Энергосбережение при производстве тепловой энергии и анализ его экономической эффективности

Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное агентство по образованию ФГАОУ ВПО «Уральский федеральный университет имени первого Президента России Б.Н. Ельцина» Кафедра теплоэнергетики и теплотехники УТВЕРЖДАЮ: Проректор по учебной работе _______________С.Т. Князев «____»____________2017_ г. Мунц В.А., Мунц Ю.Г. энергосбережение при производстве тепловой энергии и анализ его экономической эффективности конспект лекций по курсам «Энергосбережение при производстве тепловой энергии» «Анализ экономической эффективности инвестиционных проектов в теплоэнергетике» Рекомендовано Методическим Советом ФГАОУ ВО «УрФУ имени первого Президента России Б.Н. Ельцина» Для специальностей и направлений подготовки: Направление профиль/ Квалификация Код Наименование Наименование Код Наименование 140100 Теплоэнергетика и теплотехника Промышленная теплоэнергетика магистр Екатеринбург УрФУ 2018 УДК 621.1:620.92.004.14 ББК 31.3я 73 М Рецензенты Зав. кафедрой, проф., д-р. техн. наук Шанчуров С.М. (Урал. гос. техн. университет). Директор по науке и технике ОАО «ВНИИМТ», проф., д-р. техн. наук Дружинин Г.М. Научный редактор проф., д-р. техн. наук А.М. Дубинин Мунц В.А., Мунц Ю.Г. Энергосбережение при производстве тепловой энергии и анализ его экономической эффективности: учебное пособие/ Мунц В.А., Мунц Ю.Г. – Екатеринбург :УрФУ, 2018. – 250 с. ISBN Учебное пособие соответствует образовательному стандарту направления 13.04.01 для подготовки магистров по направлению «Теплоэнергетика и теплотехника» Данное учебное пособие ориентирует читателя на самостоятельное изучение дисциплины. Каждый теоретический раздел заканчивается рассмотрением примеров решения задач прикладного характера, а в конце приводятся задачи для самостоятельного решения. Библиогр.: 24 назв. Табл. 10 Рис. 42. Прил. 5. УДК 621.1:620.92.004.14 ББК 31.3я 73 ISBN Мунц В.А., 2018 Оформление. Уральский федеральный университет, 2018 Оглавление Список обозначений 5 1. Материальный и тепловой баланс процессов горения газообразного топлива 6 1.1. Теплота сгорания топлива 6 1.2. Теоретически необходимое количество воздуха и объем продуктов сгорания при сжигании газообразных топлив 7 1.3. Энтальпия продуктов сгорания горючих газов 10 1.4. Тепловой баланс процесса горения 12 Задачи к главе 1 23 2. Энергосбережение в котельных и тепловых сетях 29 2.1. Снижение потерь теплоты с уходящими газами 29 2.2. Потери теплоты с химической неполнотой сгорания 30 2.3. Потери теплоты в окружающую среду 31 2.4. Работа котельной установки в режиме пониженного давления 31 2.5. Температура питательной воды 32 2.6. Возврат конденсата в котельную 33 2.7. Использование тепловой энергии непрерывной продувки котлов 33 2.8. Режимы работы котельного оборудования 35 2.9. Перевод паровых котлов на водогрейный режим 37 2.10. Оптимизация работы насосного и тягодутьевого оборудования 37 2.11. Тепловые потери трубопроводов 40 2.12. Система инфракрасного обогрева производственных помещений 41 Задачи к главе 2 46 3. Утилизация теплоты низкотемпературных дымовых газов 51 3.1. Влажный воздух, влажные продукты сгорания 51 3.2. Контактные теплообменники для глубокого охлаждения продуктов сгорания 55 3.3. Расчет контактного экономайзера [4,5] 58 3.4 Поверхностные теплообменники 61 3.5. Поверхностные теплообменники для глубокого охлаждения продуктов сгорания 64 3.5.1. Охлаждение продуктов сгорания сетевой водой 64 3.5.2. Охлаждение продуктов сгорания холодной водой 65 Задачи к главе 3 67 4. Парогазовые установки 75 4.1. Основные типы парогазовых установок 75 4.2. Количественные показатели термодинамических циклов ПГУ [14,15] 81 4.2.1. Основные расчетные соотношения идеального цикла ГТУ 81 4.2.2. Основные расчетные соотношения реального цикла ГТУ [17,18] 87 4.2.3. Тепловой баланс реальной ГТУ 90 4.3. Термическая эффективность парогазовых установок [15] 92 4.4. Парогазовые установки с впрыском пара 94 4.5. Основные расчетные соотношения реального цикла ГТУ с впрыском пара [4,5] 100 4.6. Модернизация котельных в ТЭЦ 101 4.7 . Газопаровая установка со сжиганием топлива в кислороде 104 Задачи к главе 4 107 5. Анализ экономической эффективности энергосберегающих проектов 114 5.1. Понятие о бизнес-планировании 114 5.2. Основные цели составления и содержание бизнес-плана 123 5.3. Пример финансового плана 138 5.4. Инфляция и стоимость капитала (реальная процентная ставка). 145 5.5. Метод дисконтирования и критерии эффективности инвестиций 150 5.6. Расчет денежного потока для оценки эффективности инвестиций при использовании дисконтирования 154 5.7. Учет валютной инфляции 157 5.8. Особенности включения в инвестиционный анализ налога на добавленную стоимость 158 5.9. Определение стоимости капитала при использовании различных источников финансирования 160 5.10. Анализ инвестиционных проектов на основе бюджета движения денежных средств. ……………………………………………………………………………………161 5.11. Пример на расчет экономического эффекта и критериев эффективности инвестиций в результате реализации энерго- и ресурсосберегающего инвестиционного проекта при производстве тепловой энергии 165 6. Расчёт тепловой схемы при реконструкции котельной УрФУ на выработку электроэнергии на тепловом потреблении с использованием ПГУ 179 6.1. Описание тепловой схемы 179 6.2.Содержание домашнего задания 182 6.3. Расчётные характеристики газовой турбины 183 6.4. Характеристики паровых турбин, и определение КПД паросилового цикла 185 5.5. Расчёт выработки тепловой и электрической энергии и определение расхода топлива 187 7. Расчёт энергосберегающих мероприятий на конкретных объектах 194 7.1. Анализ режимных карт 194 7.1.1.Исходные данные и содержание работы 194 7.1.2.Пример расчета 194 7.2. Эффективность установки воздухоподогревателей 203 7.2.1. Рекомендации по расчету воздухоподогревателя 203 7.2.2.Конструктивный расчет воздухоподогревателя за котлом ТВГМ – 30 210 Литература 214 Приложение 217 Список обозначений Bг, Bп, BΣ – объёмный расход газа, сжигаемый в камере сгорания газовой турбины, в котле, и суммарный расход газа, м3/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; – низшая теплота сгорания, кДж/м3; q2, q3, q5 – потери теплоты с уходящими газами; с химической неполнотой сгорания топлива, через ограждения. V0 – теоретически необходимое количество воздуха для сжигания 1 м3 газа, м3/м3; – теоретический объем продуктов сгорания, м3/ м3; Vг – объем продуктов сгорания, м3/ м3; 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; π, πк – степень повышения давления в компрессоре; πгт – степень расширения в газовой турбине; ρг, ρв – плотность газа (продуктов сгорания) и воздуха. 1. Материальный и тепловой баланс процессов горения газообразного топлива 1.1. Теплота сгорания топлива Теплота сгорания является важнейшей характеристикой топлива 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, выделяющееся при полном 1 м3 газообразного топлива при условии конденсации водяных паров и охлаждении всех продуктов сгорания до 0 С. Высшая теплота сгорания Qв отличается от низшей на величину теплоты конденсации влаги топлива и влаги, образующейся при окислении водорода. При сжигании топлива в энергетических установках температура уходящих газов превышает 100 С, поэтому влага, содержащаяся в продуктах сгорания, остается в парообразном состоянии и теплота конденсации теряется. Массовое количество водяного пара (кг/м3) в продуктах сгорания представляет собой произведение объема водяных паров, образующихся при сжигании 1 м3 топлива и плотности водяных паров при нормальных условиях. Удельная теплота испарения водяного пара в нормальных физических условиях составляет 2500 кДж/кг. Теплота конденсации водяных паров, образовавшихся из 1 м3 топлива, составляет кДж/м3. (1.1) Для газообразных топлив при известном их составе низшая теплота сгорания 1м3 топлива, МДж/м3, может быть достаточно точно подсчитана по формуле [1]. (1.2) Здесь содержание соответствующих газовых компонентов подставляют в процентах. Топочные устройства одинаковой мощности могут потреблять существенно 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 топлива, имеющего теплоту сгорания Qу = 7000 ккал/кг (29,33 МДж/кг). Тепловая мощность топочного устройства N связана с расходом B топлива и теплотой сгорания следующим соотношением, МВт, . (1.3) Расход условного Bу топлива связан с расходом В натурального топлива соотношением . 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 м3 газообразного топлива, при условии, что в продуктах сгорания не будет содержаться свободного кислорода. Теоретически необходимый объем кислорода для окисления 1 м3 газообразного топлива рассчитывают по ниже приведенным уравнениям 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 требуется полтора моля кислорода, на окисление одного моля метана требуется два моля кислорода и, наконец, на окисление моля объема углеводорода 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), получим выражение для определения теоретически необходимого объема воздуха [1] для окисления 1 м3 газообразного топлива в виде, м3/м3, . (1.4) Для обеспечения полного выгорания топлива в топке воздух подают в количестве превышающим теоретически необходимое. Отношение действительно поданного количества воздуха к теоретически необходимому называют коэффициентом избытка воздуха . При тепловых расчетах котла в зависимости от температуры продуктов сгорания за каждой поверхностью нагрева рассчитывают энтальпию 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 сгорания при сжигании 1 м3 газообразного представляют в следующем виде [1]: . Первые три слагаемых это продукты полного окисления горючих элементов топлива. Они состоят из трехатомных сухих газов, обозначаемых обычно через , и объема водяных паров. Следующие три слагаемых представляют собой объемы азота и кислорода, определяемые как остаток сухого воздуха после горения топлива и объем водяных паров. Здесь , так как кислород в значительной мере израсходован на окисление. Объем водяных паров включает в себя влагу топлива и воздуха. Последние три слагаемых представляют собой продукты неполного окисления. При полном сгорании 1 м3 газообразного , а также отсутствии избыточного воздуха в образующихся газообразных продуктах содержатся лишь продукты полного окисления 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 называют теоретическими: . (1.5) При сжигании газообразного топлива объем сухих трехатомных газов может быть рассчитан как, м3/м3: (1.6) Теоретический объем азота при сжигании газообразного топлива складывается из азота воздуха и газообразного азота топлива, м3/м3, (1.7) При сжигании газообразного топлива теоретический объем водяных паров может быть рассчитан как, м3/м3: . (1.8) Для расчета действительного объема продуктов сгорания необходим учет избыточного количества воздуха. Избыточное количество воздуха включает в себя объема азота и объем водяных паров, содержащихся в избыточном воздухе в продуктах сгорания. Кроме того, в продуктах сгорания появляется кислород . Таким образом, действительный объем продуктов сгорания может быть рассчитан так, м3/м3: . (1.9) Объем сухих газов, м3/м3: (1.9') Объемная доля какого-либо компонента в сухих продуктах сгорания: . (1.10) Массовый выброс какого-либо компонента, например диоксида серы, являющийся вредным выбросом, рассчитывают как, кг/ч: . (1.11) Расходы воздуха и продуктов сгорания при сжигании газообразного топлива связаны с расходом топлива следующими соотношениями: (1.12) 1.3. Энтальпия продуктов сгорания горючих газов Энтальпия продуктов сгорания рассчитывается на 1 м3 газообразного топлива [2] и является суммой энтальпии теоретических продуктов сгорания и энтальпии избыточного воздуха, (кДж/ м3): . (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 высокой теплоемкостью, чем двухатомные газы. Энтальпия теоретического количества продуктов сгорания при температуре t , ºС, может быть рассчитана как сумма произведений соответствующих объемов на объемную теплоемкость и температуру продуктов сгорания, кДж/ м3: . (1.14) Энтальпия теоретически необходимого количества воздуха также представляет собой произведение теоретического объема воздуха его объемной теплоемкости и температуры, кДж/ м3: . (1.15) Формулы для расчета энтальпий относятся к случаю полного сгорания, но с достаточной для расчетов точностью они применимы при наличии химической неполноты сгорания, значение которой не превышает нормативного для этих топлив. Теплота, выделяющаяся при сгорании топлива, воспринимается продуктами сгорания, которые нагреваются до определенной температуры. В реальных условиях не вся теплота идет на нагрев продуктов сгорания: часть передается теплообменным поверхностям, часть теряется в окружающую среду, а при высоких температурах часть теплоты затрачивается на диссоциацию продуктов сгорания. При атмосферном давлении и t = 1500 С степень диссоциации СО2 составляет 0,8 %. Далее с повышением температуры она быстро возрастает, достигая 4 % при температуре 2000 ºС и 19 % при 2500 ºС. Температуру горения рассчитывают из теплового баланса горения: , (1.16) где  располагаемая теплота топлива; и  физическая теплота топлива и воздуха соответственно;   теплота, отданная теплообменными поверхностями и в окружающую среду;   теплота, затраченная на диссоциацию. Подставляя в выражение (1.16) значение энтальпии продуктов сгорания и преобразуя его, получим выражение для расчета температуры горения . (1.17) Максимальное значение температуры получим при условии , т. е. в адиабатных условиях. Температура горения, получаемая в адиабатных условиях, называется теоретической температурой горения. Расчетное определение температуры горения осложнено зависимостью теплоемкости и теплоты диссоциации от температуры и возможно лишь с использованием ЭВМ. Рис. 1.1. Зависимость энтальпии I продуктов сгорания природного газа северных месторождений от температуры t: цифры у кривых – коэффициент избытка воздуха Значения энтальпий продуктов сгорания всех видов топлив СССР, рассчитанные с учетом теплоты диссоциации и с учетом зависимости теплоемкости продуктов сгорания от температуры, приведены в таблицах нормативного метода расчета котельных установок [1]. Для определения теоретической температуры горения можно использовать метод итераций или графический. На рис. 1 представлена зависимость энтальпии от температуры, построенная по данным [1] при различных избытках воздуха. Для определения теоретической температуры горения по оси ординат откладывают значение располагаемой теплоты топлива, и графически определяют теоретическую температуру горения при заданном коэффициенте избытка воздуха. Еще проще аппроксимировать зависимость энтальпии от температуры полиномом второй степени и в дальнейшем пользоваться данной аппроксимацией для расчета значений энтальпии от температуры. 1.4. Тепловой баланс процесса горения Эффективность использования топлива в топочном устройстве определяется двумя основными факторами: полнотой сгорания топлива в топочной камере и глубиной охлаждения продуктов сгорания. Распределение вносимой в топку теплоты на полезно используемую и тепловые потери производится путем составления теплового баланса [2]. Тепловой баланс составляется на 1 м3 газообразного топлива. Располагаемая теплота, кДж/ м3: , (1.18) где  теплота, вносимая в топку воздухом, подогретым вне котла;  физическая теплота топлива, определяемая его температурой: iт=стtт, здесь ст – удельная теплоемкость топлива, кДж/(кгК); tт – температура топлива, С. Количество теплоты, полученной воздухом при его подогреве в другой установке, определяют по формуле , (1.19) где в – относительное количество воздуха, проходящее через дополнительную нагревательную установку; св – теплоемкость воздуха; и tх.в – температуры холодного воздуха и воздуха, поступающего в топку. Располагаемая теплота расходуется на производство полезной теплоты Q1 и тепловые потери [2]: , (1.20) где  располагаемая теплота на 1 м3 газообразного топлива; Q1 – полезно используемая теплота; Q2 – потеря теплоты с уходящими газами; Q3  потеря теплоты с химической неполнотой сгорания топлива; Q5 – потеря теплоты через ограждения. Разделив правую и левую части выражения (1.20) на и умножив на 100 %, получим уравнения обратного теплового баланса в следующем виде: . (1.21) Коэффициент полезного действия котла: . (1.22) Большая часть теплоты, вносимой в топку, воспринимается поверхностями 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 соотношением [2] (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 уходящими газами, %, (1.24) где и  энтальпия уходящих газов и теоретического количества холодного воздуха (при температуре 30 С) соответственно;  коэффициент избытка воздуха в уходящих газах. В продуктах сгорания топлив могут находиться горючие газы: СО, Н2, СН4. Высшие углеводороды практически отсутствуют из-за их термической диссоциации. Догорание этих газов за пределами топки практически невозможно, из-за низких температур. Так СО перестает гореть при температуре ниже 750 °С. Теплота, потерянная в результате неполного сгорания горючих газов составляет химический недожог топлива Q3, кДж/м3. Расчет потерь теплоты с химической неполнотой сгорания q3, %, производят по выражению , (1.25) где , ,  теплоты сгорания продуктов неполного горения; СО, Н2, СН4 – объемные содержания продуктов неполного сгорания топлива в сухих продуктах сгорания, %; Vс.г – объем сухих продуктов сгорания, м3/кг. Химический недожог при сжигании газообразного топлива составляет q3 = 0-0,5 %,. Потеря теплоты с химическим недожогом сильно зависит от коэффициента избытка (рис. 1.2) воздуха и нагрузки топочного устройства (рис. 1.3). 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 уменьшаются. Наконец рри каком-то коэффициенте избытка воздуха, называемом критическим кр (кривая q3) химический недожог полностью исчезает. Обычно при сжигании газообразного топлива кр = 1,02 – 1,03. Рис. 1.2. Зависимость потерь теплоты и КПД от коэффициента избытка воздуха Рис. 1.3. Зависимость потерь теплоты и КПД от тепловой мощности котла Значение потерь теплоты от наружного охлаждения q5 составляет от 0,2 до 2,5 %. Приведенный в нормативном методе расчета котлов график для определения потерь от наружного охлаждения [1, рис. 5] может быть аппроксимирован следующим выражением: , где D – расход пара при номинальной нагрузке в кг/с. Для водогрейных котлов по их номинальной тепловой мощности надо определить соответствующий расход пара парового котла. Тепловая мощность парового котла связана с расходом пара очевидным соотношением . (1.26) При заданных параметрах пара с достаточной точностью любой мощности можно поставить в соответствие расход пара, необходимый для расчета потерь q5. При уменьшении нагрузки абсолютные потери теплоты остаются практически неизменными, а удельные потери от наружного охлаждения возрастают в соответствии с уменьшением расхода пара (соответственно и с уменьшением расхода топлива). . (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 пропорциональным увеличением времени пребывания газов в котле, в то время как коэффициент теплоотдачи от газов к стенке уменьшается в меньшей степени. Таким образом, с уменьшением нагрузки уменьшаются потери теплоты с уходящими газами (см. рис. 1.3). С уменьшением нагрузки могут появиться потери теплоты с химической неполнотой сгорания из-за ухудшения смешения топлива и воздуха при пониженных скоростях. Удельные потери теплоты через ограждения также увеличиваются, поскольку абсолютное значение этих потерь теплоты, определяемое 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 котельного 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 теплоты Q1 может быть рассчитан как . (1.28) При теплоте сгорания условного топлива равного 7000 ккал/кг, КПД котельной установке 90 %, с учетом потерь на транспорт тепла, при суммарном КПД котельной η = 0,87 расход условного топлива на выработку 1 Гкал составит 164 кг у.т./Гкал. В системе СИ выражение для определения расхода условного топлива на выработку 1 ГДж теплоты будет иметь следующий вид кг/ГДж при КПД котельной η = 0,87. 1.5.2. Удельные расходы топлива на выработку электроэнергии Удельный расход условного топлива на выработку отпущенной электроэнергии определяется из следующих соображений. Количество условного топлива в килограммах на выработку электроэнергии в количестве 1 МВт·часа составит при КПД получения электроэнергии в конденсационном цикле ηэ = 35% Очень сильно удельные расходы топлива на выработку электроэнергии зависят от КПД. В случае, если выработка электроэнергии идет по циклу ПГУ, с КПД получения электроэнергии на уровне 60%, то происходит резкое снижение удельного расхода топлива, 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 энергии ситуация с удельными затратами топлива становится совершенно запутанной. Никакой научной основы в выборе того или иного метода распределения затрат на выработку тепловой и электрической энергии нет. Вопрос в одном, куда списать все затраты, на тепло или на электроэнергию. Рис. 1.6. Удельный расход топлива на выработку электрической энергии Балансовый или физический метод был официальным в энергетике СССР и до 1996 года в России [21, 22]. Удельный расход топлива на выработку тепловой энергии рассчитывается по выражению (1.28) и фактически определяется затратами на выработку тепловой энергии с КПД находящимся в диапазоне от 87 до 92%. Затраты на выработку электрической энергии зависят от типа используемого оборудования. Наименьшее значение КПД имеют ТЭЦ по производству электроэнергии в конденсационном режиме, при сравнительно низких параметрах пара КПД ТЭЦ находятся на уровне 30%, что предопределяет высокие удельные затраты условного топлива bэ = 410 кг/МВт·час. Наибольшие значения КПД достигаются при работе противодавленческих турбин, при использовании которых достигается КПД выработки электроэнергии на уровне ηэ = 0,855, при этом удельные затраты топлива на выработку электроэнергии снижаются до 114 г/кВт·час. Несмотря на недостатки балансового метода (вся экономия топлива от теплофикации относится на электроэнергию, не учитывается потенциал пара, отбираемого для нужд тепловых потребителей, и т.д.), этот метод, базирующийся на первом начале термодинамики, может рассматриваться как предельный случай экономии топлива при производстве электроэнергии. Попытки найти обобщённый критерий для различных форм энергии привела к использованию эксергии при расчете дифференцированных расходов топлива. С помощью эксергии можно рассчитать потери в отдельных элементах ПТУ, однако применение этого метода к топке не обосновано физически и логически. Приравнивание в этом методе эксергии рабочего тела в топке теплоте сгорания топлива и одновременно электроэнергии, вырабатываемой ТЭЦ, не доказано. Кроме того, при расчете тепловых потерь с уходящими газами и вследствие необратимости теплообмена между газами и водяным паром не учитывают зависимость эксергии от свойств рабочих тел и др. Без решения вопроса об эксергии топки и отпускаемой теплоты применение этого метода является преждевременным, поэтому он не нашел широкого применения на практике. В методе с использованием эксергии вся экономия топлива от теплофикации относится к производству теплоты. 