 (топливо – природный газ)

Для котлов ДКВР-10-13 при производительности котла Гкал/ч индивидуальная норма расхода топлива (мазут) определяется по рис.2:

кг у.т./Гкал.

Нагрузка котла

Индивидуальная норма расхода условного топлива кг у.т./Гкал

%

Гкал/ч

100

6,5

165,5

70

4,6

162,7

Нагрузка котла

Индивидуальная норма расхода условного топлива кг у.т./Гкал

%

Гкал/ч

100

6,5

162

80

5,2

160,8

Рис.2. Нормативная характеристика котла ДКВР-10-13: газ(а), мазут(б)

Средневзвешенная норма расхода условного топлива на производство тепловой энергии котельной в I квартале определяется по формуле (7):

кг у.т./Гкал

Расход теплоты на собственные нужды котельной принимаем 4%.

Групповая норма расхода топлива на выработку тепловой энергии в I квартале определяется по формуле:

кг у.т./Гкал.

Аналогично определяются групповые нормы для II, III, IV кварталов на выработку тепловой энергии с учетом количества работающих котлов и часов их работы на соответствующих видах топлива. При этом следует учитывать, что доля расхода тепловой энергии на собственные нужды может изменяться по кварталам в зависимости от используемого топлива и номенклатуры затрат тепловой энергии на собственные нужды. Результаты расчетов сведены в таблицу 2.

Результаты расчета годовой групповой нормы расхода топлива (по кварталам)

Таблица 2

Показатели

Квартал

I

II

III

IV

Средневзвешенная норма расхода топлива на выработку тепловой энергии Hбр, кг у.т/Гкал

155,5

155,7

162,4

154,8

Групповая норма расхода топлива на отпуск тепловой энергии H, кг у.т/Гкал

162

161,9

168,5

161,3

Теплоэнергия, выработанная котельной по кварталам Qбр, Гкал

158,544

40917,6

7286

116539,2

Годовая групповая норма расхода топлива на отпуск тепловой энергии котельной определяется как средневзвешенная квартальных норм:

2. Рассчитать групповые нормы расхода топлива на планируемый год областного государственного унитарного предприятия с использованием плановых и отчетных данных о работе теплоэнергетического оборудования.

Исходные (справочные) данные и расчеты приведены в формах 1 и 2.

Определяется средневзвешенная норма расхода в отчетном году по формуле (8) и форме 1 на 2001 г.:

кг у.т./Гкал.

Определяется суммарный нормативный коэффициент в отчетном году по формуле (11):

Определяется средневзвешенная норма расхода топлива на производство тепловой энергии в планируемом году (форма 1 на 2003 г.), исходя из индивидуальных норм, номинальной производительности и планируемому числу часов работы всех котлов каждого типа:

ФОРМА 1*

________________

* Форма 1 заполняется для отчетного, текущего и планируемого годов

studfiles.net

Справочник коэффициентов для пересчета в тонны условного топлива (т у.т.)

10.12.2018. Регистрация энергопаспортов в Минэнерго России

В адрес СРО НП «МАЭ» поступило Письмо № 04-2186 от 07 декабря 2018 года о регистрации энергетических паспортов в МИНИСТЕРСТВЕ ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ.

Департамент проектного управления и обеспечения деятельности Министерства Минэнерго России в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 25 января 2011 г. № 19 «Об утверждении Положения о требованиях, предъявляемых к сбору, обработке, систематизации, анализу и использованию данных энергетических паспортов, составленных по результатам обязательных и добровольных энергетических обследований» рассмотрел направленные саморегулируемой организацией Некоммерческое партнерство «Межрегиональный Альянс Энергоаудиторов» (регистрационный номер в государственном реестре саморегулируемых организаций в области энергетического обследования СРО-Э-150) копии энергетических паспортов, составленных по результатам обязательного энергетического обследования (копию энергетического паспорта), и сообщает о регистрации согласно приложению № 1.

Приложение: на 2 л. в 1 экз.

Подробнее…

07.12.2018. Семинар по энергоэффективности и наилучшим доступным технологиям в промышленности прошел в Екатеринбурге

Представители регуляторов, промышленных предприятий и эксперты встретились на одной площадке, чтобы обсудить вопросы перехода к новому экологическому регулированию на основе наилучших доступных технологий, а также связанные с этим программы повышения энергетической эффективности предприятий.