1.5.3. Удельные расходы топлива на производство технологического пара Как правило, на производственных и отопительных котельных используются паровые котлы с выработкой насыщенного пара с давлением 1,4 МПа. В заводских сетях, как правило, используется пар с давлением до 8 атм. На промышленных ТЭЦ, как правило, используются котлы, вырабатывающие пар с давлением 4 МПа с температурой перегретого пара 440 °С. Удельный расход топлива на выработку пара может быть рассчитан из уравнения теплового баланса котла Здесь: =35,8 МДж/м3 – низшая теплота сгорания природного газа; П – процент продувки котла, в данном случае принят равным 7%; hпв, h', h'' – энтальпия питательной воды, продувочной воды и насыщенного либо перегретого пара при давлениях 0,8 МПа, 1,4 МПа и 4 МПа соответственно [13]. Результаты расчетов при КПД котла η = 0,9 представлены на рисунке 1.7 Рис. 1.7. Удельный расход природного газа на выработку пара, в зависимости от параметров пара. 1.5.4. Удельные расходы электроэнергии при производстве теплоты Рассчитаем необходимый расход электроэнергии для выработки 1 Гкал/час тепловой энергии. Расход природного газа с теплотой сгорания 8000 ккал/м3 (35,5 МДж/м3) при КПД котельной на выработку тепловой энергии равном η = 0,87 составит Расход сетевой воды, при отпуске теплоты по графику 95/70, при плотности обратной сетевой воды при температуре 70 °С равной 978 кг/м3, составит Стандартный напор сетевого насоса составляет 80 м водяного столба, что соответствует напору равному. Тогда мощность сетевого насоса при его КПД равном ηн = 0,6 составит Для определения электрической мощности дутьевого вентилятора и дымососа необходимо определение расходов воздуха и продуктов сгорания Расходы воздуха Gв и продуктов сгорания Gг при известном коэффициенте избытка воздуха α=1,4 могут быть рассчитаны по следующим выражениям При теоретическом необходимом объёме воздуха V0 = 9,7 м3/м3 и теоретическом объеме продуктов сгорания равном = 10,4 м3/м3 расходы воздуха и продуктов сгорания при рассчитанном расходе топлива составят соответственно: Gв = 0,153 м3/с, Gг = 0,161 м3/с. Напор, создаваемый вентилятором, составляет около 2000 Па, напор создаваемый дымососом не превышает 4000 Па. Тогда при КПД вентилятора и дымососа на уровне η = 0,4 необходимая мощность привода вентилятора и дымососа для выработки 1 Гкал теплоты составит Суммарная потребляемая электрическая мощность с учетом необходимых затрат электроэнергии на освещение и электропитание приборов автоматизации и сигнализации на уровне 15% от мощности электроприводов составит Затраты электроэнергии на выработку 1 Гкал/час могут быть снижены за счет уменьшения сопротивления водяного и газо-воздушного тракта, а иногда за счет отказа от использования дымососа или вентилятора. Задачи к главе 1 Задача № 1.1 Тепловая 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 избытком воздуха  = 1,1 и с тем же  сжигать доменный газ следующего состава: СО = 25 %; СО2 = 25 %; N2 = 35%; Н2 = 10 %; СН4 = 0,5%? Теплота сгорания природного газа Теплота сгорания доменного газа Расход природного газа Расход доменного газа Теоретически необходимое количество воздуха при сжигании природного газа Теоретически необходимое количество воздуха при сжигании доменного газа Расход воздуха при сжигании природного газа Расход воздуха при сжигании доменного газа Задача № 1.2 Рассчитать объемы и расход продуктов сгорания при сжигании газообразного топлива с расходом 10000 м3/ч при избытке воздуха  = 1,4. Состав топлива: СН4 = 42%; СО = 32%; Н2 = 10%; Н2S = 10% остальное - N2. Определить энтальпию продуктов сгорания при tух=1300С. Теплоемкость продуктов сгорания принять равной сг=1,4 кДж/(м3К). Теоретически необходимое количество воздуха Объем сухих трехатомных продуктов сгорания Объем азота в топливе Теоретический объем азота Теоретический объем водяных паров составит: Теоретический объем продуктов сгорания Действительный объем продуктов сгорания Расход продуктов сгорания Энтальпия продуктов сгорания Задача № 1.3 Для условий задачи №1.2 определить концентрации газовых компонентов в сухих продуктах. Теоретический объем сухих продуктов сгорания Действительный объем сухих продуктов сгорания Объем оксидов серы Объем СО2 Концентрация оксидов серы Концентрация диоксида углерода Концентрация азота Концентрация кислорода Сумма концентраций Задача № 1.4 Определить количество вырабатываемого пара давлением Р = 4 МПа и температурой перегретого пара tпп = 440 С (энтальпия перегретого пара hпп = 3308 кДж/кг) при сжигании в котле природного газа с расходом В = 8000 м3/ч при коэффициенте избытка воздуха в уходящих газах ух = 1,4 и температуре tух = 160С. Состав газа: СН4 = 62%; СО = 32%; Н2 = 2 %; остальное – N2. При расчетах принять сг = 1,5 кДж/(м3К); q5 = 0,8%; q3 = 0%; tпв = 105°С. Теплотой теряемой с непрерывной продувкой пренебречь. Энтальпия питательной воды кДж/м3. Теплота сгорания газа Теоретически необходимое количество воздуха Объем сухих трехатомных продуктов сгорания Объем азота в топливе Теоретический объем азота Теоретический объем водяных паров составит: . Теоретический объем продуктов сгорания Действительный объем продуктов сгорания Энтальпия уходящих газов Энтальпия холодного воздуха КПД котла Количество вырабатываемого пара 2. Энергосбережение в котельных и тепловых сетях 2.1. Снижение потерь теплоты с уходящими газами Основными 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, влияющими на изменения потерь с уходящими газами q2, являются температура уходящих газов и коэффициент избытка воздуха. 1. Температура уходящих газов. Установка водяного экономайзера либо воздухоподогревателя позволяет получит экономию топлива в размере от 4 до 7 %, в зависимости от коэффициента избытка воздуха. Выражение для потерь теплоты с уходящими газами без учета теплоты, вносимой холодным воздухом, имеет следующий вид (2.1) Рассчитаем изменение потерь q2 при увеличении, либо уменьшении температуры уходящих газов на ∆tух (2.2) Для природного газа V0 ≈ 9,7 м3/м3; м3/м3; МДж/м3. При средней теплоемкости продуктов сгорания сг = 1,5 кДж/м3 и коэффициенте избытка воздуха  = 1,2 отношение . Таким образом, уменьшение температуры уходящих газов на 20 ºС при  = 1,2 приводит к увеличению КПД на всего лишь на 1 %. При больших избытках воздуха влияние изменения температуры уходящих газов на КПД будет более существенно. Но потенциал энергосбережения при данном мероприятии оказывается незначительным. Как правило, в большинстве котельных температура уходящих газов близка к 100 – 120 °С и дальнейшее снижение температуры уходящих газов ограничивается условиями эксплуатации дымовой трубы. 2. Коэффициент избытка воздуха. Увеличение коэффициента избытка воздуха в топке выше оптимального значения приводит к снижению температуры в топке, к уменьшению температурного напора, а значит к уменьшению тепловосприятия поверхностей теплообмена. Кроме того, с увеличением избытка воздуха возрастают расходы воздуха и продуктов сгорания, и соответственно возрастает расход электроэнергии на привод вентилятора и дымососа. Из выражения (2.1) следует, что при изменении коэффициента избытка воздуха на ∆ потери теплоты с уходящими газами меняются на . (2.3) При температуре уходящих газов в диапазоне 120 – 170 ºС увеличение ∆ на 1 приводит к увеличению q2 на 5 – 7 %. Коэффициент избытка воздуха в топке достаточно легко контролировать и есть возможность 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 которое создает дымосос скорость, с которой проникает воздух через неплотности ограждений, приближенно может быть рассчитана как , и при разряжении равном 2000 Па составляет примерно 45 м/с (162 км/час). Поэтому необходимы тщательные мероприятия по обеспечению плотности газоходов по тракту котла. 2.2. Потери теплоты с химической неполнотой сгорания Они должны быть сведены к нулю за счет правильного выбора горелок, и главное за счет тщательного проведения пусконаладочных работ. Так в котельной УрФУ после проведении пусконаладочных работ на котле №2 содержание СО в продуктах сгорания при различных нагрузках котла (см. табл. 5.5 приложения) меняется в диапазоне от 10 до 100 ppm. Соответствующая потеря теплоты с химической неполнотой сгорания при концентрации СО = 100 ppm = 100·10-6·100 = 0,01 %. составляет в соответствии с (1.25) . Таким образом, при нормально проведенных пусконаладочных работах потери теплоты с химической неполнотой сгорания при сжигании 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 состоянии ограждения котла, изоляцию оборудования, трубопроводов, задвижек, фланцев и т.д.; при этом температура на поверхности обмуровки не должна превышать 55 С при температуре окружающего воздуха 25 С. 2.4. Работа котельной установки в режиме пониженного давления Работа котельной установки в режиме пониженного давления характеризуется следующим: а) уменьшение давления пара в барабане котла приводит к снижению степени сухости пара, особенно существенно при рк  0,5рн. Кроме того, увеличение влажности пара может приводить к гидравлическим ударам в сетях и паропотребляющем оборудовании, увеличению времени технологических процессов, а в некоторых процессах и к браку продукции; б) снижение давления пара и уменьшение температуры насыщения увеличивает температурный напор и приводит к более глубокому охлаждению продуктов сгорания, что несколько повышает КПД котла. 2.5. Температура питательной воды Она оказывает существенное влияние на экономичность работы котлоагрегатов. Для котлов с рн = 14 кгс/см2 увеличение температуры воды на входе в барабан котла tв.б на каждые 10 С дает экономию газа на 1,7 – 2,2 % при условии сохранения постоянного значения КПД за счет дополнительных мероприятий. Расход природного газа на выработку пара может быть рассчитан из уравнения прямого баланса котлоагрегата [4,5] , (2.4) где D – паропроизводительность котельной; h и hпв – энтальпии насыщенного пара и питательной воды. При температуре питательной воды 105 – 110 ºС, КПД, равном 90 %, и энтальпии насыщенного пара при давлении 14 кгс/см2, равной 2788 кДж/кг, расход природного газа на выработку одной тонны пара составит Повышение температуры питательной воды (при условии сохранения постоянных значений давления пара, производительности и КПД) можно оценить из уравнения прямого баланса котла (2.4) . (2.5) Увеличение температуры питательной воды на 10 ºС приводит к уменьшению удельного расхода газа на , или на (1,5/70)100 % ≈ 2 %. Но увеличение температуры питательной воды приводит к увеличению температуры уходящих газов, особенно когда экономайзер является 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 установка теплофикационного экономайзера за паровым котлом дает суммарный положительный эффект. 2.6. Возврат конденсата в котельную В практике эксплуатации паровых систем теплоснабжения недостаточное внимание уделяется сбору и возврату конденсата в котельную, а это приводит к значительному перерасходу топлива. Перерасход газа (В, м3/ч) в котельной только за счет замещения физической теплоты невозвращенного от потребителя конденсата может быть рассчитан по формуле [4,5] , (2.6) где D – паропроизводительность котельной, т/ч;   доля возврата конденсата, доли единицы; D(1- ) – количество конденсата, невозвращенное в котельную, в том числе и от расхода пара на собственные нужды, т/ч; hк и hс.в – действительная энтальпия конденсата в котельной и энтальпия сырой (исходной) воды, кДж/кг. При полном невозврате конденсата φ = 0 удельный перерасход топлива составит , (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 =1,6  1,3 МПа, наиболее распространенном в отопительно-производственных котельных, каждый процент продувки, если тепловая энергия ее не используется, увеличивает расход топлива примерно на , (2.8) что составляет 0,24/70·100 = 0,34 % от расхода топлива на выработку пара [4,5]. При максимальной допустимой расчетной продувке 10 %, установленной нормами для котлов с давлением до 1,4 МПа, и без использования тепловой энергии продувочной воды потери топлива могут превысить 3,5 % общего расхода топлива. 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 устанавливают сепаратор и теплообменник (рис. 2.1). Экономия топлива на каждую тонну выработанного пара при использовании тепловой энергии продувочной воды с установкой сепаратора и теплообменника составит: , (2.9) где Р – процент продувки;  удельная энтальпия сепарированного пара, кДж/кг;  удельная энтальпия сепарированной воды, кДж/кг;  доля сепарированного пара, которая рассчитывается по выражению , (2.10) где h  энтальпия продувочной воды. При давлении в котле 1,4 МПа и давлении в сепараторе, близком к атмосферному, доля сепарированного пара составляет ~ 0,17  0,2. C увеличением давления в барабане котла доля пара вторичного вскипания увеличивается. Степень использования тепла продувочной воды может быть охарактеризована коэффициентом использования φ. При установке сепаратора и теплообменника φ определяется по формуле . (2.11) Если установлен только сепаратор, при расчете по этой формуле принимают , т.е. второй член в числителе равен нулю. 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 распределении нагрузок между котлами, работающими на общего потребителя. С уменьшением нагрузки ниже номинальной (рис. 2.2) уменьшается температура уходящих газов, а значит, падают потери теплоты 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 теплоты через обмуровку остаются практически неизменными, а относительные (отнесенные на единицу расхода топлива) естественно возрастают. 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 факторов, основными из которых являются вид топлива, тип котла и его номинальная мощность. 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 Рис. 2.3. Изменение КПД при уменьшении нагрузки котла Если в котельной имеются одинаковые котлы, то для выработки одного и того же количества пара (тепловой энергии) суммарная нагрузка должна распределяться поровну. 2.9. Перевод паровых котлов на водогрейный режим Перевод паровых котлов на водогрейный режим имеет как недостатки, так и преимущества. При переводе всех котлов паровой котельной на водогрейный режим необходима установка вакуумного деаэратора вместо атмосферного, надежность работы которого в условиях разбалансировки тепловой сети крайне низка. При низкой температуре обратной сетевой воды и отсутствующих насосах рециркуляции, как правило, не удается подогреть воду перед вакуумным деаэратором до требуемой температуры. При переводе котла на водогрейный режим уменьшается температура воды на вводе в котел со 105 до 70 ºС, а также увеличивается температурный напор, поскольку средняя температура теплоносителя снижается от температуры насыщения при давлении в котле (~194 ºС) до средней температуры воды в водогрейном котле (~100 ºС). 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 оборудование устанавливается с большим запасом мощности. Это приводит к тому, что дымососы и вентиляторы работают далеко от области максимальных значений КПД. Достаточно простым и малозатратным мероприятием является замена существующего двигателя на электродвигатель с меньшим числом оборотов. Наибольшие затраты электроэнергии в котельных приходятся на привод сетевых насосов. При этом следует выделить следующие особенности: должна быть тщательно проанализирована гидравлика сети, в которой не должно быть участков, где скорость воды много больше 1 м/с; при качественном регулировании тепловой нагрузки сеть должна быть шайбирована, чтобы исключить перераспределение нагрузок между потребителями; характеристики насосов должны быть согласованы с характеристикой тепловой сети. И, наконец, должна быть предусмотрена возможность работы с пониженным расходом воды в летний период, для чего обычно устанавливают дополнительные насосы. Мощность электродвигателя для насоса (вентилятора, дымососа) пропорциональна произведению напора Н на объемный расход Q При этом следует помнить, что напор пропорционален квадрату числа оборотов, а расход пропорционален числу оборотов впервой степени, т. е. мощность пропорциональна числу оборотов в третьей степени. Значение КПД насоса можно взять из технического паспорта или каталога. 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 дросселировани. На рис. 2.4 показано [7], как зависят характеристики работы насосной установки при дроссельном регулировании. Насос подбирается таким образом, чтобы при заданном максимальном расходе Q был обеспечен минимальный заданный напор. Этот режим обеспечивается при пересечении характеристики насоса с характеристикой сети. При закрытии дросселя сопротивление сети увеличится и характеристика сети пойдет круче. Точка пересечения будет находиться левее, т. е. соответствовать меньшему Q' расходу и большему напору H'. С помощью дросселя в трубопроводную сеть как бы вводится дополнительное гидравлическое сопротивление и расход Q снижается. Регулирование с помощью дросселя является самым нерациональным, однако, благодаря своей простоте, оно широко применяется в системах водоснабжения. Рис.2.4. Регулирование производительности центробежных насосов путем дросселирования n = const Другим способом регулирования скорости вращения насоса является использование гидромуфт, вариаторов скорости или редукторов, устанавливаемых между насосом и электродвигателем. Одним из самых экономичных способов регулирования производительности насосов является регулирование частоты напряжения питания асинхронного 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 становится целесообразным применение частотного регулирования. Принцип регулирования показан на рис. 2.5 [7]. С уменьшением частоты вращения 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 сторону увеличения. 2.11. Тепловые потери трубопроводов Качество изоляции трубопроводов, особенно в небольших населенных пунктах, не соответствует нормам. Достаточно часто встречаются протяженные участки плохо изолированных либо совсем неизолированных трубопроводов. Удельные (с единицы погонного метра) теплопотери от неизолированных труб, обусловленные конвекцией и излучением составят, ql, Вт/м: , (2.12) где л и к – коэффициенты теплоотдачи за счет излучения и конвекции; tт и tв – температуры теплоносителя и наружного воздуха; d – наружный диаметр трубы. Коэффициент теплоотдачи за счет излучения принимается в соответствии со СНИП равным 5 Вт/(м2К). Точно рассчитать коэффициент теплоотдачи конвекцией достаточно сложно, поскольку его величина существенно зависит от погодных условий. При отсутствии ветра коэффициент теплоотдачи может быть рассчитан по формулам для естественной конвекции [8] к, Вт/(м2К): , (2.13) где Gr=gβ·(tт-tв)d3/v2 – число Грасгофа; коэффициент объемного 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 коэффициент теплопроводности рассчитывают при температуре средней между температурой поверхности и воздуха. При наличии заметного ветра следует пользоваться выражениями для вынужденной конвекции [5,8] (2.14) На рис. 2.6 приведены данные расчета удельных тепловых потерь (при естественной конвекции) неизолированных стальных труб при температурах теплоносителя 130 и 90 °С и средней температуре воздуха за отопительный период (-6,8 °С). При диаметре трубы в 300 мм и температуре теплоносителя 130 ºС с 1 км трубопровода теряется 1,5 МВт тепловой мощности. Рис. 2.6. Удельные тепловые потери от неизолированного трубопровода: 1 – температура теплоносителя 130 ºС; 2  температура теплоносителя 95 ºС 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 цикла исключает размораживание;  высокая скорость нагрева: прогрев рабочих мест осуществляется в течение нескольких минут после включения, что дает возможность снижения температуры, а значит, и расхода газа в ночное время, в выходные и праздничные дни;  меньшая температура воздуха в помещении: комфортные условия работы наблюдаются при температурах внутреннего воздуха меньших на 5-10 С, чем при использовании конвективных систем;  локальный обогрев: излучатели могут осуществлять зонный обогрев отдельных рабочих. В соответствии с имеющимся опытом желаемая температура в помещении может быть выражена как , где tв – температура воздуха в помещении, С; tл – лучистая температура, получаемая поверхностями за счет излучения от рабочих поверхностей инфракрасных излучателей. Воздух в помещении не нагревается за счет инфракрасного излучения и может быть ниже желаемой температуры. Следовательно, возможно снижение температуры воздуха tв при одновременном увеличении лучистой температуры tл. Выражение для желаемой температуры также может быть записано как , где I – плотность лучистого потока, Вт/м2. Плотность потока излучения на постоянных рабочих местах ограничена величиной 150 Вт/м2. При максимально допустимом лучистом потоке температура воздуха в рабочей зоне может быть снижена до . Особенно эффективны системы ИКО в промышленных зданиях с высокими пролетами, в которых при обычных конвективных системах теплый воздух поднимается под потолок, оставляя нижнюю часть помещения, где как раз работают люди, относительно холодной. Разница в температурах между воздухом у пола и потолка может достигать 20 С. Оценим возможную экономию тепла при использовании системы ИКО. При стандартном конвективном способе отопления производственных помещений с высокими пролетами перепад температуры воздуха по высоте может достигать t = 10  15 С. При известном коэффициенте тепловых потерь здания k плотность теплового потока потерь при конвективном отоплении приближенно выражается как , (2.15) где  средняя температура воздуха в помещении, С; tн – температура наружного воздуха, С. При лучистом отоплении перепад температуры воздуха по высоте здания отсутствует или может быть даже отрицательным (вверху температура 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 . (2.16) Тогда перевод отопления с конвективного на ИКО при средней температуре наружного воздуха за отопительный сезон tн = -6,6 С дает снижение теплопотерь здания в два и более раз: Дальнейшее снижение потребления теплоты возможно за счет уменьшения температуры на рабочих местах в ночное время, выходные дни, а также путем применения локального обогрева. Все эти режимы легко реализуются с помощью ИКО. По способам сжигания природного газа и температуре рабочих поверхностей можно выделить 3 группы ИК – излучателей [4,5]: а) светлые ИК – излучатели – температура рабочих поверхностей 800 – 1000 С; б) «темные» ИК – излучатели – 00 – 650 С; в) «черные» ИК – излучатели – 200 – 300 С. Светлые системы ИКО. Все светлые ИК – излучатели основаны на принципе поверхностного горения. Основным элементом излучателя является панель из пористой перфорированной 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 частях отверстий пламя нагревает излучающую керамическую поверхность до температуры 800 – 1000 С. 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 теплоту 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 м3/ч на 1 кВт установленной мощности ИК-излучателей. Как правило, имеющейся естественной вентиляции достаточно для этих целей. Кроме указанных выше преимуществ, светлые излучатели компактны, легко устанавливаются на колоннах и фермах, не занимая полезное пространство цехов, не требуют специальных вытяжных и воздухоподводящих труб, вентиляторов, потребляют минимум электроэнергии. Таким образом, светлые ИК – излучатели идеальны для обогрева цехов с высокими пролетами. Ограничения по применению могут быть связаны с чрезмерной запыленностью и пожароопасностью производства. «Темные» ИК- излучатели. «Темные» ИК – излучатели имеют температуру рабочей поверхности 400 – 650 С. Типичная конструкция представлена на рис. 2.8. 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С. Отражатель, расположенный над излучающей трубой, направляет поток тепла в отапливаемую зону. Если в системе ИКО со светлыми излучателями продукты сгорания выбрасываются в атмосферу цеха, дополнительно отдавая теплоту, 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 превосходит 70 %. «Черные» ИК- излучатели. «Черные» ИК – излучатели имеют температуру рабочих поверхностей 200 – 300 С. Они представляют собой воздуховоды диаметром 300 – 400 мм, устанавливаемые над рабочими местами в цехах. Внутри воздуховодов рециркулирует горячий воздух с температурой 200 – 400 С, нагревая стенки воздуховода. Сверху воздуховодов устанавливается тепловая изоляция и рефлектор. Воздух для горения подается дополнительным вентилятором. Нагрев рециркуляционного воздуха осуществляется за счет смешения продуктов сгорания с нагреваемой средой. Часть рециркулирующего воздуха выбрасывается за пределы помещения. Поскольку температура воздуха на выходе из системы, как правило, не превышает 200 С, то суммарный КПД системы близок к 85 %. Такие системы можно использовать не только в промышленных зданиях, но и в аэропортах, вокзалах, стадионах. Препятствием по применению таких систем может быть только отсутствие свободного пространства в цехе или вторжение в зону действия имеющихся кранов. Задачи к главе 2 Задача № 2.1 Рассчитать потери тепловой мощности от участка неизолированного трубопровода длиной 1,5 км с температурой теплоносителя t = 130 ºС, при температуре окружающего воздуха tн = -20ºС. Диаметр трубопровода d=219 мм теплопроводность воздуха и вязкость воздуха принять равными λ = 0,0283 Вт/(м·К) и ν = 19·10-6 м2/с; Pr = 0,71. При тарифе на тепловую энергию Pq = 2000 руб./Гкал без НДС рассчитать экономический ущерб в рублях от потерь тепловой энергии за отопительный сезон (n= 5000 часов в год). Коэффициент теплоотдачи за счет излучения принимается в соответствии со СНиП «Тепловые сети» равным 5 Вт/(м2К). Число Грасгофа при коэффициенте объемного расширения равном β=1/Tв . Коэффициент теплоотдачи естественной конвекцией может быть рассчитан как , Вт/(м2·К) Удельные (с единицы погонного метра) потери тепловой мощности от неизолированной трубы: кВт/м. Потери тепловой мощности с участка трубопровода длинной 1,5 км составят: МВт За год экономический ущерб от потерь тепловой энергии составит рублей. Задача № 2.2 Из котла ДЕ – 25, вырабатывающего насыщенный пар с давлением 14 атм, осуществляют непрерывную продувку. Процент продувки равен P = 9%. Определить, экономию топлива, которую можно получить за счет пара вторичного вскипания и охлаждения конденсата до температуры tк =42 °С, если абсолютное давление в расширителе непрерывной продувки составляет 0,12 МПа. В котле ДЕ сжигают газ северных месторождений, КПД котла 92%. Энтальпия кипящей воды в барабане котла 830 кДж/кг, энтальпия пара и конденсата при давлении 0,12 МПа соответственно составляет кДж/кг и кДж/кг. Доля пара вторичного вскипания составит . Экономия топлива при использовании тепловой энергии продувочной воды с установкой сепаратора и теплообменника составит: Задача № 2.3 Котел имеет тепловую мощность 10 МВт. В котле сжигают газ северных месторождений ( = 35600 кДж/м3; = 9,44 м3/м3; = 10,6 м3/м3). Температура уходящих газов составляет 170 °С, коэффициент избытка воздуха 1,3. Определить диаметр дымовой трубы, если реальная скорость в ней составляет 11 м/с. Рассчитать, на сколько снизится температура продуктов сгорания за счет охлаждения газов в дымовой трубе, если её высота составляет 20 м, коэффициент теплопередачи k = 10 Вт/(м2·К), а температура наружного воздуха -20 °С. Будет ли происходить конденсация водяных паров на внутренней поверхности трубы, если температура точки росы 54 °С, а коэффициенты теплоотдачи с внутренней и наружной поверхности трубы равны α1 = α2 = 20 Вт/(м2·К)? Объем продуктов сгорания природного газа Потери теплоты с уходящими газами составят Таким образом, КПД котла может быть принято равным (с учетом потерь теплоты через изоляцию) 90 %. Тогда расход топлива на котел определится как:, а расход продуктов сгорания Диаметр дымовой трубы будет равен Принимаем ближайший стандартный размер. Температура газов на выходе из трубы может быть рассчитана из равенства . Температурный напор в первом приближении (из-за незначительного охлаждения газов) рассчитывается как Тогда температура газов на выходе из трубы определится из выражения . Для определения возможной конденсации водяных паров из продуктов сгорания необходимо рассчитать температуру стенки трубы. Для этого запишем равенство тепловых потоков теплопередачей и теплоотдачей . Тогда температура стенки может быть рассчитана как . Задача 2.4 Определите часовую экономию условного топлива при уменьшении температуры уходящих газов от 190 до 130 °С для котла, работающего на природном газе при следующих условиях: тепловая мощность котла 50 МВт, КПД котла брутто к.бр = 79 %, объем дымовых газов Vух = 11,2 м3, удельная теплоемкость дымовых газов Сух = 1,34 кДж/кгК. Определить величину экономического эффекта в рублях в час при цене газа 4000 руб./1000 куб.м. без НДС. Решение Увеличение КПД за счет снижения температуры уходящих газов может быть рассчитано как . Уменьшение расхода условного топлива за счет повышения КПД составит Уменьшение расхода природного газа Величина экономического эффекта: руб./час без НДС. 3. Утилизация теплоты низкотемпературных дымовых газов 3.1. Влажный воздух, влажные продукты сгорания Масса паров в 1 м3 влажного воздуха, численно равная плотности пара п при парциальном давлении Pп , называется абсолютной влажностью. Отношение действительной абсолютной влажности воздуха п к максимально возможной абсолютной влажности н при той же температуре называют относительной влажностью и обозначают  = п/н = Pп/Pн. Здесь Pп –  парциальное давление водяного пара во влажном воздухе, Pн – максимально возможное 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: . (3.1) Максимальное влагосодержание, кг/кг достигается при полном насыщении воздуха водяными парами (φ=1). . (3.2) Теплоемкость влажного воздуха, кДж/(кг·К) рассчитывают как сумму теплоемкости 1 кг сухого воздуха и d кг пара: . (3.3) В диапазоне от 0 до 100 С св = 1,0048 кДж/(кгК)  теплоемкость водяных 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: . (3.4) Энтальпия сухого воздуха , энтальпия пара, содержащегося во влажном воздухе, достаточно точно может быть вычислена по формуле , в которой теплота испарения воды (при температуре около 40 °С) принята равной 2400 кДж/кг, а теплоемкость пара 1,96 кДж/(кгК). Тогда энтальпия влажного воздуха (газа) может быть рассчитана как . (3.5) По данным формулам построена I – d  диаграмма [6] влажного воздуха (рис. 3.1). Для процессов, связанных с глубоким охлаждением продуктов сгорания, могут быть использованы приведенные выше формулы (и I – d  диаграмма), полученные для воздуха. Отличие заключаются в несколько различной молярной массе воздуха и продуктов сгорания. Для продуктов сгорания среднего состава, сжигаемых с коэффициентом избытка воздуха  = 1,3 ( = 0,11;  = 0,13;  = 0,76), плотность и теплоемкость при 0 °С составляют соответственно ρ = 1,33 кг/м3, с = 1,068 кДж/(кг∙К); для воздуха соответствующие значения равны ρ = 1,29 кг/м3, c = 1,009 кДж/(кг∙К). Следует помнить, что h – d  диаграмма построена для определенного барометрического давления, равного 745 мм рт. ст. Поэтому расчеты с использованием h – d  диаграммы носят приблизительный характер. При необходимости проведения точных расчетов следует 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 паров, называется температурой точки росы. Она определяется из следующих соображений. При достижении температуры точки росы пар становится Рис. 3.1. h – d  диаграмма влажного воздуха [6] насыщенным. По известному влагосодержанию, которое рассчитывается по известному составу газов, рассчитывают давление насыщения, равное: . (3.6) 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, рассчитывается как разница энтальпий газа в соответствующих состояниях: . (3.7) При конденсации водяных паров из продуктов сгорания выделяется скрытая теплота парообразования. При сжигании 1 м3 природного газа при полной конденсации водяных паров (см. раздел 1.1, формула 1.1) дополнительно выделяется МДж/м3. Количество влаги, которое может выделиться при полной конденсации водяных паров, при сжигании 1 м3 топлива составит: кг/м3. (3.8) Второй важной температурой, при известном начальном состоянии продуктов сгорания, является температура мокрого термометра, которая характеризует процессы испарение влаги. При испарении воды в поток газов, вода, имеющая температуру более 0 °С, будет вносить некоторое количество теплоты, и адиабатность процесса испарения влаги нарушится. Количество теплоты, которое необходимо для испарения бесконечно малого количества влаги, имеющей температуру мокрого термометра, и её перегрев до температуры t можно рассчитать как [9] (3.9) Данное количество теплоты, отбираемое от газов, приводит к снижению температуры газов на dt (3.10) Приравнивая (3.9) и (3.10) и интегрируя в пределах от d до dм и от t до tм (3.11) после очевидных преобразований получим выражение для расчета температуры мокрого термометра (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 насадкой – КТАНов [10]. Для котлов ДЕ-25-ГМ разработаны контактные экономайзеры (см. рис. 3.2) с керамической насадкой (агрегат АЭ-0,6). Газы из котла поступают в контактный экономайзер в количестве 70 % от общего объема, а 30 % газов подаются мимо экономайзера. В контактном теплообменнике подогревают либо подпиточную воду, либо воду для систем горячего водоснабжения. Достоинства контактного теплообменника х10ъ: 1. Используется скрытая теплота конденсации водяных паров, при этом КПД котла возрастет до 9596 %. При сжигании 1 м3 топлива дополнительно выделяется кДж/м3. (3.13) 2. Происходит естественная деаэрация воды. Концентрация кислорода в воде снижается с 5-8 мг/л до 0,12 мг/л, но увеличивается концентрация СО2 в воде. 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 равновесной реакции вправо: . 4. Контактные аппараты имеют малую металлоемкость из-за высоких 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 тепломассообмена 1. Температура воды ограничена значением tм, после чего происходит 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). I – пленочный режим (ламинарный). Вода стекает в виде пленок, поверхность смочена не вся, интенсивность тепломассообмена низка. Точка Т – точка торможения газа, в ней пленочный режим переходит в (II) – струйно-пленочный. Аэродинамическое сопротивление насадки возрастает более резко, поверхность насадки смочена полностью. Точка П – точка начала подвисания. На нижних кольцах образуется сплошной слой воды, через который барботирует газ. Пленка на поверхности колец интенсивно турбулизируется. Точка И – точки инверсии. Вода становится сплошным потоком, газ – дисперсными. Пузыри газа проходят через слой воды, процессы тепломассообмена интенсифицируются. Режим IV – режим эмульгирования – это фактически жидкостный кипящий слой с насадкой. Это наиболее выгодный 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 работают в достаточно узком диапазоне скоростей. Доля активной поверхности а конвективного теплообмена зависит от соотношения чисел Рейнольдса по газу и по жидкости [11]. При доля активной поверхности составляет , при , в процессе теплообмена участвует вся поверхность. Рис. 3.3. Режимы работы насадки х10ъ 3.3. Расчет контактного экономайзера [4,5] Задан состав газа, т. е. объемы продуктов сгорания и теплота сгорания: . Рассчитывают теоретический объем сухих газов и при известном коэффициенте избытка воздуха массовое количество сухих продуктов сгорания, образовавшихся при сжигании единицы топлива . При известном содержании водяных паров в продуктах сгорания определяют исходное влагосодержание в продуктах сгорания, кг/кг: , (3.14) и при известной температуре продуктов сгорания tг их энтальпию hг, кДж/кг: . (3.15) Далее задаются температурой уходящих из контактного экономайзера газов tух и, считая, что водяные пары находятся в состоянии насыщения, по таблицам воды и водяного пара определяют соответствующее парциальное давление насыщенных водяных паров. При определенном таким образом давлении насыщения рн по формуле (3.2) рассчитывают влагосодержание в продуктах сгорания, уходящих из контактного экономайзера, dух и энтальпию продуктов сгорания hух, кДж/кг: . (3.16) При известном расходе топлива на котел B массовый расход сухих продуктов сгорания составит , тогда теплота, отданная газами в контактной насадке, может быть рассчитана как . (3.17) Тот же самый поток теплоты передается циркулирующей с расходом Мц воде в контактном экономайзере и образовавшемуся конденсату Мк: . (3.18) где tм и tор – температура мокрого термометра, до которой подогревается вода в контактной насадке, и температура орошающей воды, до которой она остывает, отдавая теплоту трубчатому теплообменнику; св  массовая теплоемкость воды. Расход образовавшегося конденсата представляет собой произведение массового расхода сухих продуктов сгорания на изменение влагосодержания: . (3.19) Уравнение теплопередачи для процесса теплообмена в контактной насадке имеет следующий вид , (3.20) где Fн – площадь поверхности теплообмена насадки, м2; о – объемный коэффициент теплоотдачи в насадке, кВт/(м3К); V – объем насадки, м3; ∆t – температурный напор в насадке: , где и . Объемный коэффициент теплоотдачи о рассчитывается по следующим выражениям [11]: при соотношении , где qж, кг/(м2·с)  плотность орошения (отношение расхода циркулирующей воды к площади сечения аппарата с учетом его загромождения); при . Тот же самый расход теплоты передается нагреваемой воде: , (3.21) где Мв  расход подогреваемой воды, кг/с; t'в, t''в – температура воды на входе и на выходе из поверхностного теплообменника, ºС. Требуемая поверхность теплообменника для подогрева воды находится из уравнения теплопередачи , (3.22) где kп – коэффициент теплопередачи к поверхностному теплообменнику, Вт/(м2К); Fп – площадь поверхности теплообмена, м2; ∆tп – температурный напор: , где и . При конденсации водяных паров КПД следует рассчитывать по высшей теплоте сгорания, определенной с учетом теплоты конденсации водяных паров , где теплота конденсации рассчитывается по выражению (3.13). Тогда выражение для потери теплоты с уходящими газами будет иметь следующий вид: , (3.23) где mс.в  массовое количество сухого воздуха, рассчитанное на один кубометр сожженного природного газа, кг/м3; hс.в  энтальпия сухого воздуха, рассчитанная на 1 килограмм сухого воздуха, кДж/кг. 3.4 Поверхностные теплообменники Пример применения конденсационного поверхностного теплообменника [4,5] для повышения эффективности использования природного газа в котельных установках показан на рис. 3.4. Продукты сгорания природного газа после котла 1 проходят водяной экономайзер 2, охлаждаются до температуры 135÷150 °С и затем разделяются на два потока. Приблизительно 7080 % газов направляется по главному газоходу 15 и поступает в конденсационный теплоутилизатор 6 поверхностного типа, остальные газы - в байпасный газоход 14. В теплоутилизаторе 6 продукты сгорания охлаждаются сырой водой до 3540 °С, при этом происходит конденсация части содержащихся в них водяных паров, что позволяет полезно использовать как физическую теплоту дымовых газов, так и скрытую теплоту конденсации части содержащихся в них водяных паров. Охлажденные продукты сгорания после каплеотделителя 9 смешиваются с проходящими по байпасному газоходу 14 неохлажденными продуктами сгорания и при температуре 6570 °С отводятся дымососом 10 через дымовую трубу в атмосферу. Подогретая в конденсационном теплоутилизаторе 6 вода последовательно проходит через систему химводоочистки 5, 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 газоход 15 к теплообменнику-утилизатору 6 позволяет дополнительно интенсифицировать теплообмен за счет конденсации выпара и орошения поверхности теплообменника. Через гидравлический затвор 8 конденсат выпара совместно с конденсатом продуктов сгорания поступает в сборник 7 и отводится в сборный конденсатный бак 11. Суммарная экономия энергии определяется снижением температуры уходящих газов, конденсацией из них водяных паров, утилизацией теплоты выпара деаэратора. Частичное байпасирование горячих газов используется для предупреждения конденсации водяных паров в газоходах и дымовой трубе (см. рис. 3.4). 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 температуры t3, влагосодержания d3 и температуры точки росы tр. 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 конденсата; 8 – гидравлический затвор, 9 – каплеотделитель, 10 – дымосос; 11  сборный конденсатный бак; 12  дымовая труба; 13  редукционная установка; 14 – байпасный газоход; 15  основной газоход; 16 – трубопровод выпара [4] Особенностью процессов глубокого охлаждения парогазовых смесей является изменение их количества вследствие конденсации части водяных паров. Процессы теплопередачи в подобных теплообменниках, как показывают экспериментальные исследования А. Кудинова [12], протекают более интенсивно, чем при «сухом» теплообмене. Для определения конструктивных размеров конденсационного теплообменника-утилизатора можно использовать следующее соотношение [12]: Nu=4,55 Re0,315 K0,388 Pr0,67. (3.24) Влияние конденсации в данном выражении учитывается числом орошения , где qж – плотность орошения наружной поверхности теплообменника, кг/(м2·с); d – внешний диаметр ребристой трубки, м; μ – коэффициент динамической вязкости продуктов сгорания, Па·с. При вычислении чисел Nu и Re за определяющий линейный размер принят внешний диаметр трубы, а скорость потока отнесена к самому узкому поперечному сечению теплообменника (канала). Определяющей температурой является средняя температура продуктов сгорания. Для того чтобы рассчитать коэффициент теплоотдачи, по выражению (3.24) следует определить количество полученного конденсата по выражению (3.19), которое, в свою очередь, зависит от интенсивности теплообмена. Поэтому расчеты теплообмена с использованием выражения (3.24) следует проводить методом последовательных приближений. Рис. 3.5. Принципиальная схема байпасирования уходящих после котла газов, и изображение изменения их состояния в I-d диаграмме 3.5. Поверхностные теплообменники для глубокого охлаждения продуктов сгорания В качестве теплообменников для глубокого охлаждения продуктов сгорания могут быть использованы серийные калориферы Костромского 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, охлаждающей средой является сетевая вода с температурой на входе в калорифер равной t1 = 50 °C (по данным эксплуатации тепловых сетей). Расход продуктов сгорания рассчитывали по выражению , (3.25) где B – часовой расход топлива, принятый по фактическим данным; Vг0 = 10,6 м3/м3 – теоретический объем продуктов сгорания газа северных месторождений; V0 = 9,44 м3/м3 – теоретически необходимое количество воздуха для сжигания 1 м3 природного газа северных месторождений; αух – коэффициент избытка воздуха (принят по данным режимных карт). Расход воды через теплообменник Gв принимают по техническим характеристикам калорифера. Температуру уходящих газов tух принимают по данным режимных карт. Тепловой поток, воспринятый сетевой водой в калорифере рассчитывают по выражению: (3.26) где: св = 4,19 кДж/(кг·К) – теплоемкость воды; t1 и t2 – температура воды на входе и на выходе из калорифера (температура t2 определяется в расчётах методом последовательного приближения), °С. Тот же самый поток теплоты отдают дымовые газы, охлаждаясь от температуры tг до температуры tух. , (3.27) где: Gг – расход продуктов сгорания, м3/с; сг = 1,4 кДж/(м3·К). Тот же самый поток теплоты передается холодной воде по уравнению теплопередачи , (3.28) где: F – площадь поверхности теплообмена, м2; k – коэффициент теплопередачи, Вт/м2К; Δt – температурный напор, °С. Коэффициент теплопередачи рассчитывают в зависимости от массовой скорости газов через калорифер по выражению: , (3.29) где – массовая скорость газов в набегающем потоке (перед калорифером), кг/(м2·с); w – скорость воды в трубках, м/с. Совместное решение уравнений (3.26-3.29) позволяет определить тепловую мощность, воспринятую калорифером, и температуру воды и продуктов 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 дополнительную теплоту, выделяющуюся при конденсации водяных паров из продуктов сгорания. (3.30) Расход продуктов сгорания рассчитывают по выражению (3.25), как и при расчете охлаждения продуктов сгорания сетевой водой. Расход воды через теплообменник Gв принимают по техническим данным калорифера. Температуру уходящих из котла газов tух принимают по данным 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 охлаждения дымовых газов ниже точки росы. При расчете теплоты конденсации водяных паров определялись последовательно: объем водяных паров в продуктах сгорания, м3/м3; (3.31) масса водяных паров в продуктах сгорания, кг/м3; (3.32) масса сухих продуктов сгорания, , кг/м3; (3.33) влагосодержание продуктов сгорания перед калорифером, . (3.34) По температуре газов после калорифера по таблицам воды и насыщенного водяного пара [9] определяют давление насыщения Рн и рассчитывают влагосодержание холодных газов после калорифера по выражению (3.1). Массовый расход конденсата, при известных влагосодержаниях до и после калорифера, определют по выражению (3.19). Теплота конденсации водяных паров при этом определяется по выражению (3.37) где r – теплота парообразования, которая может быть принята равной 2400 кДж/кг. Совместное решение уравнений (3.1, 3.17, 3.31-3.34) позволяет определить тепловую мощность, воспринятую калорифером, и температуры воды и продуктов сгорания после калорифера. Задачи к главе 3 Задача № 3.1 Рассчитать температуру точки росы и мокрого термометра для продуктов сгорания природного газа, сжигаемого с коэффициентом избытка воздуха  = 1,2. Температура газов 170 С. Как изменится температура точки росы, если коэффициент избытка воздуха увеличится до значения 1,5? Характеристики газа: теоретический объем воздуха теоретический объем азота объем трехатомных газов теоретический объем водяных паров Рассчитываем объем водяных паров: Плотности составляющих продуктов сгорания (н.у.) определяются через молярную массу и молярный объем, равный для газов при нормальных условиях 22,4 м3/кмоль: Масса сухих продуктов сгорания: Масса водяных паров: Влагосодержание продуктов сгорания: Парциальное давление водяных паров в состоянии насыщения: При таком давлении насыщения температура точки росы составляет 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 определяем температуру мокрого термометра tм = 63 °C. При увеличении коэффициента избытка воздуха до α' = 1,5: При этом давлении насыщения температура точки росы составит 52,6 °C. Задача № 3.2 Рассчитать контактный экономайзер, установленный за котлом ДКВР-16. Топливо – природный газ, сжигаемый с коэффициентом избытка воздуха  = 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 экономайзером 42 C. Расход топлива на котел 1100 м3/ч. Коэффициенты теплопередачи в насадке и в поверхностном теплообменнике принять равными 500 Вт/(м2·К). Характеристики газа: теоретический объем воздуха теоретический объем азота объем трехатомных газов теоретический объем водяных паров Рассчитываем объем водяных паров: Масса сухих продуктов сгорания: Масса водяных паров: Влагосодержание продуктов сгорания: По диаграмме определяем температуру мокрого термометра tм = 61 ºC. Энтальпия воздуха, кДж/кг: Энтальпия пара, содержащегося во влажном воздухе, достаточно точно может быть вычислена по формуле, в которой теплота испарения воды диапазоне от 0 до 170 C 0°C может быть принята равной 2400 кДж/кг, а теплоемкость пара 1,96 кДж/(кг К). В диапазоне от 0 до 170 C можно принять теплоемкость сухого воздуха ссв = 1,01 кДж/(кгК). Тогда По температуре уходящих газов за экономайзером по таблицам воды и насыщенного водяного пара определяем парциальное давление насыщенных водяных паров: Влагосодержание уходящих газов за экономайзером (при атмосферном давлении 101,3 кПа): Энтальпия газов на выходе из контактного экономайзера составит При известном расходе топлива массовый расход сухих газов составит В результате процесса 1 – 2 из газов конденсируются водяные пары в количестве: Запишем тепловой баланс насадки: , откуда определяется расход воды на орошение: Количество теплоты, отданной газами: С другой стороны, можно записать этот тепловой поток через уравнение теплопередачи Температурный напор в насадке: Поверхность теплообмена насадки связана с объемом и удельной поверхностью соотношением: Fн = S·V, где S = 100 м2/м3 – удельная поверхность насадки из колец Рашига. Таким образом, объем насадки равен: Количество теплоты, которое передается в поверхностном теплообменнике для нагрева воды, определяется соотношением: То же самое количество теплоты затрачивается на нагрев воды: Задаваясь величиной недогрева циркулирующей воды до температуры мокрого термометра δt = 10°C, определим температуру и расход циркулирующей воды: Подогретую воду можно использовать в качестве ГВС и в качестве подпиточной, подавая ее на ХВО. Площадь поверхности теплообменника определим из уравнения теплопередачи, учитывая, что температурный напор по всему теплообменнику будет равен 10°C: Задача № 3.3 Котел имеет тепловую мощность N=10 МВт. В котле сжигают газ северных месторождений (= 35600 кДж/м3; = 9,44 м3/м3; = 10,6 м3/м3) с коэффициентом избытка воздуха 1,3. Температура уходящих газов составляет 160 °С. Как изменится кпд котла, если за счет установки дополнительных поверхностей нагрева температура уходящих газов снизится на 42 °С. Теплоемкость продуктов сгорания принять равной 1,4 кДж/(м3К). Рассчитать величину экономического эффекта в рублях в час от экономии природного газа в результате увеличения КПД котла, если цена газа составляет Pf=4000 руб./1000 куб.