Чаще мы видим отголоски этой деятельности в прессе, в основном в ключе, как промышленность через объединения и союзы противодействует подобным государственным инициативам. Тем ценнее было собраться за одним круглым столом и честно проговорить с обеих сторон опасения, сомнения, волнующие вопросы.

Подробнее…

07.12.2018. Достоверный и повсеместный учет как основа цифровизации

По мере развития сети Интернет и совершенствования общедомовых узлов учета энергоресурсов возможности их диспетчеризации становятся по-настоящему безграничными.

Современные системы диспетчеризации могут одновременно контролировать работу десятков тысяч устройств в разных регионах страны, дистанционно опрашивать их в режиме реального времени, анализировать полученные данные, составлять отчеты для РСО и управляющих компаний, а также вести реестр поверок и работ по узлам учета, рассылая распоряжения ремонтным и обслуживающим подразделениям. Но потенциальные возможности систем намного шире.

Подробнее…

07.12.2018. Экологи предложили ввести в России господдержку для “зеленых” технологий в строительстве

По мнению соучредителя Совета по экологическому строительству в России Гая Имза, внедрение такого опыта поможет улучшить качество жизни, в частности, в арктических регионах.

Экологи и застройщики предлагают ввести меры государственной поддержки для внедрения “зеленых” технологий в строительстве. Об этом сообщил в четверг журналистам соучредитель Совета по экологическому строительству в России Гай Имз на международном форуме и выставке высотного и уникального строительства 100+ Forum Russia в Екатеринбурге.

Подробнее…

07.12.2018. Минстрой начал отбор проектов для системы «Умный город»

От ЖКХ до общественных пространств, от транспорта до систем безопасности.

Минстрой начал отбор проектов для системы «Умный город». В стандарт «смарт-сити» войдут технологии распознавания лиц. Искусственный интеллект поможет упростить пропускную систему в школах, дистанционно оплачивать проезд, анализировать состояние дорог и зданий.

Подробнее…

05.12.2018. В Общественной палате РФ состоится VII Всероссийское совещание «Развитие общественного контроля в сфере ЖКХ в Российской Федерации»

7 декабря 2018 года в Общественной палате РФ (город Москва, Миусская площадь, д.7, стр.1) состоится VII Всероссийское совещание «Развитие общественного контроля в сфере ЖКХ в Российской Федерации».

Организаторами мероприятия выступают Комиссия Общественной палаты РФ по территориальному развитию и местному самоуправлению совместно с некоммерческим партнерством «Национальный центр общественного контроля в сфере жилищно-коммунального хозяйства «ЖКХ Контроль».

Модератор — заместитель председателя Комиссии Общественной палаты РФ по территориальному развитию и местному самоуправлению, исполнительный директор НП «ЖКХ Контроль» Светлана Разворотнева.

Подробнее…

sro150.ru

Удельный расход топлива на выработку тепловой энергии на ТЭЦ

К.т.н. А.М. Кузнецов, Московский энергетический институт (ТУ)

Удельный расход условного топлива на производство и отпуск тепловой энергии от ТЭЦ для теплоснабжения потребителей является важным показателем работы ТЭЦ.

В известных всем энергетикам учебниках [1, 2] ранее предлагался физический метод разделения расхода топлива на выработку тепла и электроэнергии на ТЭЦ. Так, например, в учебнике Е.Я. Соколова «Теплофикация и тепловые сети» приведена формула расчета удельного расхода топлива на выработку теплоты на ТЭЦ:

bт=143/ηк.с.=143/0,9=159 кг/Гкал, где 143 – количество условного топлива, кг при сжигании которого выделяется 1 Гкал тепловой энергии; ηк.с – КПД котельной электростанции с учетом потерь тепла в паропроводах между котельной и машинным залом (принято значение 0,9). А в учебнике В.Я. Рыжкина «Тепловые электрические станции» в примере расчета тепловой схемы турбоустановки Т-250-240 определено, что удельный расход топлива на выработку тепловой энергии составляет 162,5 кг у.т./Гкал.

За рубежом этот метод не применяется, а в нашей стране начиная с 1996 г в РАО «ЕЭС России» стал применяться другой, более совершенный – пропорциональный метод ОРГРЭС. Но и этот метод также дает значительное завышение расхода топлива на выработку тепла на ТЭЦ [3].

Наиболее правильный расчет затрат топлива на выработку тепла на ТЭЦ дает метод КПД отборов, более подробно представленный в статье [4]. Расчеты, проведенные на основе этого метода, показывают, что расход топлива на выработку тепловой энергии на ТЭЦ с турбинами Т-250-240 составляет 60 кг/Гкал [5], а на ТЭЦ с турбинами Т-110/120-12,8-5М – 40,7 кг/Гкал [6].