м. без НДС, а исходный КПД равен 0,9%. Изменение расхода природного газа: м3/час. Экономический эффект: руб./час. № 3.4 Рассчитать количество теплоты, воспринятое в теплообменнике для глубокого охлаждения продуктов сгорания природного газа. Расход газа северных месторождений 1 тыс. м3/час. Температура газов на входе в теплообменник 160 °С, на выходе из теплообменника 40 °С. Коэффициент избытка воздуха за котлом 1,4. Характеристики газа: теоретический объем воздуха теоретический объем азота объем трехатомных газов теоретический объем водяных паров Рассчитываем объем водяных паров: Масса сухих продуктов сгорания: Масса водяных паров: Влагосодержание продуктов сгорания: По диаграмме определяем температуру мокрого термометра tм = 61 ºC. Энтальпия воздуха, кДж/кг: Энтальпия пара, содержащегося во влажном воздухе, достаточно точно может быть вычислена по формуле, в которой теплота испарения воды при 0 °C принята равной 2400 кДж/кг, а теплоемкость пара 1,96 кДж/(кг К) В диапазоне от 0 до 160 C можно принять теплоемкость сухого воздуха ссв = 1,01 кДж/(кгК). Тогда По температуре уходящих газов за экономайзером по таблицам воды и насыщенного водяного пара определяем парциальное давление насыщенных водяных паров: Влагосодержание уходящих газов за экономайзером (при атмосферном давлении 101,3 кПа): Энтальпия газов на выходе из теплообменника При известном расходе топлива массовый расход сухих газов составит В результате процесса 1 – 2 из газов конденсируются водяные пары в количестве: Количество теплоты, отданной газами: 4. Парогазовые установки 4.1. Основные типы парогазовых установок Парогазовые установки с котлами полного горения (ПГУПГ) создают, объединяя серийные газотурбинные агрегаты и паротурбинные установки [14,15]. Принципиальная тепловая схема конденсационной ПГУПГ представлена на рис. 4.1. При работе 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 турбину 4, имеющую систему регенеративного подогрева 5. Рис. 4.1. Принципиальная тепловая схема ПГУПГ [5]: 1 – газотурбинный агрегат; 2 – паровой котёл; 3 – газовая горелка для сжигания дополнительного газа; 4 – паровая турбина; 5 – система регенеративного подогрева; 6 – газоводяные 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 Уходящие газы котла проходят через газоводяные теплообменники 6, где отдают теплоту конденсату и питательной воде. При останове газотурбинного агрегата (ГТА) паротурбинная часть парогазовой установки может работать автономно по паротурбинному циклу. На этом режиме к горелкам котла подают воздух от дутьевого вентилятора 7. Возможна также автономная работа и газотурбинного агрегата, для чего предусмотрена выхлопная труба 9. При переходе с режима на режим соответствующие переключения выполняют с помощью арматуры газовоздухопроводов 8. В суммарной электрической мощности парогазовых установок с котлами полного горения доля мощности газотурбинного агрегата [4,5] обычно составляет 15—35 %. Температура выхлопных газов современных энергетических ГГУ в большинстве случаев составляет 450  550 °С, а содержание кислорода в них – 14–16 % по объему. Такие параметры выхлопных газов позволяют успешно использовать их в качестве как окислителя при сжигании топлива в котлах, так и теплоносителя, передающего часть теплоты топлива ГТА рабочему телу паротурбинной установки. Паровые котлы, входящие в состав парогазовых установок рассматриваемого типа, от серийных паровых котлов отличаются наличием газоводяных теплообменников, устанавливаемых вместо ненужных в парогазовом цикле воздухоподогревателей, и увеличенным сечением газового тракта горелок. В ряде случаев незначительно корректируется 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 промежуточным перегревом пара. Основная особенность работы этих турбин в составе парогазовых установок  значительное снижение расхода конденсата и питательной воды через регенеративные подогреватели паровой турбины, что приводит к пропорциональному уменьшению регенеративных отборов пара. Направление значительной части конденсата 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 вызвать значительное снижение мощности паровой турбины и связанное 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 турбины, либо после реконструкции проточной части турбины. На рис. 4.2 в Т, S координатах показан идеальный цикл парогазовой установки с котлом полного горения [14]. Цифрами 1, 2, 3, 4 обозначен идеальный цикл газотурбинного агрегата, являющийся верхним циклом в комбинированном парогазовом цикле. Подвод теплоты к рабочему телу верхнего цикла осуществляется по изобаре 2  3, а отвод  по изобаре 4  1. При этом часть отводимой из верхнего цикла теплоты передается рабочему телу нижнего цикла. Остальная часть теряется в атмосфере. Нижний цикл, цикл паротурбинной установки, на рис. 4.2 показан буквами. Подвод теплоты к этому циклу осуществляется по изобаре 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 топлива в паровом котле). Суммарное количество теплоты, подведенное 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 преобразуется в механическую энергию, а остальная теплота теряется с охлаждающей водой конденсатора. Рис. 4.2. Идеальный цикл ПГУ ПГ В комбинированном парогазовом цикле удачно сочетаются достоинства двух исходных циклов: высокая средняя температура подвода теплоты, свойственная газотурбинному циклу, и низкая средняя температура отвода теплоты, характерная для паротурбинного цикла. Значительная часть отводимой из верхнего цикла теплоты используется в нижнем цикле. Поскольку к рабочему телу нижнего цикла наряду с теплотой, отводимой из верхнего цикла, подводится и теплота от собственного горячего источника — от продуктов сгорания топлива 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 котельных труб с устройствами для интенсификации теплообмена. К настоящему времени этот тип парогазовых установок получил наибольшее распространение. Принципиальное отличие парогазовых установок с котлами-утилизаторами от парогазовых установок с котлами полного горения заключается в том, что котлы-утилизаторы не рассчитаны на обеспечение автономной работы паротурбинной части установки при останове газотурбинного агрегата. Принципиальная тепловая схема парогазовой установки с котлом-утилизатором представлена на рис. 4.3. Выхлопные газы газотурбинного агрегата 1 поступают в котел-утилизатор 2. В секции высокого давления 3 этого котла вырабатывается пар для паровой турбины 5. Для более полной утилизации теплоты выхлопных газов ГТА котел-утилизатор 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 работа газотурбинного агрегата и пусковые режимы установки обеспечиваются с помощью выхлопной трубы 6 и отключающей арматуры 7. 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 современных парогазовых установок с котлами-утилизаторами достигает 70 %. Количество котлов-утилизаторов в составе ПГУКУ равно количеству газотурбинных агрегатов. Применяют котлы одного, двух и трех давлений обогреваемой среды. В странах Западной Европы, как правило, применяют котлы-утилизаторы с принудительной циркуляцией среды, в США — с естественной циркуляцией. Параметры пара, получаемого в котлах-утилизаторах первых ПГУ этого типа: приблизительно 3 МПа и 400 С. Рис. 4.3. Принципиальная тепловая схема ПГУКУ [5]: 1 – газотурбинный агрегат; 2 – котёл-утилизатор; 3 – секция высокого давления; 4 – секция низкого давления; 5 – паровая турбина; 6 – выхлопная труба; 7 – переключающая арматура; К – компрессор; КС – камера сгорания; ГТ – газовая турбина; Д – деаэратор; КД – конденсатор; КН – конденсатный насос; ПНВ – питательный насос высокого давления; ПНВ – питательный насос низкого давления; ЦН – циркуляционные насосы; ЭГ – электрогенератор Котлы-утилизаторы современных ПГУКУ вырабатывают пар с давлением 11 МПа и температурой 540 С. На некоторых установках предусмотрен промежуточный перегрев пара. По мере дальнейшего увеличения температуры выхлопных газов ГТА будут повышаться и параметры пара, получаемого в котлах-утилизаторах. Паровые турбины для парогазовых установок с котлами-утилизаторами также разрабатывают специально для этих установок. В составе парогазовой установки, 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 парогазовой установки с котлом-утилизатором. Верхний цикл, цикл газотурбинной установки, обозначен цифрами 1 2 3 4, а нижний цикл, цикл паротурбинной установки, — буквами аbсdеf. Часть отводимой из верхнего цикла теплоты подводится к нижнему циклу. Другая часть этой теплоты теряется в атмосфере. Верхний цикл — единственный источник теплоты для нижнего цикла, поэтому комбинированные циклы парогазовых установок с котлами-утилизаторами являются полностью 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: . (4.1) Температура газов на выходе из турбины: . (4.2) Степень повышения давления в компрессоре: , (4.3) коэффициент полезного действия идеального цикла: . (4.4) Количество подведенной теплоты в цикле ГТУ: . (4.5) Количество отведенной теплоты: . (4.6) Полезная работа цикла: (4.7) , где ε = (k-1)/k. Производная от полезной работы по степени сжатия, при которой полезная работа максимальна, будет равна . (4.8) Отсюда оптимальная степень сжатия при ограниченной температуре перед газовой турбиной будет равна [2] . (4.9) На рис. 4.5 приведены зависимости удельной полезной работы от степени повышения давления в компрессоре, рассчитанная при температурах на входе в газовую турбину равных 1000 и 1100 °С. Оптимальное значение степени повышения давления при температуре 1000 °С составило  15. С увеличением температуры газов перед турбиной возрастает и оптимальное значение степени повышения давления. 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 природного газа. Сжигание осуществляется с повышенным коэффициентом избытка воздуха, поскольку температура T3 ограничена. Количество природного газа, сожженного в камере, сгорания в расчете на 1 кг рабочего тела определится из следующих соображений. Массовый расход газа через турбину приближенно равен: . (4.10) Суммарное количество теплоты, выделившееся при сжигании газа в турбине с расходом Bг, будет равно .Удельное количество теплоты на 1 кг рабочего тела , (4.11) с другой стороны, это количество теплоты . Отсюда находим требуемый избыток воздуха, обеспечивающий допустимую температуру на входе в проточную часть газовой турбины: . (4.12) Более точное значение избытка воздуха можно получить, если выражение для массового расхода продуктов сгорания через газовую турбину записать как (4.10') Повторяя предыдущие преобразования, получим выражение для расчета коэффициента избытка воздуха в виде (4.12') Таким образом, полезная работа, ηг газовой турбины, степень сжатия в компрессоре и коэффициент избытка воздуха оказываются связанными между собой. Чем выше степень сжатия КПД, тем до большей температуры подогревается воздух в компрессоре, тем меньше расход газа в камере сгорания и тем выше коэффициент избытка воздуха на входе в газовую турбину (рис. 4.6). Рис. 4.6. Зависимость коэффициента избытка от степени сжатия в компрессоре Существуют объективные показатели, с помощью которых можно 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, выделенной в парогазовой установке. Сжигание топлива в камере сгорания газовой турбины согласно условиям прочности лопаток турбин осуществляется с повышенными значениями коэффициента избытка воздуха αг. В этом случае объем продуктов сгорания практически равен объему воздуха, подаваемого на горение: , (4.13) где Bг – расход топлива, сжигаемый в газовой турбине; Vг – объёмный расход продуктов сгорания, покидающих газовую турбину. При сжигании дополнительного количества топлива в парогенераторе Bп расход продуктов сгорания почти не изменится и будет связан с суммарным расходом топлива соотношением . (4.14) Приравнивая расход продуктов сгорания, получим соотношение между суммарным расходом топлива и расходом топлива на газовую турбину в виде . (4.15) Совершенно очевидно, что соотношение теплоты, выделенной при сжигании топлива в газотурбинной части установки, к общему количеству теплоты, подведенному к парогазовой установке, также будет пропорционально отношению коэффициентов избытка воздуха: . (4.16) Отношение расхода топлива Bп, дополнительно сожженного в парогенераторе, к расходу топлива Bг, сожженного в газовой турбине, выразится соотношением . (4.17) В ПКУПГ в паротурбинной части топливо сжигается до полного использования кислорода выхлопных газов газовой турбины, значение αух близко к единице и доля теплоты топлива газотурбинной установки минимальна. При αух = αг, δ = 1 сжигание топлива в паротурбинной части не производится, что соответствует бинарным ПГУ с котлами-утилизаторами. Второй показатель, позволяющий осуществлять количественную оценку некоторых характеристик парогазовых циклов, – степень бинарности [14] цикла β. Степень бинарности показывает, какую часть в суммарном количестве теплоты, подведенной к рабочему телу нижнего цикла, составляет теплота, отведенная от рабочего тела верхнего цикла. Применительно к парогазовым установкам можно записать: , (4.18) где ηг – термический КПД идеальной газотурбинной установки. Рис. 4.7 Зависимость степени бинарности идеального цикла от степени сжатия в компрессоре Разделив числитель и знаменатель на Bг, с учетом (4.17) получим: . (4.19) При (в случае ПГУКУ) степень бинарности цикла равна единице. Для ПГУПГ с увеличением степени повышения давления степень бинарности цикла уменьшается (рис. 4.7). Третий показатель – отношение электрической мощности теплофикационной установки к ее тепловой мощности у: , (4.20) где Nэ и Ф – соответственно электрическая и тепловая мощность установки. 4.2.2. Основные расчетные соотношения реального цикла ГТУ [17,18] Рис. 4.8. Реальный и идеальный циклы ГТУ [17,18] Точка 1 (см. рис. 4.8) отражает начальное состояние воздуха перед компрессором. Линия 1-2 соответствует процессу сжатия воздуха в компрессоре до параметров P2 и Т2. Линия 1-2t соответствует изоэнтропийному сжатию до того же давления и температуры Т2t. Параметр t означает изоэнтропийное сжатие и расширение. Линия 2-3 соответствует изобарному подводу теплоты в камере сгорания, при этом температура продуктов сгорания возрастает до Т3. На самом деле давление в камере сгорания падает вследствие гидравлических потерь, т. е. P3 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:. Учитывая выражения (4.21) и (4.22) получим (4.23) Удельной полезной работой называют разность , работы турбины и компрессора , где массовые теплоёмкости рассчитываются для соответствующих диапазонов температур. Запишем выражения для изоэнтропийных КПД компрессора турбины. . (4.24) Пользуясь выражением (4.24), а также уравнениями изоэнтропы, согласно которым: , (4.25) где , найдем температуры T2 и T4: T3 – T4 = ηт (T3-T4t) (4.26) (4.27) Тогда зависимости для работы турбины и компрессора примут вид (4.28) Удельное подведенное тепло определяют по разности энтальпий в точках 3 и 2 , где ср – теплоемкость в камере сгорания. КПД камеры сгорания учитывает потери теплоты с недожёгом и через стенки камеры сгорания и равен 0,95  0,98. КПД цикла ГТУ определяется выражением (4.29) Пусть , тогда (4.30) КПД цикла будет равен нулю в случае равенства нулю числителя. При равенстве средних теплоёмкостей воздуха и продуктов сгорания получим ; Для идеального цикла имеем , , , тогда (4.31) Как и должно быть для идеального цикла. Расчёты по формулам (4.4) и (4.30) приведены на рис. 4.9. Отношение полезной работы к работе турбины называют коэффициентом полезной работы турбины (4.32) Рис. 4.9. КПД реального и идеального цикла [4,5] Пусть πк≈πг, , тогда (4.33) Рис. 4.10. Зависимость коэффициента полезной работы от степени повышения давления 4.2.3. Тепловой баланс реальной ГТУ Для определения коэффициента избытка воздуха запишем тепловой баланс камеры сгорания [17,18]: (4.34) Здесь: Gг, Gк, Gт – массовые расходы газов на выходе из газовой турбины, воздуха на выходе из компрессора, топлива, подаваемого в камеру сгорания, кг/с; hг и hк hт – соответствующие энтальпии продуктов сгорания, воздуха, и топлива, кДж/кг; – 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 (4.35) При известном объёмном составе природного газа его плотность, приведенная к нормальным условиям, рассчитывается как (4.36) Теплота сгорания природного газа, отнесенная к 1 кг топлива также может быть пересчитана при известной плотности и низшей теплоте сгорания одного кубометра газа (4.37) Массовые расходы продуктов сгорания воздуха и топлива связаны между собой очевидными соотношениями (4.38) Учитывая, что hг =h3, а hк =h2, и пренебрегая энтальпией топлива hт = 0 преобразуем (4.34) к виду (4.39) Выразив из (4.39) коэффициент избытка воздуха, получим (4.40) В сравнении с ранее полученным выражением (4.12) отличие заключается лишь в пренебрежении при выводе формулы (4.12) расходом топлива по сравнению с расходом продуктов сгорания. При учёте расхода продуктов сгорания в числителе выражения появляется энтальпия 1 кг продуктов сгорания, которая вычитается из массовой теплоты продуктов сгорания природного газа. 4.3. Термическая эффективность парогазовых установок [15] Коэффициент термической эффективности определяется из уравнения [15]: . (4.41) Для конденсационных парогазовых установок коэффициент термической эффективности определяется уравнением , (4.42) где  электрическая мощность соответственно газовой и паровой турбины. Уравнения электрической мощности турбин имеют вид , (4.43) , (4.44) где Qпот – потери теплоты в котельном агрегате, основными из которых являются потери теплоты с уходящими газами, существенно зависящие от величины коэффициента избытка воздуха в уходящих газах. Пренебрегая потерями с наружным охлаждением и с химической неполнотой сгорания, запишем потери теплоты как потери с уходящими газами в виде . (4.45) Подставляя в (4.42) выражения (4.43)-(4.45) с учетом (4.17) получим: (4.46) Преобразуем комплекс, содержащий потери теплоты с уходящими газами к следующему виду: где 3,65 – отношение теплоты сгорания газа к теоретически необходимому количеству воздуха, МДж/м3 воздуха. Тогда выражение для коэффициента термической эффективности ГТУ будет иметь вид . (4.47) Для ПГУКУ и выражение преобразуется к виду . (4.48) Уравнение (4.47) включает в себя основные характеристики ПГУ, что позволяет расчетным путем определить их характеристики. Термическая эффективность парогазовых установок с котлом полного горения слабо зависит от термической эффективности ГТА, т. е. от степени повышения давления в компрессоре. С увеличением степени повышения давления в компрессоре возрастает избыток воздуха в отходящих из турбины газах, увеличивается доля выработки электроэнергии по паровому циклу и суммарная эффективность ПГУ возрастает незначительно (см. рис. 4.13). Термическая эффективность парогазовых установок с котлами-утилизаторами несколько возрастает при увеличении степени повышения 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 диапазоне изменения термической эффективности ГТУ величина эффективности ПГУ полного горения ниже, чем у ПГУ с котлами-утилизаторами (см. рис. 4.11). 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) подаются продукты сгорания топлива и водяной пар, которые в виде парогазовой смеси расширяются в газовой турбине [16]. В ГТУ с впрыском пара увеличение удельной полезной работы установки кроме обычного повышения температуры газа и оптимизации степени сжатия в цикле обеспечивается сокращением затрат работы на сжатие в компрессоре. Это сокращение можно осуществить либо охлаждением воздуха в тракте компрессора за счет впрыска воды, либо вводом в расширительную часть тракта ГТУ дополнительного рабочего тела воды или водяного пара. Такое техническое решение превращает энергетическую ГТУ в ПГУ ВП, в которой дополнительное пароводяное рабочее тело сжимается в жидкой фазе при относительно малой работе сжатия, что повышает экономичность установки. Существует несколько вариантов тепловых схем ПГУ ВП. Они могут быть выполнены как с отводом отработанной парогазовой смеси в атмосферу и потерей водяного пара (открытая схема), так и с конденсацией водяных 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 водяных паров приходится существенно снижать температуру выхлопных газов для конденсации из них воды. Для этого используются газовые сетевые подогреватели (ГСП) или другие технические решения, а в установке возникает необходимость отпуска тепла внешним потребителям. Таким образом, ПГУ ВП становятся теплофикационными установками. 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 – перегреватель; И – испаритель; ЭК – экономайзер; Н – насос; ХВО – химическая водоочистка Тепловая схема ПГУ ВП с отводом парогазовой смеси в атмосферу (открытая схема) приведена на рис. 4.12. На рис. 4.13 изображен идеализированный газовый и паровой циклы, а также дополнительно приведен совмещенный термодинамический цикл работы парогазовой смеси в газовой турбине. Основными элементами схем являются энергетическая ГТУ и котел-утилизатор, в котором из химически очищенной питательной воды генерируется перегретый пар, вводимый затем в камеру сгорания ГТУ. Воздух и пар нагреваются сжигаемым топливом до начальной температуры газов T3 = Тf = Tсм (Тf — температура перегретого пара перед ГТУ; индекс «см» означает, что параметр относится к парогазовой смеси). Выхлопные газы ГТ охлаждаются на поверхностях нагрева кота-утилизатора от температуры Т4см до Т5см и направляются в дымовую трубу. Утилизация теплоты этих газов ограничивается минимальным значением температуры Т5см (рис. 4.13) . Ее влияние на характеристики системы проявляется двояко: во-первых, в образовании при низких температурах конденсата, вызывающего коррозию, и, во-вторых, в появлении выхлопной струи газов повышенной температуры, порождающей более позднюю конденсацию влаги, когда выходящие из трубы газы смешиваются с более холодным наружным воздухом. Рис. 4.13. Термодинамический цикл ПГУ с впрыском пара [16] По этой причине обычно принимают Т5 =125-135 °С. Для повышения температуры перегретого пара Те до начальной температуры газов приходится увеличивать количество сжигаемого в камере сгорания ГТУ топлива, однако в дальнейшем это компенсируется ростом мощности 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 пароперегревателя в тепловой схеме на рис. 4.14 часть потенциала перегретого пара срабатывается за котлом-утилизатором в паровой турбине, затем снова 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 схемы ПГУ с впрыском пара и промежуточным пароперегревателем [16]: ГТ  газовая турбина; КС – камера сгорания ГТУ; ЭГ – электрогенератор; ОК – осевой компрессор; КУ – котел-утилизатор; ПЕ – перегреватель; И – испаритель; ЭК – экономайзер; Н – насос; ХВО – химическая водоочистка; ПТ – паровая турбина; ПП – промежуточный перегреватель 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 условиях (Gг). Относительный расход пара составит , 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 соответствует существующим схемам ПГУ ВП). Теплота, подведенная в камере сгорания: , (4.49) где cп – массовая теплоемкость водяного пара. Работа газовой турбины: . (4.50) Работа компрессора: . (4.51) Полезная работа в цикле ГТУ: . (4.52) КПД газотурбинной установки с впрыском пара: (4.53) Комплекс, в который входят отношения температур, преобразуем к следующему виду: , где  коэффициент соотношения начальной температуры и температуры газов перед турбиной. Тогда для КПД ГТУ с впрыском пара получим выражение (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 сильнее увеличивается удельная полезная работа. 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 сгорания равен расходу продуктов сгорания через турбину без впрыска пара (Мг). Относительный расход пара составит , тогда расход продуктов сгорания при впрыске пара уменьшится на величину, равную (1-d)Мг. При этом увеличение удельной работы за счет впрыска пара по отношению к работе ГТА без впрыска пара может быть рассчитано по выражению (4.55) На рис. 4.16 представлено увеличение полезной работы ПГУВП, рассчитанное при степени повышения давления в компрессоре, равной 5. При доле впрыскиваемого пара, равной 25 %, полезная работа (за счет снижения работы сжатия) увеличивается более чем на 30 % . Количество теплоты, которое необходимо затратить на испарение воды и перегрев пара при температуре питательной воды (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 перегретого пара. . (4.57) Совместное решение двух последних уравнений позволяет определить допустимое количество пара, которое можно подогреть отходящими 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 смеси в реальной газовой турбине с впрыском пара ничем не будет отличаться от цикла представленного на рис. 4.10. Работа газовой турбины в соответствии с (4.28): . (4.58) Работа компрессора: . (4.59) Полезная работа в цикле ГТУ: (4.60) Удельная подведенная теплота (4.61) КПД газотурбинной установки с впрыском пара: , (4.62) где: приведенные теплоёмкости имеют следующий вид , и если первая из них близка к единице, то вторая ближе к 0,5. Отношение полезной работы к работе турбины . (4.63) 4.6. Модернизация котельных в ТЭЦ При существующем соотношении цен на энергоносители и оборудование стала чрезвычайно целесообразной выработка электроэнергии на тепловом потреблении. Наиболее простой путь  это реконструкция существующих котельных с установкой паровых противодавленческих турбин или дополнительной установкой газовых турбин. а) б) Рис. 4.17. Принципиальная тепловая схема мини-ТЭЦ: К – компрессор; КС – камера сгорания; ГТ – газовая турбина; ПК – паровой котёл; Б – бойлер; ПТ – паровая турбина с противодавлением; ПН – питательный насос; ЭГ – электрогенератор; ТС – тепловая сеть; КВ – котел водогрейный Количество теплоты, вырабатываемое паровым котлом, в рассматриваемой схеме равно количеству теплоты, полученному в бойлере, и связано с расходом газа на паровой котел очевидным соотношением: . (4.64) Здесь: hпп, hк – энтальпии перегретого пара и конденсата после бойлера. Количество теплоты, вырабатываемое водогрейным котлом связано с расходом топлива на него соотношением . (4.65) При установке за котлом паровой турбины с противодавлением может быть выработана электрическая энергия в размере: , (4.66) где hпт – энтальпия пара за противодавленческой турбиной. За счёт того, что давление на входе в бойлер уменьшается, уменьшается выработка тепловой энергии бойлером и возрастает расход топлива на выработку теплоты водогрейными котлами . (4.67) При установке перед котлом газовой турбины фактически реализуется схема ПГУ полного горения (см. рис. 4.1). В качестве окислителя при сжигании газа в паровом котле используются газы, выбрасываемые газовой турбиной. За счёт этого уменьшается расход топлива Bп на паровой котел, при условии, что его нагрузка остается неизменной . (4.68) Таким образом, уменьшение расхода топлива на паровой котёл составит . (4.69) Увеличение расхода топлива на выработку требуемого количества теплоты водогрейными котлами можно определить как . (4.70) Суммарное увеличение расхода топлива при реконструкции котельной в ТЭЦ определится выражением (4.71) и зависит от выработки дополнительной электрической мощности. Выбор типа газовой турбины при известном расходе топлива на паровой котел осуществляется из следующих соображений. суммарный расход топлива на газовую турбину и паровой котел равны сумме расхода газа на газовую турбину и начальному расходу газа на паровой котел за вычетом уменьшения расхода топлива на паровой котёл. (4.72) Разделим правую и левую часть полученного выражения на расход топлива на газовую турбину и . (4.73) С учетом соотношения (4.15) получим Отсюда расход топлива на газовую турбину равен (4.74) 4.7 . Газопаровая установка со сжиганием топлива в кислороде В настоящее время идет разработка нового поколения ПГУ со сжиганием в среде кислорода газообразного топлива, полученного из твердых топлив и горючих отходов. Планируемый коэффициент полезного действия около 36-40 %, с учетом потерь на газификацию и захоронения СО2. В настоящее время разрабатывается проект демонстрационной установки электрической мощность 25 МВт. Горючий искусственный синтез-газ получают за счет парокислородной газификации твердого топлива при высоких давлениях. Подача 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 газификации являются следующие: гетерогенная реакция окисления углерода кислородом С+О2=СО2; гетерогенная реакция восстановления диоксида углерода на углероде СО2+С=2СО; 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 основном СО и Н2. В зависимости от состава исходного топлива, в синтез гае содержатся в небольшом количестве СО2, Н2О, Н2S, N2, Аr и т. д. Сам газификатор представляет собой цилиндрический футерованный реактор, в который под высоким давлением подают топливо и кислород. Подача водяного пара позволяет снизить высокую температуру, обусловленную подачей кислорода. Рис. 4.18. Схема газопаровой установки со сжиганием в кислороде Полученный синтез-газ сжигается в камере сгорания первой ступени трехступенчатой турбины с подачей воды в камеру сгорания для снижения температуры продуктов сгорания до температуры 760 °С (рис. 4.18). Образующаяся смесь паров воды и СО2 расширяется в цилиндре высокого давления, по конструкции похожем ЦВД паровых турбин. Так как в продуктах сгорания преимущественно находится водяной пар высокого давления. Давление газов на входе в ЦВД, расположенную непосредственно за первой камерой сгорания, принято как в обычных паровых: турбинах (около 11 МПа), а температура около 760 °С. Турбина среднего давления (ТСД) размещается после второй камеры сгорания в которую подаются дополнительный расход синтез-газа, кислород и водяной пар для снижения температуры на выходе из камеры сгорания. Турбина среднего давления (4 МПа) работает при параметрах характерных для газовых турбин: температура на входе в нее составляет 1760 °С, давление 4 МПа. В настоящее время для газовых турбин уже освоены следующие параметры: t = 1500 °С Р = 2 МПа. В турбину низкого давления (ТНД) поступает парогазовая смесь с температурой 760 °С и близким к атмосферному давлением. Смесь расширяется до давления примерно 15 кПа, при котором водяные пары ох­лаждаются в парогенераторе, конденсируются, образующаяся вода рециркулирует для впрыска в кислородные камеры сгорания, а практически чистый СО2 отводится и сжимается для транспортировки и захоронения. Задачи к главе 4 Задача № 4.1 Газотурбинный агрегат 13Е фирмы АВВ имеет следующие характеристики: топливо  природный газ (= 35600 кДж/м3; = 9,44 м3/м3); электрическая мощность N = 147 МВт; степень сжатия π = 13,8; температура газов перед турбиной t3 = 1070 °С. Рассчитать: КПД ГТУ, состояние газа в характерных точках, расход топлива и продуктов сгорания, коэффициент избытка воздуха. Плотность воздуха ρв = 1,29 кг/м3. Коэффициент полезного действия газотурбинной установки определяется соотношением: Параметры в точке 1, соответствующей состоянию окружающей среды: • температура воздуха t1 = 20°С, или T1 = t1 + 273 = 20 + 273 = 293 К; • давление P1 = 0,1 МПа. Параметры в точке 2, соответствующей состоянию воздуха после компрессора: • температура , или t1 = T1 – 273 = 620 – 273 = 347 °C; • давление P2 = π·P1 = 13,8·0,1 = 1,38 МПа. Параметры в точке 3, соответствующей состоянию газов перед турбиной: • 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 выходе из турбины: • температура , 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: Количество отведенной теплоты: Теплота в камере сгорания подводится за счет сжигания природного газа. Сжигание осуществляется с повышенным коэффициентом избытка воздуха, поскольку температура T3 ограничена. Расход природного газа, сжигаемого в камере сгорания, определяется из следующего соотношения: Суммарный тепловой поток, выделившийся при сжигании газа в турбине с расходом Bг будет равен Удельное количество теплоты на 1 кг рабочего тела: С другой стороны это количество теплоты равняется Отсюда находим требуемый избыток воздуха, обеспечивающий допустимую температуру на входе в проточную часть газовой турбины: и массовый расход продуктов сгорания через турбину: Задача № 4.2 Для ПГУПГ рассчитать, как изменяться: коэффициент избытка воздуха в камере сгорания αг, доля теплоты топлива газотурбинной установки δ, степень бинарности цикла β и КПД парогазового цикла ηпгу при изменении степени повышения давления π от 9 до 14 при следующих условиях. В газовой турбине сжигают газ северных месторождений (= 35600 кДж/м3; = 9,44 м3/м3; = 10,6 м3/м3), массовая теплоемкость воздуха 1,01 кДж/(кгК), плотность воздуха 1,29 кг/м3, начальная температура воздуха t1=0 °С; температура газов перед газовой турбиной t3=1030 °С; температура уходящих газов за котлом утилизатором tух=140 °С, коэффициент избытка воздуха уходящих газов αух=1,4, КПД паросилового цикла ηпт = 0,36. При степени повышения давления π = 9 Температура воздуха после сжатия в компрессоре Требуемый избыток воздуха, обеспечивающий допустимую температуру на входе в проточную часть газовой турбины: . Доля теплоты топлива газотурбинной установки . Коэффициент полезного действия идеального цикла ГТУ: . Степень бинарности цикла ПГУПГ . Потери теплоты с уходящими газами Коэффициента термической эффективности ПГУ При степени повышения давления π=14 Температура воздуха после сжатия в компрессоре Требуемый избыток воздуха, обеспечивающий допустимую температуру на входе в проточную часть газовой турбины: . Доля теплоты топлива газотурбинной установки . Коэффициент полезного действия идеального цикла ГТУ: . Степень бинарности цикла ПГУПГ . Потери теплоты с уходящими газами Коэффициента термической эффективности ПГУПГ Таким образом, с увеличением степени повышения давления термическая эффективность ПГУПГ не изменилась Задача № 4.3 Для ПГУКУ рассчитать, как изменятся: коэффициент избытка воздуха в камере сгорания αг, доля теплоты топлива газотурбинной установки δ, степень бинарности цикла β, и КПД парогазового цикла ηпгу при изменении степени повышения давления π от 9 до 14 при следующих условиях. В газовой турбине сжигают газ северных месторождений (= 35600 кДж/м3; = 9,44 м3/м3; = 10,6 м3/м3), массовая теплоемкость воздуха 1,01 кДж/(кгК), плотность воздуха 1,29 кг/м3, температура уходящих газов за котлом утилизатором tух=140 °С, КПД паросилового цикла ηпт = 0,36. При степени повышения давления π = 9 Температура воздуха после сжатия в компрессоре Требуемый избыток воздуха, обеспечивающий допустимую температуру на входе в проточную часть газовой турбины: . Доля теплоты топлива газотурбинной установки . Коэффициент полезного действия идеального цикла ГТУ: . Степень бинарности цикла ПГУКУ . Потери теплоты с уходящими газами Коэффициента термической эффективности ПГУ . При степени повышения давления π=14 Температура воздуха после сжатия в компрессоре Требуемый избыток воздуха, обеспечивающий допустимую температуру на входе в проточную часть газовой турбины: Доля теплоты топлива газотурбинной установки . Коэффициент полезного действия идеального цикла ГТУ: . Степень бинарности цикла ПГУПГ . Потери теплоты с уходящими газами Коэффициента термической эффективности ПГУПГ Таким образом, с увеличением степени повышения давления термическая эффективность ПГУКУ практически не изменилась Задача № 4.4 Начальная температура воздуха t1=0 °С, 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 испарения и перегрева пара до температуры T2. В газовой турбине сжигают газ северных месторождений (= 35600 кДж/м3; = 9,44 м3/м3; = 10,6 м3/м3), массовая теплоемкость воздуха 1,12 кДж/(кгК), плотность воздуха 1,29 кг/м3; массовая теплоемкость водяных паров 2,3 кДж/(кгК). Температура воздуха после сжатия в компрессоре Теплота, подведенная в камере сгорания: кДж/кг. Температура на выходе из турбины K. Полезная работа в цикле ГТУ: 5. анализ экономической эффективности энергосберегающих проектов 5.1. Понятие о бизнес-планировании Бизнес-план – это тщательно разработанный и четко структурированный документ, описывающий цель фирмы (или этапа 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) инвестиционного проекта [25, 26]. Можно выделить следующие особенности процесса бизнес-планирования в энергетической отрасли: • необходимость обеспечения высокой надежности; • высокая капиталоемкость, длительные сроки окупаемости, невысокая эффективность проектов; • специфика ценообразования – тарифы на тепловую энергию и частично цены на электрическую энергию подлежат государственному регулированию; • порядок подготовки и согласования инвестиционных проектов устанавливается законодательно; • существует механизм учета инвестиционной составляющей в тарифах на тепловую и электрическую энергию; • необходимость дифференцированного учета инфляции по доходной и расходной части при проведении экономических расчетов в бизнес-плане; • необходимость планирования денежных потоков с учетом реальной платежеспособности потребителей. Различия типов бизнес-планов. Пункт различия Бизнес-план фирмы Бизнес-план проекта 1. Содержание документа Описывает развитие компании в среднесрочной перспективе Описывает осуществление и оценивает эффективность инвестиционного проекта 2. Масштаб процесса планирования Дает прогноз деятельности фирмы в целом Дает прогноз развития отдельного вида или этапа деятельности фирмы 3. Стратегическая ориентация Описывает общую стратегию деятельности фирмы Конкретизирует общую стратегию в виде разработки отдельного направления 4. Горизонт планирования 1 – 5 лет Зависит от сроков эксплуатации и окупаемости проекта 5. Структура финансовых расчетов Прогнозы прибылей и убытков, денежных потоков, баланса фирмы в целом Прогнозы прибылей и убытков, денежных потоков, баланса проекта, расчет критериев эффективности проекта 6. Точность расчетов Высокая Зависит от точности исходной информации 7. Построение прогнозного баланса На основе общего бухгалтерского баланса фирмы Исходя из условной самостоятельности проекта 8. Показатели экономической эффективности Финансовые коэффициенты, запас прочности NPV, IRR, срок окупаемости, запас прочности Пример: Формулирование бизнес-проекта как мероприятия для достижения стратегической цели компании Процессы стратегического планирования и разработки необходимых для достижения стратегических целей конкретных бизнес-проектов в компании могут быть осуществлены с применением следующего 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. Рассмотрим подробнее отдельные этапы на конкретном примере. Теплоэнергетическая компания (основной вид деятельности – производство тепловой энергии на собственных и арендованных котельных и продажа ее с коллекторов) рассматривает в качестве основной цели деятельности расширение рынка сбыта путем взятия в аренду тепловых сетей в зоне своего присутствия. Результаты SWOT – анализа (то есть анализа сильных (strengths) и слабых сторон (weaknesses) компании, а также возможностей (opportunities) и угроз (threats), связанных со внешней средой) показали следующее: 1. Сильные стороны компании 1. Многолетний опыт реализации тепла. 2. Многолетний опыт защиты тарифов на тепловую энергию в региональном 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, собственное юридическое подразделение. 2. Слабые стороны компании 1. Нет опыта эксплуатации тепловых сетей. 2. Нет возможности проводить энергетический аудит собственными 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 тепловых 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). 2. Заниженные по сравнению с реальной себестоимостью существующие тарифы на тепловую энергию. 3. Высокие потери тепловой энергии в сетях вследствие недостаточно хорошей изоляции трубопроводов, что приводит с снижению полезного отпуска тепловой энергии по сравнению с выработкой. 4. Высокая вероятность ненадежного теплоснабжения потребителей в начальный период из-за необходимости больших единовременных вложений (устаревшее оборудование) и нехватки времени на наладку и ремонт оборудования. 5. Медленное оформление права собственности со стороны муниципалитета – собственника тепловых сетей, что приводит к невозможности оформления арендных отношений и учета в тарифах 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 регулирования режимов работы сетей (что приводит к увеличению или уменьшению температуры в помещении по сравнению с нормативной). 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 позиций. 4. Возможность защиты программ (инвестиционных, энергосбережения) и учета их при утверждении тарифов. 5. Возможность со временем использования новых методик (двухставочных 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 доступности услуги теплоснабжения. 2. Постоянное изменение законодательства в сфере теплоснабжения. 3. Необходимость значительных инвестиций и, возможно, потеря финансовой устойчивости. 4. Угроза неплатежей потребителей, что может привести к проблеме возврата привлеченных финансовых ресурсов. 5. Ограничение роста тарифов предельными индексами. 6. Опасность заключения договоров на энергетический аудит, ремонтные работы с недостаточно квалифицированными специализированными организациями. Построение матрицы целевых областей заключается в следующем. Для каждой слабой стороны компании с использованием сильных сторон 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 рисунке 1. После формирования целевых областей схожие целевые области объединяются в стратегические цели компании. Стратегические цели компании должны подчиняться принципам SMART, а именно: быть конкретными (specific), измеримыми (measurable), достижимыми (achievable), ориентированными на результат (result – oriented), иметь конкретный срок (timed). Рисунок 5.1. Далее в рассматриваемом примере в качестве одной из стратегических целей компании была установлена цель: обеспечение 100% надежности теплоснабжения потребителей в течение двух лет. В рамках конкретизации этой стратегической цели руководство компании разработало и утвердило следующий план действий: Мероприятия Промежуточные этапы Срок выполнения Ответственный 1. Создание эффективной системы орга-низации ремонтов, обеспечение включения данных затрат в тарифы 1. Проведение тендеров для выбора специализированной организации (с учетом имеющихся лицензий, сертификатов, рекомендаций Правительства Региона) по выполнению ремонтных работ, заключение договора В течение 2-х месяцев Отдел организации ремонтов 2. Проработка вопроса создания собственного ремонтного подразделения, оценка эффективности данного проекта, в том числе с точки зрения включения затрат в тарифы В течение 6 месяцев Плановый отдел (совместно с отделом организации ремонтов, отделом разработки программ) 3. Разработка и согласование в установленном порядке программы ремонтных работ для защиты тарифов по конкретному объекту В течение 2-х месяцев после передачи объекта в компанию, но не позднее срока, установленного тарифным органом для защиты тарифов Специализиро-ванная организация по ремонтам совместно с отделом организации ремонтов 4. Проведение необходимых ремонтных работ В течение летнего периода очередного года Отдел организации ремонтов совместно со специализиро-ванной организацией по ремонтам 2. Реализация программ реконструкции конкретных объектов (котельных и тепловых сетей) 1. Разработка программы реконструкции конкретного объекта В течение 2-х месяцев после передачи объекта в компанию Отдел разработки программ совместно со специализированной организацией по ремонтам 2. Утверждение программы реконструкции объекта в Правительстве региона В течение 3-х месяцев после передачи объекта в компанию Отдел разработки программ совместно со специализированной организацией по ремонтам 3. Утверждение соответствующей тарифной составляющей (прибыли) в тарифном органе В сроки, установленные РЭК Плановый отдел 4. Реализация программы реконструкции объекта В течение летнего периода очередного года Отдел капитального строительства совместно со специализированной организацией по ремонтам Указанный выше план действий показал необходимость разработки конкретных бизнес-планов реализации инвестиционных проектов. В соответствии с планом действий в дальнейшем компанией были разработаны, проанализированы, и по итогам анализа определены к реализации следующие бизнес-планы: 1. проект создания собственного ремонтного подразделения (разновидность 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 менеджмента и сотрудников самой компании) /25/. Внешние цели: • привлечение инвестиций (подготовка эмиссии акций, облигаций, кредитование, увеличение уставного капитала, привлечение бюджетного финансирования); • привлечение новых клиентов и партнеров; • обоснование для Холдинга целесообразности создания новой дочерней компании; • обоснование необходимости слияний, преобразования, ликвидации 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 финансирования. Цели составления бизнес-плана инвестиционного проекта также можно разделить на внешние и внутренние, но набор конкретных целей несколько отличается от целей составления бизнес-плана 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 внутрифирменного финансирования. Внутренние цели: • анализ долгосрочной жизнеспособности проекта с учетом рыночной ситуации, рисков; • анализ возможных вариантов реализации проекта по техническим 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 присутствуют следующие разделы /26/: • 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 поподробнее с содержанием основных разделов бизнес-плана инвестиционного проекта. Резюме проекта – это краткий обзор всех основных вопросов содержания 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 отрасли Цель данного раздела – представить будущему инвестору в максимально компактной форме всю информацию о будущем заемщике, обосновать его долгосрочную платежеспособность, дать полную картину 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 реквизиты, ИНН; финансово-экономические показатели деятельности предприятия: • краткий анализ баланса за 3 года: расчет и анализ показателей рентабельности, деловой активности, финансовой устойчивости, платежеспособности; • структура платежей за продукцию (доля оплаты «живыми» деньгами); • для акционерных обществ – анализ рыночной активности. сведения о высшем менеджменте предприятия, краткая характеристика: • 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 предприятия, • достижения (доля рынка по каждому виду продукции, динамика потребительского спроса, имеющиеся лицензии); • перспективы предприятия (прогноз выпуска новых видов продукции, 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, • оценка будущего развития отрасли с указанием программ развития; партнерские связи: • взаимодействие с финансовыми организациями, рыночными контрагентами (поставщиками, оптовой и розничной торговой сетью), • взаимодействие с административными органами. Сущность проекта Цель данного раздела – описать цели, преимущества и необходимость реализации представляемого проекта, дать инвестору компактное и по возможности полное представление об особенностях предлагаемых технических решений, обосновать выбор определенного варианта из нескольких. В этом разделе приводятся следующие данные: описание существующей ситуации: • описание существующего производственного процесса (технология, объем производства, загрузка производственных мощностей); • калькуляция себестоимости продукции по отдельным видам; • общая смета затрат на производство на 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, увеличение доли оплаты «живыми» деньгами, повышение качества продукции – следствием может быть увеличение объема продаж); • народнохозяйственные (экономия бюджетных средств или прирост поступлений в бюджет в результате реализации проекта); • некоммерческие (политические, социально-демографические, экологические и др.); история проекта: • лица, заинтересованные в реализации проекта (инициаторы проекта); • стоимость уже проведенных исследований и работ; • краткое описание рассмотренных технических вариантов решения 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 оборудования, которые, как предполагается, будут в дальнейшем использоваться в проекте; описание продукции (услуг), являющейся результатом реализации проекта: • наименование, назначение и область применения, • перспективы выпуска (производства и продажи с учетом потерь и утечек, сезонности), • возможность экспорта или импортозамещения, • краткое описание и основные характеристики, • конкурентоспособность (на основе приближенной оценки себестоимости производства продукции, прогноза средних цен на продукцию, сравнения с фирмами-конкурентами), возможности повышения конкурентоспособности; • сведения о патентах и авторских правах; • наличие или необходимость лицензирования выпуска продукции, стоимость лицензий, которые необходимо получить; органы, выдающие лицензию; • безопасность и экологичность (наличие гигиенических и прочих сертификатов, заключения экологической экспертизы, соответствие требованиям СЭС, подлежит ли оборудование Федеральному горному и промышленному надзору (органам Госгортехнадзора), предусмотрено ли обучение персонала технике безопасности и т.