Рассмотрим метод КПД отборов на примере ПГУ ТЭЦ с паровой турбиной Т-58/77-6,7 [7]. Основные показатели работы такой турбины представлены в таблице, из которой видно, что ее среднезимний режим работы – теплофикационный, а летний – конденсационный. В верхней части таблицы в обоих режимах все параметры одинаковые. Отличие проявляется только в отборах. Это позволяет с уверенностью выполнить расчет расхода топлива в теплофикационном режиме.

Паровая турбина Т-58/77-6,7 предназначена для работы в составе двухконтурной ПГУ-230 на ТЭЦ в районе Молжаниново г. Москвы. Тепловая нагрузка – Qr=586 ГДж/ч (162,8 МВт или 140 Гкал/ч). Изменение электрической мощности турбоустановки при переходе от теплофикационного режима к конденсационному составляет:

N=77,1-58,2=18,9 МВт.

КПД отбора рассчитывается по следующей формуле:

ηт=N/Qr=18,9/162,8=0,116.

При той же тепловой нагрузке (586 ГДж/ч), но при раздельной выработке тепловой энергии в районной отопительной котельной расход топлива составит:

BK=34,1 .Q/ηр к =34,1.586/0,9= =22203 кг/ч (158,6 кг/Гкал), где 34,1 – количество условного топлива, кг, при сжигании которого выделяется 1 ГДж тепловой энергии; ηрк. – КПД районной котельной при раздельной выработке энергии (принято значение 0,9).

Расход топлива в энергосистеме на выработку тепла на ТЭЦ с учетом КПД отбора:

где ηкс. – КПД котельной замещающей КЭС; ηо – КПД турбоустановки замещающей КЭС; ηэ с. – КПД электрических сетей при передаче электроэнергии от замещающей КЭС.

Экономия топлива при комбинированной выработке тепловой и электрической энергии по сравнению с районной отопительной котельной: В=Вкт=22203-7053=15150 кг/ч.

Удельный расход условного топлива на выработку тепловой энергии по методу КПД отборов: bтт/Qг=7053/140=50,4 кг/Гкал.

В заключение следует отметить, что метод КПД отборов научно обоснован, правильно учитывает происходящие в энергосистеме процессы в условиях теплофикации, прост в использовании и может найти самое широкое применение.

Литература

1. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. М.-Л.: Энергия, 1967. 400 с.

2. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети. М.: Энергоиздат, 1982. 360 с.

3. Кузнецов А.М. Сравнение результатов разделения расхода топлива на отпускаемые от ТЭЦ электроэнергию и тепло различными методами // Энергетик. 2006. № 7. С. 21.

4. Кузнецов А.М. Экономия топлива при переводе турбин в теплофикационный режим// Энергетик. 2007. № 1. С. 21-22.

5. Кузнецов А.М. Экономия топлива на блоке с турбиной Т-250-240 и показатели ее работы // Энергосбережение и водоподготовка. 2009. № 1. С. 64-65.

6. Кузнецов А.М. Расчет экономии топлива и показатели работы турбины Т-110/120-12,8-5М // Энергосбережение и водо подготовка. 2009. № 3. С. 42-43.

7. Баринберг Г.Д., Валамин А.Е., Култышев А.Ю. Паровые турбины ЗАО УТЗ для перспективных проектов ПГУ// Теплоэнергетика. 2009. № 9. С. 6-11.


www.combienergy.ru

Расход и экономия условного топлива при теплофикации, рассчитанные методом КПД отборов

К.т.н. А.М. Кузнецов, доцент, Т.Ю.Полуэктова, инженер, кафедра ПТС, Национальный исследовательский университет «Московский энергетический институт»

(Печатается с сокращениями)

В качестве иллюстрации эффективности применения метода КПД отборов при разделении расхода топлива на отпускаемые от ТЭЦ тепло- и электроэнергию рассмотрим пример расчета тепловой схемы турбоустановки Т-250-240.

Расчет выполнен для теплофикационного режима (тепловая нагрузка Q=399 МВт или 343,7 Гкал/ч [1]) при температуре наружного воздуха tM=-5 ОС. В конденсационном режиме турбоустановка обеспечивает электрическую мощность W=300 МВт, в теплофикационном – WSI=244,83 МВт. Из этих данных находим КПД двух совместно регулируемых теплофикационных отборов с учетом механических потерь в турбине и электрических в генераторе:

ηтмг=(W-W:3)/Q=(300-244,84)/399=0,138.