п.); • особенности эксплуатации (если продукция – оборудование), утилизация после окончания эксплуатации; • условия поставки, упаковка, гарантии, сервисное обслуживание; • особенности налогообложения при производстве продукции и наличие льгот. Анализ рынка и концепция маркетинга Цель данного раздела – обосновать долгосрочную платежеспособность 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 снижение внутренних издержек, а не на продажу продукции, анализ рынка должен быть посвящен изучению платежеспособного спроса на основные виды продукции, производимой предприятием, для обоснования платежеспособности и кредитоспособности предприятия, так как расчетная «экономия» может превратиться в «живые» деньги только при реализации запланированного количества продукции. Если же результатом проекта является продукция, которая должна быть реализована внешним потребителям, то, кроме анализа основных рынков, необходим анализ нового рынка или анализ возможности уже существующего 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 стоимостных единицах измерения за 3-5 лет; качество продукции по сравнению с импортными аналогами, продукцией конкурентов и товарами-заменителями, количество и выручка от продажи продукции на экспорт (в валюте)); • характеристика применяющихся на предприятии методов ценообразования, имеется ли дифференциация цен по группам потребителей, 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 каждому виду продукции; • характеристика применяемых на предприятии методов исследования рынка; • основные конкуренты – существующие и потенциальные, их методы ценообразования, их рыночные доли, какие рыночные ниши они занимают, есть ли среди них монополисты по отдельным сегментам рынка, их конкурентные преимущества (по цене и ценовой политике, по качеству, по системе гарантий, по сервисным услугам и послепродажному обслуживанию); их каналы распределения (оптовая и розничная торговля), их система продвижения (рекламы); • применяющаяся система каналов распределения продукции: доля прямых поставок (договоров с конечными потребителями), доля посредников, оптовых потребителей-перепродавцов, методы работы предприятия с ними, влияние наценки посредников на конечный спрос по отдельным видам продукции; • применяющаяся система продвижения: виды, затраты и эффективность рекламы, персональных продаж; имеет ли предприятие свой имидж, зарегистрированную торговую марку; • динамика платежей за проданную продукцию: доля неплатежей, доля взаимозачетов и бартера, динамика средней величины дисконта по неденежным формам расчетов, доля платежей «живыми» деньгами (отдельно – в рублях и валюте), сегментация потребителей по платежеспособности, описание методов работы с неплатежеспособными потребителями; • анализ рынка поставщиков оборудования, сырья и материалов, необходимых для реализации проекта, по критериям: ценовая политика, качество, объемы, сроки поставок, формы расчетов, надежность поставок, гарантии и сервис. Концепция маркетинга: • анализ и выбор стратегий ценообразования; • выбор способов продвижения продукции, расчет затрат на продвижение (реклама, создание имиджа фирмы, персональные продажи), 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 потребителями, создание собственной сети распространения товаров); • ожидаемая конкуренция, методы борьбы с конкурентами, возможность и затраты на использование неценовой конкуренции (при проведении соответствующей рекламной кампании), анализ возможности появления новых конкурентов; • характеристика будущих рынков сбыта, гарантии сбыта, программа продаж; • программа работы с потребителями: необходимо дать описание планируемого механизма расчетов, привести проект типового договора с потребителями, в котором предусмотрены: срок платежей за продукцию, система пеней (штрафов), система скидок за предоплату, возможные формы расчетов; • предполагаемые годовые поступления от продаж основных и побочных продуктов, программа диверсификации (ввода новой продукции), программа освоения новых рынков; • предполагаемые годовые затраты на программу маркетинга; • расчет налоговых платежей, зависящих от объема продаж. План производства Цель данного раздела – дать технико-экономическое обоснование возможности реализации проекта, описать технические решения как на стадии освоения (проектирования, согласования, строительно-монтажных и пуско-наладочных 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 землеотвода при осуществлении проекта, оценка воздействия проекта 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 потребности в средствах связи - телефон, радиотелефон, пейджер; в энергетическом обеспечении - электроэнергия, газ, горячая и холодная вода, пар, отопление, сжатый воздух; в инфраструктуре - канализация, очистные сооружения, ремонт и обслуживание оборудования, дороги, подъездные пути), расчет затрат; • примерная схема работ по строительству, расположение зданий, анализ и выбор строительной субподрядной организации (привести проект договора с субподрядчиком, дать описание основных строительных материалов), оценка затрат; • производственные мощности, площади и помещения (необходимо определить: а) потребность в конкретных типах помещений: производственных, складских, технологических для вспомогательного оборудования, офисных, гаражах, вспомогательных для персонала; б) источник приобретения помещений: имеющиеся собственные или арендуемые с указанием срока аренды, реконструкция имеющихся и ее стоимость, строительство новых и стоимость, приобретение готовых, аренда, поиск партнеров с необходимыми помещениями); • состав необходимого оборудования (основного, вспомогательного, инструментов): тип, марка оборудования, его основные характеристики (паспортные данные), необходимые площади для установки, основные пути получения (собственное производство, аренда, покупка, лизинг, в виде взноса инвестора в уставный капитал); анализ и выбор поставщиков по каждому виду оборудования, условия поставок (аренда, покупка), формы расчетов, гарантии поставщиков; примерная планировочная схема предполагаемого оборудования; • график реализации проекта на стадии освоения (продолжительность прединвестиционной и инвестиционной фаз, распределение затрат во времени, предполагаемые источники финансирования (можно по вариантам), лица, ответственные за соблюдение сроков этапов освоения и обеспечивающие своевременное финансирование – по каждому этапу); • смета капитальных затрат по проекту (с учетом непредвиденных 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 полуфабрикаты, комплектующие изделия, топливо и энергия (приблизительная 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.). • кадровое обеспечение (основные и вспомогательные производственные рабочие, требования к образованию и квалификации, необходимое количество и годовые затраты на заработную плату, включая отчисления на социальные нужды, схема формирования заработной платы, материальное стимулирование); • экологичность и безопасность производства (имеющиеся вредные факторы производства и меры защиты, образующиеся в результате эксплуатации отходы и их утилизация, выбросы в атмосферу, загрязнения почвы, воды, меры по их уменьшению), оценка затрат на природоохранные мероприятия и охрану труда; • калькуляция себестоимости (прямые и косвенные затраты) производимого продукта, расчет должен быть произведен как за период (квартал, год), так и на единицу продукции. Организационный план Цель данного раздела – дать организационно-правовое обоснование возможности реализации проекта, описать имеющуюся и необходимую документацию, административную и законодательную поддержку проекта, организационную структуру проекта. Приводятся следующие сведения: в случае создания нового юридического лица для реализации проекта: • организационно-правовая форма нового предприятия, реализующего проект; условия создания, основные учредители (пайщики), их доли и обязательства; • руководящий состав предприятия; • кто обладает правом подписи финансовых документов; • организационная структура предприятия, распределение обязанностей между членами руководящего состава, количество и структура основного, административного, вспомогательного и непромышленного персонала; • предполагаемые накладные расходы (общецеховые, общезаводские (административные), коммерческие) при эксплуатации проекта, их прогнозная общая величина за год (с разбивкой по месяцам и статьям расходов), порядок определения, схема отнесения на себестоимость продукции; • отношения предприятия с местной администрацией; • команда управления проектом (на каждой стадии проекта: освоение, эксплуатация, ликвидация), ведущие специалисты, их краткая характеристика; • правовое обеспечение проекта, поддержка и льготы (устав предприятия, учредительный договор, учредительные документы участников проекта; копии или проекты договоров; патенты, лицензии на проведение работ, сертификаты качества продукции, сертификаты уровня производства; законодательные акты и другие решения органов власти на федеральном и местном уровне, оказывающие поддержку проекта и регламентирующие его развитие; решения региональной энергетической комиссии, утвержденные методики расчета тарифов на энергию; особенности налогообложения; федеральные или региональные программы, в соответствии с которыми реализуется проект; правительственные и банковские гарантии); • партнеры по реализации проекта (консалтинговые экономические и юридические фирмы, проектные организации, строительно-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 реализации 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 продукции; • остальные подпункты (отношения предприятия с местной администрацией, команда управления проектом, правовое обеспечение проекта, поддержка и льготы, партнеры по реализации проекта, см. выше) – такие же, что при создании нового юридического лица. Финансовый план Цель данного раздела – дать финансовое обоснование возможности реализации проекта, описать имеющиеся и необходимые объемы источников финансирования, структуру и стоимость инвестируемого в проект капитала, срок и порядок возврата средств за счет генерации денежных потоков при эксплуатации проекта. Приводятся следующие данные [27]: • нормативы и исходные данные для финансовых расчетов (начальный 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 издержки, недвижимость, энергоносители; прогноз курса валюты; прогноз изменения стоимости краткосрочных заимствований; планируемая процентная ставка по долгосрочному кредиту, доля заемных средств); • расчет необходимых инвестиций в период освоения. • план доходов и расходов с учетом налогообложения и распределения прибыли. • план денежных поступлений и выплат с расчетом НДС (при необходимости), суммарного денежного потока, плана привлечения и возврата кредитных ресурсов. • балансовый план и анализ баланса. • экономическая оценка. Эффективность проекта оценивается с помощью следующих критериев: • 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 котором прибыль равна нулю) можно также построить график безубыточности, основывающийся на плане доходов и расходов для ситуации «с проектом». Оценка риска Цель данного раздела – дать обоснованное заключение о возможности реализации проекта при неблагоприятных изменяющихся внешних условиях, выявить факторы, влияющие на успех реализации проекта, оценить степень защищенности проекта от влияния неблагоприятных обстоятельств. Приводятся следующие данные: • обоснование ставки дисконтирования с учетом риска; • перечень возможных факторов риска (политические, рыночные, технологические) и соответствующий перечень мероприятий для защиты от каждого конкретного риска, присущего данному проекту; • величина “запаса прочности”, определяемая на основе графика безубыточности; • анализ чувствительности проекта к изменению внешних условий (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 бизнес-плана рассмотрим финансовый план проекта строительства котельной. Для упрощения рассмотрим первый год эксплуатации построенной котельной. 1. Исходная информация представлена в таблице. Показатель Ед. измерения Величина 1. Капиталовложения с НДС тыс.руб. 45 000 2. Мощность Гкал/час 10 3. Число часов использования установленной мощности час/год 2 500 4. КПД котельной % 90 5. Теплота сгорания топлива (газ) ккал/м3 8 000 6. Тариф на тепло с инвестиционной составляющей без НДС руб./Гкал 2 000 7. Цена газа без НДС руб./тыс. м3 4 250 8. Удельный расход электроэнергии кВтч/Гкал 25 9. Удельный расход воды т/Гкал 1 10. Цена электроэнергии без НДС руб./кВтч 5 11. Цена воды без НДС руб./т 30 12. Количество прямого производственного персонала Чел. 12 13. Среднемесячная зарплата Руб./чел./мес. 40 14. Отчисления на социальные нужды % 30 15. Ставка налога на имущество % годовых 2,2 16. Ставка налога на прибыль % 20 17. Норма амортизации % 14 18. Ставка НДС % 18 19. Процентная ставка по кредиту % годовых 15 20. Доля общехозяйственных расходов к прямым % 15 21. Доля общехозяйственных расходов, облагаемая НДС % 50 22. Доля заемных средств в источниках финансирования % 50 2. План доходов и расходов, тыс.руб., без НДС. № Показатель 1 квартал 2 квартал 3 квартал 4 квартал Итого 1 Процент отпуска тепла 40% 15% 10% 35% 100% 2 Выручка 20000 7500 5000 17500 50000 3 Затраты на газ, электроэнергию, воду 7453 2795 1863 6521 18632 4 Фонд оплаты труда и отчисления 1872 1872 1872 1872 7488 5 Амортизация 1335 1335 1335 1335 5339 6 Общехозяйствен-ные расходы 1180 1180 1180 1180 4719 7 Налог на имущество 206 199 191 184 780 8 Проценты по кредиту 844 731 641 636 2852 9 Налогооблагаемая прибыль 7111 -611 -2082 5773 10190 10 Налог на прибыль 1422 616 2038 11 Чистая прибыль 5687 -611 -2082 5157 8152 3. План денежных поступлений и выплат, тыс.руб. с НДС. Показатель % 1 квартал 2 квартал 3 квартал 4 квартал Итого 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1. Поступления от продаж с НДС 7867 7867 7867 2950 2950 2950 1967 1967 1967 6833 6833 52117 2. Затраты на газ, электроэнергию и воду с НДС 2931 2931 2931 1099 1099 1099 733 733 733 2565 2565 19421 3. ФОТ и отчисления 624 624 624 624 624 624 624 624 624 624 624 624 7488 4. Цеховые и общехозяйственные расходы с НДС 429 429 429 429 429 429 429 429 429 429 429 429 5144 5. Налог на имущество 206 199 191 184 780 7. НДС в бюджет 8. Налог на прибыль 474 474 474 205 205 205 2038 9. Проценты по кредиту 844 731 641 636 2852 10. ИТОГО денежный поток с учетом процентов по кредиту -1527 3409 2359 3883 798 -132 798 181 -651 -24 3060 2241 14394 11. ИТОГО денежный поток без учета процентов по кредиту (для дисконтирования) -1527 3409 3202 3883 798 599 798 181 -10 -24 3060 2876 17246 12. Поступление средств учредителей для покрытия кассовых разрывов 1800 13. Возврат средств учредителей (на кассовые разрывы) 1800 14. Возврат кредита 3000 2400 150 2900 8450 15. Остаток кредита 22500 22500 22500 19500 19500 19500 17100 17100 17100 16950 16950 14050 14050 16. Денежные средства на начало 273 1882 4241 5123 5921 5789 4187 4369 3717 3543 6604 17. Денежные средства на конец 273 1882 4241 5123 5921 5789 4187 4369 3717 3543 6604 5944 5944 Справочно: остаточная стоимость 37691 37246 36801 36356 35911 35466 35021 34576 34131 33686 33242 32797 Справочно: амортизация 445 445 445 445 445 445 445 445 445 445 445 445 Справочно: среднегодовая стоимость 37468 36133 34799 4. Расчет уплаты НДС в бюджет, тыс.руб. Показатель /месяц освоение 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 НДС с выручкой   1200 1200 1200 450 450 450 300 300 300 1050 1050 НДС с прямыми расходами   447 447 447 168 168 168 112 112 112 391 391 НДС с цеховыми и общехозяйственными расходами   35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 НДС с инвестициями 6 864 Сальдо НДС - 6 864 -35 717 717 717 247 247 247 153 153 153 623 623 НДС в бюджет - Накопленный НДС - 6864 -6900 -6182 -5465 -4747 -4501 -4254 -4007 -3854 -3701 -3548 -2925 -2302 5. Прогноз баланса, тыс.руб. Актив начало года конец года 1. Основные средства 38136 32797 2. Дебиторская задолженность 5833 3. НДС 6864 2302 4. Денежные средства 5944 ИТОГО актив 45000 46876 Пассив начало года конец года 1. Уставный капитал 22500 22500 2. Нераспределенная прибыль 8152 3. Заемные средства 22500 14050 4. Кредиторская задолженность 2174 ИТОГО пассив 45000 46876 6. График безубыточности и запас прочности. Рисунок 5.2. График безубыточности Величина запаса прочности – 32,49%. На основе графика безубыточности рассчитывается критический объем производства, т.е. объем, ниже которого компания (или проект) начинает работать с убытком. Величина критического объема определяется по выражению: На основе критического объема рассчитывается величина запаса прочности как процентное отношение разницы между реальным и критическим объемом к реальному объему производства: Расчет критериев эффективности инвестиций как необходимая составляющая финансового плана бизнес-плана инвестиционного проекта будет рассмотрен в следующих разделах. 5.4. Инфляция и стоимость капитала (реальная процентная ставка). Начнем рассмотрение российских особенностей анализа инвестиционных проектов с определения инфляции: Инфляция - это процесс повышения общего уровня цен в экономике, 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): (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 период времени (Т1 - Тбаз): это величина, показывающая, на сколько процентов возрастает общий уровень цен за данный период времени. При инфляции (i100) % в месяц цена товара в следующем месяце определится формулой: (5.2) Через два месяца: (5.3) При различных коэффициентах инфляции в каждом месяце(i1 и i2) зависимость (5.3) запишется по-другому: (5.3́) Если обозначить общий коэффициент инфляции за 2 месяца i, то можно записать: (5.4) или (5.5) В общем виде зависимость (5.5) можно переписать в виде: (6) где ik - коэффициент инфляции в k-й месяц. Выражение (5.6) является записью зависимости общего за значительный период и частных (за более короткие периоды) коэффициентов инфляции. Если ik - постоянная величина, то общий коэффициент инфляции за n месяцев рассчитывается в виде: (5.6а) Из выражения (5.2) следует очевидная связь между коэффициентом инфляции и индексом потребительских цен: (5.7) При расчете ИПЦ по отношению к какому то базовому моменту времени коэффициент инфляции за период (Т2 - Т1) можно рассчитать по выражению: (5.8) где ИПЦ1=(Ц1/ Цбаз), ИПЦ2=Ц2/Цбаз. Запишем соотношение (5.6), используя ИПЦ: (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 короткие промежутки времени, в совокупности, составляющие рассматриваемый период. Если ИПЦk – постоянная величина, то выражение (5.9) принимает вид: (5.9а) 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 сравнению с «овеществлением» денежных средств, то есть покупкой какой-то вещи с целью последующей продажи). Рассмотрим связь реальной процентной ставки с коэффициентом инфляции и величиной номинального процента доходности (или стоимости) инвестиций r. Предположим, что в начальный (нулевой) момент времени имеется сумма денежных средств L0. Рассмотрим два варианта размещения этой суммы на срок 1 год: 1 вариант: «овеществление», то есть покупка какой-то вещи с целью последующей продажи через 1 год, при выборе данного варианта через 1 год появится возможность получения новой суммы денежных средств, возросшей в результате инфляции: (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 через год с начала отсчета имеет ту же потребительскую стоимость (то есть на эту сумму денег можно приобрести такое же количество товаров), что и сумма денежных средств L0 в нулевой момент времени, хотя рассматриваемому владельцу удалось сохранить свое богатство; 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 инфляции). В этом случае через год появится возможность получения новой суммы денежных средств, возросшей в результате банковского вклада: . (5.11) Для того чтобы помещение денежных средств в банк было выгодно владельцу средств, необходимо, чтобы сумма денежных средств (по второму варианту) превышала сумму денежных средств (по первому варианту). Относительная разность этих сумм и показывает реальную эффективность помещения денежных средств в банк или реальную (то есть «очищенную» от инфляции) процентную ставку: . (5.12) При абстрагировании от годовых величин коэффициента инфляции и банковского процента величина реальной процентной ставки запишется в виде: . (5.13) Выражение (5.13) носит название формулы Ирвинга Фишера[28]. При расчетах необходимо помнить, что величины r и i должны определяться за одинаковый промежуток времени в долях от единицы. Упрощенная формула для расчета реальной процентной ставки: . (5.14) Выражение (5.14), в котором, по сравнению с (5.13), пренебрегается знаменателем, используется при небольших значениях коэффициента инфляции, а также при рассмотрении непродолжительных периодов времени. Зная, что реальная процентная ставка связана с номинальной процентной ставкой и коэффициентом инфляции соотношением . можно записать выражение для rp по какому-либо источнику инвестирования в случае бесплатного использования средств (то есть подразумевается, что вложенные средства должны быть возвращены в результате реализации проекта, но никакие проценты и дивиденды на них не начисляются): . (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 времени. На номинальные величины денежных средств оказывают влияние инфляция, обслуживание долга; при выборе вариантов инвестирования часто необходимо учитывать альтернативные возможности вложения капитала и упущенную выгоду. В связи с этим разновременные денежные поступления и выплаты при сравнении между собой необходимо приводить к одному моменту времени, что обеспечивает их сопоставимость. Дисконтирование – это приведение разновременных денежных поступлений (выплат) к одному моменту времени. Обычно выбирается «нулевой» момент времени, соответствующий началу отсчета. В теории управления проектами и в бизнес-планировании чаще всего «нулевым» выбирается тот момент, в который производятся финансовые 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 настоящему моменту времени (L0): . (5.16) Часто удобно оценивать будущие поступления денег в ценах «нулевого» момента времени (так как при этом известны все ценовые соотношения). Как правило, сметы капиталовложений составляются именно в ценах определенного «нулевого» момента времени. Рост цен (инфляция) при такой оценке учитывается соотношением: . (5.17) где Lj0 – величина ожидаемых в будущий j-й момент времени поступлений (выплат) в ценах настоящего, «нулевого» момента времени. В этом случае формула дисконтирования перепишется в виде: , (5.18) или , где – реальная процентная ставка, доли от единицы. Основные критерии эффективности инвестиций Известно несколько критериев оценки эффективности инвестиций, в большинстве из них используется метод дисконтирования. Рассмотрим наиболее употребляемые из них [25, 26.] Чистая дисконтированная стоимость NPV (Net Present Value) – это суммарный дисконтированный денежный поток от эксплуатации проекта 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 возврата всех инвестируемых (заемных и собственных) средств. , (5.19) здесь CFj0 – величина денежного потока от инвестиций в ценах «нулевого» момента времени, полученная в j - й год; Ij0 – величина капиталовложений в j - том году, в ценах «нулевого» момента времени; Т - «срок жизни» проекта – период от «нулевого» момента времени до окончания прибыльной эксплуатации проекта; kdj- коэффициент дисконтирования, при расчете денежных потоков в постоянных ценах равный: , если , (20) , если . Проект считается эффективным при NPV > 0. В случае единовременного вложения денег можно рассчитывать NPV по выражению: , (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 времени, когда можно начинать возврат основной суммы инвестиций (обычно в виде возврата кредита). Если инвестор выставляет условия погашения части долга раньше, чем наступает окупаемость проекта, то более ранний возврат приведет к нехватке денежных средств и необходимости дополнительного инвестирования (краткосрочного кредитования). Дисконтный срок окупаемости (Т0) проекта определяется по выражению: . (5.22) В случае единовременного вложения денег можно рассчитывать Т0 по выражению: . (5.23) Проект считается эффективным, если срок окупаемости меньше определенной приемлемой величины и, естественно, меньше «срока жизни» проекта. Внутренняя норма прибыли IRR (Internal Rate of Return) – это такая ставка дисконта (реальная процентная ставка), при которой суммарный дисконтированный денежный поток от эксплуатации проекта становится равным суммарным дисконтированным капиталовложениям в проект только по истечении всего «срока жизни» проекта. , (5.24) где IRR – внутренняя норма прибыли. Внутренняя норма прибыли соответствует максимально возможной величине реальной процентной ставки для финансирования данного проекта: , при этом номинальная (рублевая) максимальная процентная ставка запишется в виде: , (5.25) в выражении (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» проекта. Извлечение дохода, равного внутренней норме прибыли, позволяет окупить проект к концу его эксплуатации и, следовательно, позволяет вложить средства в такой же новый проект после завершения предыдущего. В случае единовременного вложения денег можно рассчитывать IRR по выражению: . (5.26) При распределении капиталовложений во времени величина капиталовложений I0, приведенная к начальному моменту времени, определяется по выражению: , (5.27) где Ij0 – номинальная (в ценах нулевого момента времени) величина капитальных затрат, которая будет вложена в j - й момент времени. В свою очередь, величина капиталовложений при приведении к будущему моменту времени (например, к началу эксплуатации оборудования Iнэ), определяется следующим образом: • связь между I0 и Iнэ может быть записана в виде: , где , здесь э – период от нулевого момента времени до начала эксплуатации; тогда: . (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 определенный период времени. Часто в литературе встречается упрощенное определение денежного 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 производится вовремя, нет проблем с возмещением излишне уплаченных налогов из бюджета, и используются только денежные формы расчетов. В российских условиях приходится прибегать к более сложным методам определения денежного потока. В любом случае нужно помнить, что при расчете денежного потока не учитываются амортизация (этот вид отчислений не генерирует соответствующего оттока денежных средств, в отличие от остальных составляющих затрат предприятия) и проценты по инвестиционному кредиту, так как стоимость инвестированного капитала будет учтена при дисконтировании. Наиболее часто используемые методы определения денежного потока от эксплуатации проекта для оценки эффективности инвестиционного проекта с использованием дисконтирования приведены в таблице. № п/п Название Расчет Плюсы Минусы 1. По чистой прибыли Денежный поток (CF) равен сумме чистой прибыли от эксплуатации проекта и амортизации, причем в расчете чистой прибыли не учитываются проценты по инвестиционному кредиту. Простой 1) необходима корректировка чистой прибыли на сумму процентов; 2) не учитываются временные отсрочки поступлений и выплат денежных средств; 3) считается, что все расчеты производятся только в денежной форме 2. «Балансо-вый» Денежный поток (CF) равен выручке с НДС за вычетом эксплуатационных расходов с НДС (без амортизации и процентов), налогов, связанных с проектом, а также за вычетом прироста чистого оборотного капитала (ЧОК) 1) доста-точно простой; 2) расчет налогов произво-дится отдельно; 3) прирост ЧОК учитывает отсрочки 1) сложнее предыдущего; 2) считается, что все расчеты производятся только в денежной форме 3. Метод прямого счета Денежный поток (CF) равен всем текущим денежным поступлениям от эксплуатации проекта (без кредитов) за вычетом всех текущих денежных расходов, связанных с эксплуатацией проекта (без инвестиционных и финансовых расходов) Самый точный Трудоёмкий Прирост чистого оборотного капитала (ЧОК) характеризует отток денежных средств в результате увеличения текущих активов (дебиторской задолженности, товарно-материальных запасов, краткосрочных финансовых вложений) или из-за уменьшения текущих обязательств (в результате погашения кредиторской задолженности). Общее определение чистого оборотного капитала можно сформулировать в виде следующих понятий: чистый оборотный капитал (ЧОК) – это текущие 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, так как если в результате нехватки денежных средств, генерируемых проектом, необходимо краткосрочное кредитование, то такой кредит будет относиться к инвестициям, необходимым для осуществления проекта, 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 денежных средств). Величина чистого денежного потока соответствует разности (СFj0 – Ij0) в вышеприведенных выражениях и подвергается дисконтированию, причем формула дисконтирования зависит от того, в каких ценах рассчитан чистый денежный поток: при использовании постоянных цен применяются выражения (20), а в случае расчета в текущих (истинных) ценах расчетного периода коэффициент дисконтирования принимает следующий вид: , если , (5.29) , если . 