Для сравнения, при раздельной схеме теплоснабжения для обеспечения такой же тепловой нагрузки Q расход топлива в отопительной котельной составит:

Вк=143*Q/ηк=143.343,7/0,9=54610 кг у.т./ч, (1)

где ηκ – КПД отопительной котельной; 143 – теоретический удельный расход условного топлива на единицу получаемой тепловой энергии, кг у.т./Гкал.

Затраты топлива в энергосистеме (на ТЭЦ) на отбираемое тепло согласно [2] и [3] определяются формулой:

где ηкс – КПД котельной, замещающей КЭС; ηомг – КПД замещающей турбоустановки с учетом механических и электрических потерь; ηэс – КПД электросети между ТЭЦ и замещающей КЭС.

В результате экономия топлива от теплофикации, т.е. с учетом теплоснабжения потребителей на базе комбинированного производства тепло- и электроэнергии на ТЭЦ, составит:

ΔΒ=Βк – Βт=54610-20640=33970 кг у.т./ч. (3)

Удельный расход условного топлива на производство тепловой энергии на ТЭЦ при использовании отбора тепла от турбоустановки T- 250-240 равен:

bтт/Q=20640/343,7=60 кг у.т./Гкал. (4)

Для сравнения, расчетный расход условного топлива для данной турбоустановки, определенный по физическому методу [1, с. 186], составляет 162,5 кг у.т./Гкал. Это слишком большое значение, поэтому физический метод и был отменен в 1996 г

Ниже дополнительно представлен показательный расчет расхода и экономии топлива методом КПД отборов для всего отопительного периода г. Москвы, продолжительностью 4910 ч/год.

На основании данных о количестве часов за отопительный период со среднесуточной температурой наружного воздуха равной и ниже данной [4, приложение 3] в таблице представлены результаты расчета длительности (Т, ч/год) стояния температур наружного воздуха (tM, ОС) для семи температурных участков.

Первый участок в таблице соответствует температуре наружного воздуха от +8 до 0 ОС, следовательно средняя температура наружного воздуха составляет +4 ОС. Второй участок соответствует температуре наружного воздуха от 0 до -5. Средняя температура наружного воздуха соответствует -2,5 ОС. Аналогично средние температуры наружного воздуха определены и для других участков.

Для дальнейших расчетов воспользуемся графиком расхода сетевой воды турбины Т-250-240 [1, с. 177].

Выполним расчет летнего режима работы турбоустановки, при котором в эксплуатации находится только один нижний сетевой подогреватель. Расход сетевой воды в летнем режиме – Gс=2320 т/ч.

Формулу (2) перепишем в виде:

BT=К*ηT.*Q т/ч, (5)

где K – постоянный коэффициент (К=0,143/ηкс*ηомг*ηэс)= =0,143/(0,92.0,38.0,94)=0,435 т у.т./Гкал). (6)

Температуру насыщения пара в конденсаторе примем равной tк=36 ОС, а недогрев в сетевых подогревателях J=5 ОС.

Таблица. Расчет длительности стояния средних температур наружного воздуха (г. Москва).

Номер

температурного

участка

Средняя температура, °С Длительность,

ч/год

1 +4 1877
2 -2,5 1299
3 -7,5 829
4 -12,5 487
5 -17,5 246
6 -22,5 125
7 -26,5 47

В соответствии с графиком [1, с. 177] температура подающей сетевой воды tпс=70 ОС, обратной tос=35 ОС, следовательно температура насыщения пара в нижнем отборе равна:

tнн=tпс + J=70+5=75 ОС. (7)

КПД отбора определяем по формуле в соответствии с [3]:

ηт=0,002.(tнн-tк)=0,002.(75-36)=0,078. (8)

Расход тепла, отпускаемого потребителю: Q=Δt.Cр.Gс=45.1.2,32=104,4 Гкал/ч, (9) где Δt – повышение температуры сетевой воды, ОС; Ср – теплоемкость воды, Гкал/(тыс. т.ОС).

Затраты топлива в энергосистеме на отбираемое тепло:

Bт=KηтQ=0,435.0,078.104,4=3,542 т у.т./ч =3542 кг у.т./ч,

bт=Bт/Q=K.ηт=0,435.0,078=34 кг у.т./Гкал

.

Для сравнения, при раздельной схеме теплоснабжения для обеспечения такой же тепловой нагрузки Q (в летнем режиме) расход топлива в отопительной котельной определим по формуле (1):

Вк=143*Q/ηк=143.104,4/0,9=16588 кг у.т./ч.

В результате экономия топлива при работе турбоустановки в летнем режиме составит: ΔΒ=Βκ-Β7=16588-3542=13046 кг у.т./ч. Аналогично выполняется расчет зимнего режима работы турбоустановки. Проведен расчет нижнего и верхнего подогревателей для каждого из семи температурных участков, определенных ранее (см. табл.).

В результате получены следующие значения:

■ выработка тепла в нижнем и верхнем сетевых подогревателях – Q=951+563=1514 тыс. Гкал;

■ расход топлива на выработку тепловой энергии – Вт=40394+33773=74167 т у.т.;

■ средний расход условного топлива в зимнем отопительном периоде – bтт/Q=74167/1514= =49 кг у.т./Гкал;

■ расход топлива в котельной при раздельном энергоснабжении в отопительный период – Βκ=143Q/ηκ=143.1514/0,9=240558 т у.т.;

■ экономия топлива – ΔB=Bκ-Bт= =240558-74167=166391 т у.т.

Заключение

Проведенные расчеты по методу КПД отборов наглядно показывают эффективность комбинированной выработки тепло- и электроэнергии в сравнении с получением электроэнергии на КЭС и тепла в котельной. В то же время следует отметить, что физический метод, метод ОРГРЭС и эксергетический метод имеют термодинамические ошибки и завышают удельный расход топлива на отпускаемое тепло [3, 6].

С переходом в отчетности на метод КПД отборов перекрестное субсидирование в теплоэнергетике прекратится автоматически.

Литература

1. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. М.: Энергия, 1967.

2. Кузнецов А.М. Экономия топлива на блоке с турбиной Т-250-240 и показатели его работы // Энергосбережение и водоподготовка. 2009. № 1. С. 64-65.

3. Кузнецов А.М. Экономия топлива при переводе турбин в теплофикационный режим // Энергетик. 2007. № 1. С. 21-22.

4. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети. М.: Энерго- издат, 1982.

5. Кузнецов А.М. Расчет экономии топлива и показателей работы турбины Т-110/120-12,5-5М // Энергосбережение и водоподготовка. 2009. № 3. С. 42-43.

6. Кузнецов А.М. Сравнение результатов разделения расхода топлива на отпускаемые от ТЭЦ электроэнергию и тепло различными методами // Энергетик. 2006. № 7. С. 21

www.combienergy.ru

Часовой расход натурального топлива (газ) — КиберПедия

= 9 /ч (15)

где номинальная (установленная) тепловая производительность котельной, ГДж/ч;

удельная теплота сгорания газа, кДж/м3; принимается по исходным данным;

КПД котла (относительная величина).

При сжигании газа ηк= 92%,

Расход газа измеряется в м3/ч или тыс.м3/ч.

Следует самостоятельно разобраться с соотношением размерности величин, входящих в формулу расхода топлива.

обозначение расчет ед.изм.
Ввч.и м3
Qчуст*103 кДж/ч
Qри ( из курсовой №1) кДж/м3
nк %/100% 0,910  
10-3 0,001  

 

 

Расчёт годовых производственных показателей котельной

Отпуск тепловой энергии потребителям.

Годовой отпуск тепловой энергии в виде пара на производство

 

= 6642.15 ГДж/год, (16)

 

где число часов максимального отпуска пара на производство, ч;

принимается по исходным данным.

 

Годовой отпуск тепловой энергии на теплофикацию

 

= 1005382.15ГДж/год (17)

 

 

где продолжительность отопительного периода, ч; принимается в зависимости от заданного района строительства котельной

Годовой отпуск тепловой энергии потребителям

 

= 1012024.3ГДж/год (18)

 

Годовой расход тепловой энергии на собственные нужды и покрытие потерь пара котельной.

 

=270095 ГДж/год (19)

 

 

где число часов работы котельной в течение года; принимается равным 7000-7500 ч.

Годовые потери тепловой энергии при редуцировании пара в РОУ

 

= 33074.64 ГДж/год (20)

 

Годовая выработка тепловой энергии котельной.

= 1247671.94ГДж/год (21)

 

Число часов использования номинальной тепловой производительности котельной за год

 

= 3419 ч (22)

 

где часовая номинальная (установленная) тепловая производительность котельной, ГДж/ч.