5.7. Учет валютной инфляции При привлечении валютных кредитов или прогнозировании поступлений средств от продажи продукции в валюте необходимо учитывать, что темп рублевой инфляции и темп роста курса валюты (доллара) в России, как правило, не одинаковы. Реальная процентная ставка (ставка дисконта) при валютном кредитовании рассчитывается в виде: , где - коэффициент валютной инфляции, доли от 1. Обозначим темп роста курса доллара , имея в виду, что: (5.30) где и - курс доллара в текущий и нулевой моменты времени соответственно, руб./долл. Из выражения (2.15) следует, что: (5.31) Выразим рублевую и долларовую величины цены на один и тот же товар в текущий момент времени через соответственно рублевую и долларовую цены на этот же товар в нулевой момент времени, используя понятия рублевой (i) и валютной () инфляции. Цена в рублевом выражении: . (5.32) Цена в долларовом выражении: (5.33) Имея в виду, что , а , разделим (5.33) на (5.32): . (5.34) Преобразуя (34) с учетом (30), получим: или (5.35) 5.8. Особенности включения в инвестиционный анализ налога на добавленную стоимость Российская специфика порядка уплаты налогов и сложности получить из бюджета возмещение излишне уплаченных налогов приводит к необходимости учета порядка уплаты налога на добавленную стоимость, хотя в традиционном инвестиционном анализе, основанном на западных моделях, такие «транзитные» налоги не принимаются 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 стоимость, возникающий при покупке оборудования, не включается в балансовую стоимость объекта и подлежит возмещению, а стоимость проектных и строительно-монтажных работ, выполняемых собственными силами, включается в стоимость капиталовложений в полном объеме (так же как начисляемые в период освоения проценты по кредиту, взятому под приобретение основных средств). Вторая особенность, связанная с налогом на добавленную стоимость – это сложность возмещения излишне уплаченного налога (например, при покупке основных средств) из бюджета. Согласно законодательству, излишне уплаченные суммы налога подлежат возмещению из бюджета или зачету в счет предстоящих платежей. Другими 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 эксплуатации проекта. Очевидно, что отслеживать и учитывать потоки НДС в инвестиционном анализе – достаточно трудоемкая процедура. Необходимо иметь в виду, что при реализации проекта на крупном предприятии, реализующем значительные объемы продукции, заведомо превышающие объем инвестиций в проект, можно не вводить потоки налога на добавленную стоимость в анализ проекта: образующийся при покупке оборудования отток НДС в данном случае возместится за счет положительного сальдо НДС от основных видов деятельности. Но чаще бывает ситуация, когда НДС необходимо учитывать, так как возмещение его происходит не полностью. В полном объеме эти расчеты безусловно 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 организаций 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 Год 1 2 3 4 5 6 7 Инвестиции без НДС 400 400 Выручка без НДС 400 400 400 400 400 Сырьё, материалы без НДС 150 150 150 150 150 НДС к уплате (по выручке) 72 72 72 72 72 НДС к возмещению (по инвестициям) 72 72 НДС к возмещению (по сырью) 27 27 27 27 27 Сальдо НДС -72 -72 45 45 45 45 45 Накопленный НДС -72 -144 -99 -54 -9 36 НДС в бюджет 36 45 Отсрочку уплаты НДС в бюджет по данной схеме можно не учитывать, если инвестиционный проект реализуется на крупном предприятии, объем продукции которого превышает объем инвестиций. Учет необходим при новом строительстве и крупных инвестиционных проектах. 5.9. Определение стоимости капитала при использовании различных источников финансирования При анализе источников инвестирования необходимо иметь в виду, что независимо от привлекательности проекта практически невозможно получить кредит на сумму, равную общей стоимости проекта. Поэтому инициатор проекта всегда должен рассчитывать на многообразные 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 ск и зк(i), запишем выражение для расчета средневзвешенной реальной процентной ставки (WACC), используемой для дисконтирования денежных потоков /24/: , (5.36) где и - соответственно реальная процентная ставка при использовании собственного и i-го вида заемного капитала, в долях от единицы, t – «налоговый зонтик», равный ставке налога на прибыль (20%). Необходимость учета налогообложения при расчете средневзвешенной процентной ставки связана с тем, что проценты учитываются в составе затрат, уменьшающих налогооблагаемую базу. При этом денежный поток в обязательном порядке должен рассчитываться без учета процентов по инвестиционному кредиту. Российское законодательство предусматривает нормирование процентов для цели налогообложения, т.е. под льготу по налогу на прибыль попадает не вся величина процентов. В этом случае величина WACC будет рассчитываться по более сложному выражению. Запишем это выражение для одного вида инвестиционного кредита: , где k – коэффициент к процентной ставке по кредиту, соответствующий нормативной ставке процентов, принимаемых в целях налогообложения прибыли в составе затрат, уменьшающих налогооблагаемую базу. 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 денежных средств и прогноз баланса. В структуру финансового плана инвестиционного проекта дополнительно входят, как правило, отдельным расчетом, анализ окупаемости и определение критериев эффективности инвестиционного проекта. Одним из методов анализа инвестиционного проекта является метод анализа на основе бюджета движения денежных средств (БДДС). Этот метод носит название «Модель расчетного счета» /24/. Бюджет движения денежных средств (кратко - БДДС) включает в себя несколько бюджетов: 1. Бюджет движения денежных средств по операционной деятельности. На его основе рассчитывается операционный чистый денежный поток. 2. Бюджет движения денежных средств по инвестиционной деятельности. Этот бюджет позволяет определить инвестиционный чистый денежный поток. 3. Бюджет движения денежных средств по финансовой деятельности. В результате его составления прогнозируется финансовый чистый денежный поток. Структура бюджетов. 1. БДДС по операционной деятельности 1.1. Поступления денежных средств. 1.1.1. Поступления от продаж продукции • Поступления от продаж текущего периода • Аванс от покупателей • Поступления от погашения дебиторской задолженности 1.1.2. Прочие поступления (например, проценты по решению суда) 1.2. Выплаты денежных средств 1.2.1. Выплаты поставщикам сырья, материалов • Выплаты по расходам текущего периода • Авансы поставщикам • Погашение кредиторской задолженности 1.2.2. Выплата заработной платы 1.2.3. Уплата отчислений и налогов 1.2.4. Прочие выплаты денежных средств, связанные с основной деятельностью (аренда и пр.). 2. БДДС по инвестиционной деятельности 2.1. Поступления денежных средств 2.1.1. Продажа основных средств 2.1.2. Продажа нематериальных активов 2.1.3. Проценты от долгосрочных финансовых вложений 2.1.4. Возврат финансовых вложений 2.2. Выплаты денежных средств 2.2.1. Приобретение основных средств, нематериальных активов 2.2.2. Приобретение акций 2.2.3. Оплата услуг сторонних организаций по инвестиционной деятельности (строительно-монтажных работ и прочих работ, услуг) 3. БДДС по финансовой деятельности 3.1. Поступления денежных средств 3.1.1. Привлечение краткосрочных кредитов и займов 3.1.2. Привлечение долгосрочных кредитов и займов 3.1.3. Поступления от эмиссии акций 3.1.4. Поступления от продажи векселей 3.1.5. Целевое финансирование 3.2. Выплаты денежных средств 3.2.1. Возврат краткосрочных кредитов и займов 3.2.2. Возврат долгосрочных кредитов и займов 3.2.3. Выплата процентов по займам и кредитов 3.2.4. Выплата дивидендов акционерам 3.2.5. Погашение собственных векселей 3.2.6. Покупка векселей 3.2.7. 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: Первый этап. Оценка проекта в целом. Результатом этой оценки является определение всех критериев эффективности 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 чистого денежного потока для последующего дисконтирования на этом этапе выступает сумма величин чистого денежного потока по операционной и инвестиционной деятельности, а в качестве ставки дисконтирования 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 определить эффективность проекта для других участников инвестиционного проекта, а именно для акционеров (владельцев собственного капитала), и кредиторов (банка). Второй этап. Оценка проекта с точки зрения акционеров и банка. Принцип анализа: рассматриваются все составляющие бюджета движения денежных средств (операционный, инвестиционный и финансовый бюджет), но в расчете участвуют только внешние по отношению 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 финансовых вложений и банковских депозитов. • анализ с точки зрения кредитной организации: • при расчете чистого денежного потока не учитываются поступления и возврат кредита, а также выплата процентов по кредиту; • ставка дисконтирования равна процентам по кредиту. 5.11. Пример на расчет экономического эффекта и критериев эффективности инвестиций в результате реализации энерго- и ресурсосберегающего инвестиционного проекта при производстве тепловой энергии Инвестиционный проект – реконструкция котельной с переводом на газ и гидравлическая наладка тепловых сетей. Исходная информация: 1. Инвестиции. Направления инвестирования обозначение Величина, тыс.руб. Амортизационный период, лет норма амортизации, % годовых газопровод (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 обозначение размерность величина примечание Мощность котельной N Гкал/час 10,00 не меняется Число часов использования установленной мощности, nуст час./год 2 500,00 не меняется Потери в сетях, % от выработки q % 5 не меняется 3. Основные технико-экономические показатели без проекта и с проектом. Показатель обозначение размерность без проекта с проектом КПД котельной η доли 0,70 0,92 вид топлива уголь газ цена топлива без НДС Pf руб./т (руб./тыс.м3) 3 000,00 3 600,00 калорийность топлива, ккал/кг; ккал/ м3 ккал/кг (ккал/ м3) 5 000,00 8 000,00 удельный расход электроэнергии 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 внебюджетные 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 остаются прежними - доля расходов с НДС в прочих, % Dvat % 50 50 4. Показатели стоимости основных средств и ставки налогов. Показатель обозначение размерность величина - балансовая стоимость котельной без НДС до осуществления проекта (БС) BCb0 тыс.руб. 5 000,00 - остаточная стоимость котельной без НДС до осуществления 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 % годовых 2,2% 5. Расчет затрат. Показатель Обозна- чение Размер- ность Расчет Величина без проекта Величина с проектом 1. Выработка тепловой энергии Qyp Гкал/год 25000,00 25000,00 2. Удельный расход условного топлива на выработку тепловой энергии brf кг.у.т./Гкал 204,08 155,28 3. Удельный расход натурального топлива на выработку тепловой энергии b кг/Гкал (м3/Гкал) 285,71 135,87 4. Расход топлива на выработку тепловой энергии By т/год (тыс. м3/год) 7142,86 3396,74 5. Стоимость топлива без НДС Cf тыс.руб./год Bу·Pf/1000 21428,57 228,26 6. Расход электроэнергии на выработку тепловой энергии Be тыс.кВтч/год 750,00 625,00 7. Стоимость электроэнергии, без НДС Ce тыс. руб. в год 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 внебюджетные фонды тыс. руб. в год 540,00 288,00 11. Итого прямых затрат, тыс.руб. в год без НДС Cdir тыс. руб. в год 29 768,57 16 476,26 12. Прочие затраты (цеховые, общехозяйственные), 0,15 без НДС Co тыс. руб. в год 0,15·Cdir 4 465,29 4 465,29 13. Балансовая стоимость основных средств всего, в том числе: BC тыс. руб. 5 000,00 37 203,39 котельной BCb тыс. руб. BCbo + Ib/(1+Nvat/100) 5 000,00 21 949,15 тепловых сетей на участке котельной BCn тыс. руб. In/(1+Nvat/100) 1 694,92 газопровода к котельной BCg тыс. руб. Ig/(1+Nvat/100) 13 559,32 14. Остаточная стоимость основных средств на начало 1 года после модернизации всего, в том числе: RC0 тыс. руб. 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 котельной RCn0 тыс. руб. In/(1+Nvat/100) 1 694,92 газопровода к котельной RCg0 тыс. руб. Ig/(1+Nvat/100) 13 559,32 15. Амортизационные отчисления за год, всего, в том числе: Cd Тыс.руб. 333,33 1 887,01 по котельной Cdb Тыс.руб. 333,33 1 463,28 по тепловым сетям на участке котельной Cdn Тыс.руб. 84,75 по газопроводу к котельной Cdg Тыс.руб. 338,98 16. Остаточная стоимость основных средств на конец 1 года после модернизации, всего, в том числе: RC1 Тыс.руб. 2 166,67 32 816,38 котельной RCb1 Тыс.руб. 2 166,67 17 985,88 тепловых сетей на участке котельной RCn1 Тыс.руб. - 1 610,17 газопровода к котельной RCg1 Тыс.руб. - 13 220,34 17. Средняя остаточная стоимость, тыс.руб. RCm Тыс.руб. 2 333,33 33 759,89 18. Налог на имущество, тыс.руб. в год Сye Тыс.руб. в год 51,33 742,72 19. ИТОГО затрат Csum Тыс.руб. в год 34 618,52 23 571,27 20. Себестоимость производства тепловой энергии, без НДС chp Руб./Гкал 1 384,74 942,85 21. Полезный отпуск тепловой энергии потребителям Qys Гкал/год 23 750,00 23 750,00 21. Себестоимость отпущенной тепловой энергии, без НДС chs Руб./Гкал 1 457,62 992,47 6. Расчет экономического эффекта для определения окупаемости инвестиций Показатель Обозна- чение Размер- ность Расчет Величина без проекта Величина с проектом 1. Прямые расходы с НДС Тыс. руб. в год 34705,71 19217,35 2. НДС в прямых расходах VATdir 4937,14 2741,09 3. Прочие расходы (цеховые, общехозяйственные) с НДС Тыс.руб. в год 4867,16 4867,16 4. НДС в прочих расходах VATo Тыс.руб. в год 401,88 401,88 5. Сумма учитываемых при расчете экономического эффекта расходов без НДС Csum Тыс.руб. в год 34 233,86 20 941,55 6. То же с НДС Тыс.руб. в год 39572,88 24084,51 7. НДС в сумме расходов VATsum Тыс.руб. в год 5339,02 3142,96 8. Экономический эффект без НДС Тыс.руб. в год 13292,31 9. Экономический эффект с НДС Тыс.руб. в год 15488,37 10. НДС в экономическом эффекте Тыс.руб. в год 2196,06 Примечание: Индекс «(1)» - для величин при реализации проекта; Индекс «(0)» - для величин без реализации проекта. Расчет критериев эффективности и окупаемости интиционного проекта 1. Прогноз прибылей и убытков, тыс.руб. в год. Показатель / лет 1 год 2 год 3 год 4 год 5 год 6 год 7 год 8 год 9 год 10 год 1.1. Экономический эффект (см. расчет Экономического эффекта) 13292 13292 13292 13292 1392 13292 13292 13292 13292 13292 1.2. Дополнительные затраты, всего, в том числе: 2262 2228 2194 2160 2125 2091 2057 2023 1989 1955 1.2.1. Амортизация 1554 1554 1554 1554 1554 1554 1554 1554 1554 1554 1.2.2. Налог на имущество 708 674 640 606 572 538 503 469 435 401 1.3. Налогооблагаемая прибыль (1.1. – 1.2.) 11030 11064 11099 11133 11167 11201 11235 11269 11304 11338 1.4. Налог на прибыль 1106 2213 2220 2227 2233 2240 2247 2254 2261 2268 1.5. Чистая прибыль (1.3. – 1.4.) 8824 8851 8879 8906 8934 8961 8988 9016 9043 9070 2. Прогноз денежного потока, тыс.руб. в год. Показатель / лет 1 год 2 год 3 год 4 год 5 год 6 год 7 год 8 год 9 год 10 год 2.1. Дополнительные поступления от экономического эффекта с НДС 15488 15488 15488 15488 15488 15488 15488 15488 15488 15488 2.2. Дополнительные налоги всего, в том числе: 2915 2887 3651 5029 5001 4974 4946 4919 4892 4864 2.2.1. Налог на прибыль 2206 2213 2220 2227 2233 2240 2247 2254 2261 2268 2.2.2. Налог на имущество 708 674 640 606 572 538 503 469 435 401 2.2.3. НДС в бюджет - - 792 2196 2196 2196 2196 2196 2196 2196 2.3. Денежный поток от эксплуатации проекта 12574 12601 11837 10460 10487 10515 10542 10569 10597 10624 3. Расчет чистой дисконтированной стоимости (NPV) и срока окупаемости проекта с учетом дисконтирования. Показатель/лет 1 год 2 год 3 год 4 год 5 год 6 год 7 год 8 год 9 год 10 год 3.1. Денежный поток от эксплуатации проекта - 12574 12601 11837 10460 10487 10515 10542 10569 10597 10624 3.2. Инвестиции с НДС 38000 - - - - - - - - - - 3.3. Чистый денежный поток -38000 12574 12601 11837 10460 10487 10515 10542 10569 10597 10624 3.4. Коэффициент дисконтирования 1,000 0,938 0,879 0,825 0,773 0,725 0,680 0,638 0,598 0,561 0,526 3.5. Чистый дисконтированный денежный поток нарастающим итогом -38000 -26208 -15126 - 5363 2728 10335 17487 24212 30536 36481 42071 Справочно: расчет налога на имущество. Показатель/лет 1 год 2 год 3 год 4 год 5 год 6 год 7 год 8 год 9 год 10 год Балансовая стоимость вводимых ОС (котельных) нарастающим итогом 16949 16949 16949 16949 16949 16949 16949 16949 16949 16949 16949 Балансовая стоимость вводимых ОС (сетей) нарастающим итогом 1695 1695 1695 1695 1695 1695 1695 1695 1695 1695 1695 Балансовая стоимость вводимых ОС (газопровода) нарастающим итогом 13559 13559 13559 13559 13559 13559 13559 13559 13559 13559 13559 Амортизация ОС (котельных) (15 лет) 1130 1130 1130 1130 1130 1130 1130 1130 1130 1130 Амортизация ОС (сетей) (20 лет) 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 Амортизация ОС (газопровода) (40 лет) 339 339 39 339 339 339 339 339 339 339 Остаточная стоимость ОС (котельных, сетей и газопровода) 32203 30650 29096 27542 25989 24435 22881 21328 19774 18220 16667 Налог на имущество 708 674 640 606 572 538 503 469 435 401 Справочно: расчет НДС в бюджет. Показатель/лет 1 год 2 год 3 год 4 год 5 год 6 год 7 год 8 год 9 год 10 год Поступления с НДС от экономического эффекта - 15488 15488 15488 15488 15488 15488 15488 15488 15488 15488 Расходы с НДС с инвестициями 38 000 - - - - - - - - - - НДС к уплате - 2 196 2 196 2 196 2 196 2 196 2 196 2 196 2 196 2 196 2 196 НДС к возмещению 5 797 - - - - - - - - - - Сальдо НДС - 5 797 2 196 2 196 2 196 2 196 2 196 2 196 2 196 2 196 2 196 2 196 НДС в бюджет - - - 792 2 196 2 196 2 196 2 196 2 196 2 196 2 196 Накопленный НДС - 5 797 - 3 601 - 1 404 792 4. Расчет средневзвешенной стоимости капитала и ставки дисконтирования. Показатель Величина, % годовых Расчет Примечание Процентная ставка по кредитованию 16% принято Доля заемных средств в финансировании проекта 100% принято Процентная ставка, учитываемая в целях налогообложения 14,85% 1,88,25% коэффициент 1,8 к ставке рефинансирования ЦБ Оплата процентов из прибыли (не принимается в составе затрат для целей налогообложения) 1,15% 16% - 14,85% Средневзвешенная стоимость капитала WACC (100% заемные средства) 13,03% 1 (14,85% (1-0,2)+1,15%) 0,2 - ставка налога на прибыль, 1 - доля заемных средств Коэффициент инфляции 6,00% принято Ставка дисконтирования 6,63% (0,1303 - 0,06)/(1+0,06) расчет по формуле И.Фишера: (r-i)/(1+i) 5. Расчет внутренней нормы доходности (IRR). Показатель /лет 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Чистый денежный поток -38000 12574 12601 11837 10460 10487 10515 10542 10569 10597 10624 Коэффициент дисконтирования (IRR) 1 0,7819 0,6114 0,4781 0,3738 0,2923 0,2285 0,1787 0,1397 0,1092 0,0854 Суммарный чистый дисконтированный денежный поток (IRR) -38000 -28168 -20464 -14805 -10895 -7829 -5426 -3542 -2065 -908 Величина внутренней нормы доходности составляет 27,89% годовых. 6. Итоговые показатели эффективности проекта. Показатель Величина Чистая дисконтированная стоимость проекта (NPV) за 10 лет, тыс.руб. 42071 Дисконтный срок окупаемости, лет 3,66 Внутренняя норма прибыли, % годовых (за 10 лет) 27,89% Рис. 5.3 График окупаемости проекта. 6. Расчёт 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 подстанцией, а главное - УрФУ принадлежат распределительные электрические 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 тонн/час, поэтому для покрытия нужд ГВС требуется круглогодичная работа парового (для нужд деаэрации) котла (5) ШБ (Шухов - Берлин) паропроизводительностью 15 т/час. Пар данного котла направляется в турбину (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 мощностью 3,5 МВт, пар на которую будет вырабатываться двумя уже пущенными в эксплуатацию новыми котлами (6) Бийского котельного завода ДЕ-25/14 (рис. 6.2). 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 (25т/ч), 7 – бойлер системы теплоснабжения; 8 – водогрейные котлы ПТВМ и ТВГМ; 9 – сетевые насосы; 10 – потребители теплоты Уральским федеральным университетом предложен проект установки в котельной УрФУ газовой турбины электрической мощностью 4,5 МВт. Фирма «Сименс» представила коммерческое предложение на поставку газовой турбины в комплекте с котлом – утилизатором. В комплект поставки входит газовая турбина электрической мощностью 4,5 МВт, паровой котел –утилизатор паропроизводительностью 9 т/час, дожимные компрессоры для увеличения давления газа перед турбиной. Газовая турбина с котлом-утилизатором идеально вписывается в существующую тепловую схему котельной (см. рис. 6.1). В летнем режиме с мая по сентябрь включительно пар, вырабатывемый котлом-утилизатором, поступает в турбину (1) мощностью 0,75 МВт (рис. 6.3), дополнительное количество пара поступает от парового котла ШБ (5), паропроизводительностью 15 т/ч. Пар после турбины поступает в деаэратор, в котором поддерживается давление 0,2 МПа В летнем (июнь-июль-август) режиме работы пар, направляемый в бойлер, с избытком обеспечивает нагрузку горячего водоснабжения, поэтому мощность турбины и соответственно расход пара, вырабатываемый котлом-утилизатором, приходится снижать в соответствии с требуемой тепловой нагрузкой в 1,56-1,6 раза. В этот период для покрытия тепловой нагрузки работа других котлов не требуется. Рис. 6.2. Внешний вид котла №4 котельной УрФУ ДЕ-25/14 Режимные карты всех в настоящее время установленных котлов приведены в приложении 5.4  5.10. В зимний и осенний период с октября по апрель для обеспечения максимальной выработки электрической энергии и покрытии тепловой нагрузки необходима: работа паровых котлов ДЕ-25 (6), обеспечивающих паром паровую турбину (3), а также работа водогрейных котлов (8) для полного обеспечения тепловой нагрузки. В переходный период (май, сентябрь) теплой нагрузки котельной недостаточно для загрузки паровой турбины мощностью 3,5 МВт, поэтому в работе находятся газовая турбина с котлом утилизатором и паровая турбина ТГ 0,75ВАЗ/6,3Р13/2, для которой пар вырабатывает котел ШБ. Рис. 6.3. Турбогенератор электрической мощностью 0,75 МВт 6.2.Содержание домашнего задания Определить, при имеющихся исходных данных, выработку электроэнергии на тепловом потреблении в течение месяца, загрузку установленного в котельной оборудования, часовые и среднемесячные расходы топлива на газовую турбину, паровые и водогрейные котлы. Заданным параметром является месяц, либо более длительный период работы котельной. В качестве исходных данных приняты: расчётные нагрузки на отопление и ГВС для котельной УрФУ (приложение, таблица 6.1); паспортные эксплуатационные данные газовой турбины (приложение, таблица 6.2); диаграмма режимов работы турбогенератора ТГ3,5/6,3Р12/1,2 (приложение рис. 6.5); характеристики турбины тепловой мощностью 0,75 МВт (приложение, таблица 6.3); тепловая схема котельной (рис. 6.1.). 