 

Годоваяпаропроизводительность котельной

 

= 512850 т (пара) (23)

 

где номинальная паропроизводительность котельной, т/ч

 

 

Годовой расход условного топлива на получение пара в котлах

 

= 46208.6121т у.т/год, (24)

 

где k=1,02- 1,03- коэффициент, учитывающий неустановившийся режим работы котельной, связанный с пусками, остановами котельных агрегатов;

годовая выработка тепловой энергии, ГДж/год;

КПД котла, величина относительная ;

29,33 ГДж/т =29330 кДж/кг удельная теплота сгорания условного топлива.

Удельный расход условного топлива на единицу отпущенной тепловой энергии.

Удельный расход условного топлива характеризует эффективность

использования топлива котельной. Он зависит от режима работы котельных агрегатов, расхода пара на собственные нужды и непроизводительных потерь. От значения удельного расхода условного топлива во многом зависит себестоимость отпускаемой тепловой энергии



 

= 45.65кг/ГДж, (25)

 

где годовой расход условного топлива, т у.т/год;

годовой отпуск тепловой энергии потребителям, ГДж/год.

 

Годовой расход натурального топлива

 

= ? тыс. м3/год (26)

Где удельная теплота сгорания натурального топлива (газа)- кДж/м3.

 

Среднегодовой КПД по отпуску тепловой энергии

 

= 74.67% (27)

cyberpedia.su

Задачи разные

Задача

Предприятие на технологический процесс и выработку тепловой и электрической энергии на собственной ТЭЦ использует мазут с Qнр = 12100 ккал/кг, дополнительное потребление электроэнергии предприятием от стороннего источника составляет Эс = 80 106 кВтч/год. Потребление мазута на технологический процесс М = 400 т/год. ТЭЦ вырабатывает тепловую энергию в количестве Q = 50 103 Гкал/год при удельном расходе условного топлива bт = 160 кг у.т/Гкал и электроэнергию в количестве Э = 20 106 кВт ч/год при удельном расходе условного топливаbэ = 320 кг у.т/(кВт ч). Требуется определить годовое потребление энергоресурсов предприятием в расчете на условное топливо.

Решение.

Годовое потребление энергии:

ВƩ = Вт + Вт.э + Вэ + Вс т у.т/год

где Вт – расход условного топлива на технологический процесс; Вт.э, Вэ – то же на производство тепловой и электрической энергии; Вс – потребление электроэнергии из энергосистемы.

Годовое потребление мазута на технологический процесс в расчете на условное топливо:

Вт = М = = 691,4т у.т/год

Годовое потребление условного топлива на выработку тепловой энергии:

Вт.э = Qbт = 50 103160 = 8106 кг у.т/год

Годовое потребление условного топлива на выработку электроэнергии на собственной ТЭЦ:

Вэ = Эbэ = 20 1060,32 = 6,4106 кг у.т/год

Годовое потребление электроэнергии из энергосистемы в расчете на условное топливо:

Вс = Эсbэ.т = 80 1060,3445 = 27,56106 кг у.т/год

где bэ.т – эквивалент удельного расхода условного топлива на выработку 1 кВт ч электроэнергии.

Следовательно, суммарное потребление энергоресурсов предприятием:

ВƩ = 691,4 + 8 103 + 6,4 103 + 27,56 103 = 42651 т у.т/год

С использованием данных этого примера сводный баланс потребления ТЭР представим в виде таблицы. Сводный баланс составляется с учетом поступления всех видов ТЭР и распределения их на технологические и собственные нужды (отопление, вентиляция, горячее водоснабжение), которые в приведенном примере не указываются.

Сводный баланс потребления ТЭР, т у.т.

Приход

Значение

Расход

Значение

1.Топливо (мазут)

2.Электроэнергия

15 091,4

27 560

1.Топливо (мазут)

В том числе:

на технологию

на производство тепловой энергии на ТЭЦ

на производство электрической энергии

2.Тепловая энергия

3.Электроэнергия

В том числе:

полученная из энергосистемы

произведенная на собственной ТЭЦ

15 091,4

691,4

8000

6400

8000

33 960

27 560

6 400

Итого

42 651,4

Итого

42 651,4

В итоговый расход включены расходы топлива на технологический процесс, тепловой и электрической энергии.

Производство тепловой энергии на ТЭЦ (52%) Производство электрической энергии (42%)

Расход на технологический процесс (5%)

Структура потребления мазута по направлениям использования

При анализе этого баланса можно выделить наиболее энергоемкие направления использования по данному виду энергоресурса.

studfiles.net