6.3. Расчётные характеристики газовой турбины Особенность расчётов тепловых схем с использованием газовых турбин является существенная зависимость всех характеристик турбины от температуры наружного воздуха. Так с увеличением температуры наружного воздуха от -36С до +35С электрическая мощность турбины SGT снижается с 6 до 4,5 МВт (приложение, таблица 6.2), уменьшается расход продуктов сгорания, возрастает температура уходящих из газовой турбины продуктов сгорания. По представленным в таблице 6.2 данным нужно рассчитать следующие параметры, необходимые для расчёта тепловой схемы ТЭЦ: КПД газовой турбины как отношение полезно полученной электрической мощности к подведённой теплоте (6.1) Коэффициент избытка воздуха в камере сгорания газовой турбины лучше рассчитывать по азотной формуле: (6.2) В первом приближении средняя (при различных температурах наружного воздуха) температура уходящих газов может быть принята равной 140°С, и тогда средняя температура продуктов сгорания в котле-утилизаторе может быть рассчитана как (6.3) При данной температуре определяют средную массовую теплоёмкость продуктов сгорания в котле – утилизаторе: , (6.4) где массовая теплоёмкость i-того компонента при tср, – массовая доля i-того компонента. Тепловая мощность , уносимая продуктами сгорания из газовой турбины, может быть рассчитана как: (6.5) Тепловосприятие котла-утилизатора при температуре наружного воздуха -36°С и принятой при этом температуре уходящих из котла-утилизатора газов равной tух=140 °С может быть рассчитана как , кВт, (6.6) где φ – коэффициент сохранения теплоты . (6.7) Потери теплоты через ограждения определяют по рис. 4.1 , а КПД котла утилизатора можно приближенно рассчитать как (6.8) С увеличением температуры наружного воздуха (с уменьшением расхода продуктов сгорания и увеличением температуры газов на входе в котел-утилизатор) тепловосприятие котла изменяется незначительно, поэтому температуру уходящих из котла-утилизатора газов можно приближенно рассчитать как: (6.9) По данным расчетов необходимо построить зависимости электрической мощности газовой турбины, расхода продуктов сгорания (отходящих газов), температуры газов на выходе из турбины, количество подведенной к котлу– утилизатору теплоты, КПД котла- утилизатора, и температуры уходящих из котла-утилизатора газов в зависимости от температуры наружного воздуха. Все зависимости следует аппроксимировать полиномами различной степени со среднеквадратичным 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°С. Давление в барабане котла Pб и температуру питательной воды tпв определяют по режимным картам. Энтальпию насыщенного пара h" энтальпию 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 перегрето пара hпп определяют по [10] в зависимости от температуры и давления перегретого пара. Процент непрерывной продувки котлов по данным эксплуатации принимают равным П = 7%. Пар после паровой турбины мощностью 3,5 МВт поступает в бойлер, давление пара в котором Pбо может меняться в от 0,08 до 0,17 МПа. Характеристика турбины тепловой мощностью 3,5 МВт и технические данные паровой турбины 0,75 МВт представлены в приложении на рис. 6.5. и в таблице 6.3. При заданных: давлении в бойлере Pбо и температуре перегретого пара по диаграмме (см. рис. 6.5 приложения) определяют расход пара на паровую турбину, обеспечивающий выработку номинальной электрической мощности. Для определения энтальпии влажного пара в бойлере h''б рассмотрим 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 изоэнтропном расширении пара от состояния 1 (перегретый пар) до состояния 2 (влажный пар при давлении Pбо). Определённая таким образом работа цикла составит lц=hпп-h2 кДж/кг. Теоретический КПД цикла рассчитывается по выражению (6.10) Действительную работу цикла можно рассчитать по известной мощности турбины и действительному расходу пара: (6.11) Рис. 6.4. Паросиловой цикл на перегретом паре. Внутренний относительный КПД турбины может быть рассчитан как отношение действительной работы цикла к теоретической работе цикла [3]: (6.12) Тогда действительный КПД турбины с учетом механических КПД турбины и генератора будет равен: (6.13) Энтальпия влажного пара, поступающего в бойлер после парой турбины, определится как разность энтальпии перегретого пара на входе в турбину и действительной работы в турбине: , кДж/кг (6.14) Паровая турбина марки ТГ0,75ВАЗ/6,3Р13/2 рассчитана на работу как на насыщенном, так и на перегретом паре. Необходимые для расчета характеристики турбины параметры насыщенного пара котла ШБ приведены в приложении в таблицах 6.4 и 6.6.. В переходный период и в часть летнего возможна совместная работа 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 учётом расходов пара от котла – утилизатора и от парового котла ШБ. Энтальпия смеси насыщенного и перегретого пара , может быть определена по выражению: кДж/кг (6.15) Точно также можно определить температуру слабо перегретого пара после смешения: °С (6.16) Пар после турбины ТГ0,75 поступает в деаэратор, давление в котором равно 0,12 МПа. Энтальпия отработавшего пара и действительный КПД цикла определяются как и для турбины 3,5 МВт по TS – диаграмме с использованием выражений (6.10 – 6.14). 6.5. Расчёт выработки тепловой и электрической энергии и определение расхода топлива Последующие расчёты тепловой схемы с целью определения расхода топлива следует проводить в зависимости от среднемесячных температур наружного воздуха, приведенных в климатологическом справочнике [20]. При расчетах в зависимости от среднемесячной температуры воздуха следует рассчитать по полученным ранее аппроксимациям: электрическую мощность газовой турбины; расчётное значение подведённой теплоты; расчётный расход продуктов сгорания после газовой турбины; расчётное значение температуры газов на выходе из газовой турбины; расчётное значение температуры газов уходящих из котла- утилизатора; КПД газовой турбины. При теплоте сгорания природного газа =7950 ккал/м3=33,31 МДж/м3 расход топлива на газовую турбину рассчитывается по выражению: , м3/с (6.17) При рассчитанной температуре, уходящих из котла-утилизатора продуктов сгорания, средняя температура газов определяется по выражению (6.3). Массовая теплоёмкость продуктов сгорания при средней температуре в котле – утилизаторе по выражению (6.4). Количество теплоты, отданное продуктами сгорания в котле – утилизаторе по выражению (6.6). Паропроизводительность котла-утилизатора определяется из выражения [1]: , кг/с (6.18) Количество теплоты, отданное паром из котла утилизатора в бойлере тепловой сети в зимнем режиме рассчитывается по выражению: , МВт, (6.19) где расход насыщенного пара из турбины в бойлер равен расходу перегретого пара, поступившего из котла утилизатора. Далее полученный в бойлере конденсат охлаждается до 80°С в охладителе конденсата сетевого бойлера ,МВт (6.20) Таким образам, теплота отданная паром котла – утилизатора сетевой воде в бойлере и охладителе конденсата равняется сумме: (6.21) В летнем режиме пар из паровой турбины подается в деаэратор на деаэрацию. Полученная деаэрированная вода подается в баки аккумуляторы для нужд ГВС. Полученная при этом теплота конденсации пара в деаэраторе может быть рассчитана как: , МВт (6.22) Выработанное количество электрической энергии при работе газовой турбины в течении месяца рассчитывается как произведение расчетной тепловой мощности N при данной среднемесячной температуре наружного воздуха на количество часов в данном месяце n: млн. кВтч/месяц (6.23) Выработанное количество тепловой энергии в течение месяца, за счёт пара полученного в котле-утилизаторе (за счет работы газовой турбины) можно рассчитать как произведение теплоты переданной теплоносителю тепловых сетей на продолжительность данного месяца n: тыс. Гкал/месяц. (6.24) В летнем (июнь-июль-август) режиме работы пар, направляемый в бойлер, с избытком обеспечивает нагрузку горячего водоснабжения, поэтому мощность турбины и соответствен расход пара, вырабатываемый котлом-утилизатором, приходится снижать в соответствии 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 покрытии тепловой нагрузки необходима: работа паровых котлов ДЕ-25, обеспечивающих 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, поэтому в работе находятся газовая турбина с котлом утилизатором и паровая турбина ТГ 0,75ВАЗ/6,3Р13/2, для которой пар вырабатывает котел ШБ (Шухов - Берлин) Общей тепловой нагрузки ТЭЦ Qобщ с октября по апрель включительно (приложение таблица 6.1) вполне достаточно для полной загрузки паровой турбины мощностью 3,5 МВт (ТГ-3,5АС/6,3 Р 12/1,2) для которой пар вырабатывают котлы ДЕ-25/14. Выработанное количество электроэнергии данной паровой турбиной Wп может быть рассчитано по выражению (5.23), где мощность равна номинальной мощности паровой турбины Nп=3,5 МВт. Вырабатываемый котлами ДЕ-25/14 перегретый пар поступает в паровую турбину, а затем сбрасывается в бойлер. Требуемая паропроизводительность Dп паровых котлов ДЕ-25/14 рассчитывается как необходимый расхода пара для обеспечения номинальной мощности паровой турбины равной 43 т/час за вычетом расхода пара вырабатываемый котлом –утилизатором. Требуемое количество теплоты для выработки пара котлами ДЕ- 25/14 можно рассчитать из выражения (5.18) , МВт (6.25) Расход топлива на паровые котлы рассчитывается по выражению: (6.26) где КПД паровых котлов ДЕ принято по режимным картам (приложение, таблицы 6.7, 6.8). Теплоты, отданная паром паровых котлов в бойлере тепловой сети в зимнем режиме рассчитывается по выражению (6.19) при расходе пара из паровых котлов. Далее полученный в бойлере конденсат охлаждается до 80°С в охладителе конденсата сетевого бойлера (6.20). Таким образам, теплота отданная паром паровых котлов сетевой воде в бойлере и охладителе конденсата равняется сумме рассчитанной по (6.21), но только при расходе пара равном 43 т/час. Выработанное количество тепловой энергии в течение месяца, за счёт пара полученного в паровых котлах можно рассчитать как произведение теплоты переданной теплоносителю тепловых сетей на продолжительность данного месяца: , тыс. Гкал/месяц (6.26´) Необходимое дополнительное количество теплоты для покрытия суммарной месячной тепловой нагрузки Qобщ определяется как разность между данной месячной нагрузкой и количествами теплоты выработанными в бойлере тепловых сетей при работе газовых и паровых турбин за данный период. , тыс. Гкал/месяц (6.27) Покрытие данной тепловой нагрузки осуществляется за счёт работы водогрейных котлов. Расход топлива на водогрейные котлы рассчитывается по выражению , м3/час, (6.28) Где КПД водогрейных котлов принято по режимным картам (приложение таблицы 6.2, 6.9 и 6.10). 6.6. Анализ экономической эффективности парогазовой установки на примере проекта установки газовой турбины в котельной ЭПК УрФУ. Расчет экономической эффективности парогазовой установки производился на основе следующих предпосылок: Мощность газовой турбины – 4,5 МВт; Выработка электрической энергии – 37 800 тыс.квт.ч в год; Полезный отпуск электроэнергии на нужды ЭПК УрФУ и сторонним 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 электроэнергию планируется продавать в сеть по цене приобретения электросетевой компанией, которая в разы меньше цены реализации 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 прочие составляющие расчета производилась согласно прогнозам социально-экономического развития России, выполненным Министерством экономического развития на 2018 – 2020 гг.1 и на период до 2030 года2. Результат расчета суммарного дисконтированного денежного потока представлен на рисунке 6. Очевидно, что эффективность проекта невысока, дисконтированный срок окупаемости составляет 13 лет. Ситуация усугубляется еще и тем фактом, что в случае установки собственного электрогенерирующего оборудования теплоснабжающие организации сталкиваются с необходимостью заключения договора с энергетиками на поддержание резервной мощности с достаточно существенными платежами за резервную мощность, что еще более снижает эффективность подобных проектов. Рис. 6.5. Профиль денежного поток при реализации проекта 7. Расчёт 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», рассчитать: 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 коэффициента избытка воздуха от нагрузки. Режимные карты котлов приведены в приложении в таблицах 6.4-6.16. 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 приложении в таблице П.2. Для начала рассчитаем КПД по прямому балансу. Для первого режима рассматриваемого водогрейного котла типа КВГМ-50 КТЦ ЭПК УрФУ: расход топлива ; расход воды через котел; разница температур прямой и обратной воды. Теплота сгорания природного газа северных месторождений принята по нормативному методу [1] для газопровода Надым – Пунга – Н.Тура – Свердловск – Челябинск. Соответственно КПД котла по прямому балансу для первого режима: . По режимной карте для 1 режима работы КПД котла составляет 92,7%. Соответственно отклонение расчетного значения от значения в режимных картах: . Аналогичным образом рассчитываем остальные режимы. Результаты расчетов представлены в таблице 7.1. Таблица 7.1. – Расчеты КПД котла КВГМ-50 КТЦ ЭПК УрФУ по прямому балансу в различных режимах КПД котла по прямому балансу Наименование режимных параметров Обозна-чение Размер-ность Значения режимных параметров в испытанном диапазоне тепловых нагрузок 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 Расход воды через котел Gв т/ч 580 580 580 580 580 580 580 580 кг/с 161,1 161,1 161,1 161,1 161,1 161,11 161,11 161,11 Теплоемкость 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 Вг м3/час 1800 2000 2000 2300 2700 3200 3700 4200 м3/с 0,500 0,556 0,556 0,639 0,750 0,889 1,028 1,167 Теплота сгорания газа Qнр кДж/м3 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 режимным 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 работы котла КВГМ-50 КТЦ ЭПК УрФУ использованы следующие данные режимных карт: концентрация кислорода ; температура 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 . Характеристики топлива: теоретически необходимое количество воздуха ; объем сухих трехатомных газов ; теоретический объем азота ; теоретический объем водяных паров . Коэффициент избытка воздуха в уходящих газах . Значения энтальпий продуктов сгорания Iг и Iв воздуха [1] приведены в таблице 7.2. Таблица 7.2. Значения энтальпий теоретических продуктов сгорания и воздуха [1]. t 100 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 Iг 1463 2956 6058 9326 12749 16317 19984 23685 27509 31405 35337 Iв 1253 2521 5118 7837 10660 13578 16562 19602 22690 25796 28950 По приведенным в таблице данным, строим зависимость энтальпий теоретических продуктов сгорания и воздуха. И аппроксимируем значения энтальпий полиномами второй степени в зависимости от температуры продуктов сгорания. Рис. 7. 1. Зависимость энтальпий теоретических продуктов сгорания и воздуха от температуры Энтальпии воздуха и продуктов сгорания по аппроксимирующим функциям будут иметь следующий вид: для воздуха Для теоретических продуктов сгорания: Энтальпия уходящих газов: . Потери тепла с уходящими газами при температуре уходящих газов: Объем сухих продуктов сгорания равен: Потери теплоты с химической неполноты сгорания: Режимная мощность котла: Для определения потерь q5 рассчитаем соответствующую номинальной тепловой мощности котла паропроизводительность, считая пар насыщенным при давлении 1,4 МПа, что соответствует энтальпии перегретого пара равной h"=2788 кДж/кг. Энтальпию питательной воды примем равной 440 кДж/кг, что соответствует температуре питательной воды равной 105 С°. Тогда соответствующий расход пара составит: Номинальные потери теплоты от наружного охлаждения для КВГМ-50 (50·1,163 = 58,15 МВт) по аппроксимации, приведенной на рис. 1.4 будут составлять: Потери теплоты от наружного охлаждения при режимной мощности 14,85 МВт: КПД котла по обратному балансу для первого режима: По режимным картам КПД котла составляет 92,7%. Соответственно отклонение расчетного значения от значения в режимных картах: Остальные расчеты в различных режимах представлены в таблице 6.2. Таблица 7.3 – Расчеты КПД котла КВГМ-50 КТЦ ЭПК УрФУ по обратному балансу в различных режимах КПД по обратному балансу Наименование режимных параметров и ТЭП котлоагрегата Обозна-чение Размер-ность Значения режимных параметров в испытанном диапазоне тепловых нагрузок 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 Режимная нагрузка Qк кВт 14851 16201 16876 19577 22952 28352 30378 34428 Потери тепла с уходящими газами, где q2 % 3,20 3,55 3,85 3,91 4,62 5,26 5,46 5,72 Концентрация кислорода в уходящих газах, перед дымососом (по Теsto) O2,ух % 2,3 2,4 2,7 2,2 1,9 1,8 1,8 1,9 Коэффициент избытка воздуха в уходящих газах αух % 1,12 1,13 1,15 1,12 1,10 1,09 1,09 1,10 Температура уходящих газов tух оС 95 102 107 110 126 140 144 149  Энтальпии воздуха и продуктов сгорания теоретические  I0г кДж/м3 1310 1419 1497 1544 1795 2015 2078 2156 I0в кДж/м3 1128 1220 1286 1325 1536 1721 1774 1840 Энтальпия уходящих газов Iух кДж/м3 1449 1577 1687 1699 1948 2176 2244 2339 Температура холодного воздуха tхв оС 30 30 30 30 30 30 30 30 Энтальпия холодного воздуха Iхв кДж/м3 276,33 276,33 276,33 276,33 276,33 276,33 276,33 276,33 Потери тепла с химнедожегом q3 % 0,0204 0,0344 0,0035 0,0034 0,0184 0,0083 0,0100 0,0083 Концентрация продуктов неполного сгорания в уходящих газах, перед дымососом (по Теsto) СОух ppm 60 100 10 10 55 25 30 25 Теплота сгорания CO QCO кДж/м3 12640 12640 12640 12640 12640 12640 12640 12640 Объем сухих гаов Vсг м3/м3 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 нагрузка Qкном 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 номинальном режиме q5н % 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 КПД по обратному балансу ƞобр % 93,96 93,91 93,74 94,01 93,59 93,29 93,20 93,09 По режимным картам hбр % 92,7 92,65 92,41 92,8 92,46 92,26 92,26 92,15 Невязка ∆ƞ % 1,36 1,36 1,44 1,31 1,23 1,12 1,02 1,02 Ниже, на рисунках 6.2 – 6.6 представлены графики зависимостей КПД, потерь теплоты, температуры уходящих газов и коэффициента избытка 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 Рис. 7.4. Зависимость потерь КПД от нагрузки Рис. 7.5. Зависимость температуры уходящих газов от нагрузки 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 правило, не нуждаются в воздухоподогревателях, если в номинальном режиме температура уходящих газов достаточно низка. У некоторых котлов, например у котла КВГМ-180, температура уходящих газов в номинальном режиме составляет 175 °С. В этом случае, одним из малозатратных мероприятий, обеспечивающих низкий срок окупаемости проекта, является установка за котлом воздухоподогревателя, При конструктивном расчете воздухоподогревателя (ВЗП) заданными параметрами являются: расход топлива на котел В1, температура газов за котлом tг, коэффициент избытка воздуха г, и исходный КПД котла 1. При известных значения tг и г определяют энтальпию уходящих газов Iг и по выражению (1.24) потери теплоты с уходящими газами . После установки воздухоподогревателя за котлом температура газов уходящих газов снизится до значения . Соответственно (при неизменном избытке воздуха) уменьшатся потери теплоты q2,2 до значения . и КПД котельного агрегата возрастет . Таким образом, установка ВЗП приводит к снижению расхода топлива: что позволяет рассчитать годовую экономию при известной цене Цт, топлива как: , где N – число часов работы котла в течении года. Теплота Q, отданная продуктами сгорания, рассчитывается как: , . Необходимая площадь поверхности теплообмена ВЗП F рассчитывается из выражения . Как правило, для котлов небольшой теплопроизводительности, используют одноходовой воздухоподогреватель (рис. 6. 7). Рис. 7.7. Схема движения потоков в воздухоподогревателе Температурный напор при поперечном токе рассчитывают [1] как при противотоке, но с использованием поправок на поперечный ток Тепловой напор при поперечном противоточном движении Δt в первом приближении можно рассчитывать как при противотоке Δtпрт, но с учетом температурной поправки ε. Для чисто противоточного движения теплоносителей (обозначения см. на рис. 7.9.) температурный напор можно записать как , где . Для определения поправочного коэффициента ε предварительно рассчитывают: полный температурный перепад по газам и полный температурный перепад по воздуху . Вспомогательный коэффициент 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 теплоемкость и расход воздуха. Поэтому перепад температур по воздуху будет всегда больше перепада температур по газам, следовательно . Рис. 7.8. Поправочный коэффициент для расчёта температурного напора. Вспомогательный коэффициент Р представляет собой отношение меньшего перепада температур (т.е. перепада температур по газам) к разнице начальных температур греющей и обогреваемой среды . По рис. 7.8 (номограмма 21 [1]) в зависимости от параметров P и R определяют поправочный коэффициент ε. Цифры на кривых верхней половины номограммы (рис. 7.8) в общем случае соответствуют числу ходов по воздуху. При числе ходов больше четырех поправка ε = 1. Для воздухоподогревателей число ходов, как правило, не превышает двух, поэтому поправка ε всегда меньше единицы и необходим ее учет. Для расчета коэффициента теплопередачи необходимо задаться конструктивными параметрами воздухоподогревателя (рис. 7.9) Рис. 7.9. К определению конструктивных параметров ВЗП Коэффициент теплопередачи в конвективных гладкотрубных пучках рассчитывают по выражению , где: α1 и α2 соответственно коэффициенты теплоотдачи от газов к стенке труб воздухоподогревателя и стенки ВЗП к воздуху; ψ  коэффициент эффективности использования поверхности (для воздухоподогревателей ψ = 0,95). Коэффициенты конвективного теплоотдачи, прежде всего, зависят от скорости потоков, для расчета которых необходимо определение площади свободного сечения для прохода газов. При заданных средних скоростях продуктов сгорания и воздуха рассчитывают площади свободного сечения для прохода газов и воздуха: . Площадь свободного сечения для прохода газов внутри труб рассчитывается как , отсюда, при известной fг, рассчитывают общее число труб n. Общее число труб связано с числом труб в поперечном 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 . Высота воздухоподогревателя может быть определена по требуемой величине площади свободного сечения для прохода воздуха . Коэффициент теплоотдачи от стенки трубы к охлаждаемому газу рассчитывается из уравнения [1] для продольного омывания для дымовых газов . Здесь поправочный коэффициент на относительную длину Сl = 1 при отношении l/d > 50. Поправочный коэффициент Сф принимают по номограмме 11 нормативного метода [1] в зависимости от средней температуры газов и содержания водяных паров. Коэффициент теплоотдачи от воздуха к стенке труб рассчитывают из уравнения для поперечно омывания коридорного либо шахматного пучка. Для коридорного пучка . Поправки на число рядов Сz и относительные шаги Сs принимают по номограммам нормативного метода [1]. Поправочный коэффициент Сф принимают по номограмме 11 нормативного метода [1] в зависимости от средней температуры газов и содержания водяных паров. При известных конструктивных характеристиках можно рассчитать массу воздухоподогревателя, как сумму масс трубного пучка , трубных решеток , и массу ограждений ВЗП . При известной массе металла и стоимости одного килограмма Цм ориентировочные затраты на изготовление и монтаж воздухоподогревателя составят Звп≈2·МΣ·Цм. При анализе экономической эффективности установки воздухоподогревателя для котла ТВГМ – 30 (см. рис. 7.10 и 7.11) рассчитывали годовую экономию топлива за счет увеличения КПД котла при различной температуре уходящих газов. Капитальные затраты на установку воздухоподогревателя (в ценах 2018 г.) определяли по стоимости металла с учетом неизбежных потерь, расходов на доставку и монтаж. Срок окупаемости с учетом дисконтирования определяли по выражению (5.22) при ставке дисконтирования 10% годовых. Величину денежного потока от эксплуатации проекта упрощенно принимали равной сумме чистой прибыли и амортизации. Расчеты показали, что снижение температуры уходящих газов до диапазона 109 - 125 °С окупается за 8 – 12 месяцев. При охлаждении продуктов сгорания до более низких температур, вплоть до температуры точки росы, возникают дополнительные затраты, связанные с увеличением поверхности воздухоподогревателя и обеспечением надежной работы дымовой трубы. Но при этом существенно возрастает КПД за счет использования теплоты парообразования водяных паров, содержащихся в продуктах сгорания. Зависимость дисконтного срока окупаемости от температуры уходящих газов неплохо аппроксимируется полиномом второй степени с достоверностью 0,9979. Рис. 7.10. Годовая экономия топлива и затраты на установку воздухоподогревателя для котла ТВГМ-30. Рис. 7.11. Зависимость срока окупаемости воздухоподогревателя от температуры уходящих газов 7.2.2.Конструктивный расчет воздухоподогревателя за котлом ТВГМ – 30 Характеристики котла ТВГМ-30 по данным режимной карты (приложение таблица 6.9): номинальная мощность котла – 29,3 Гкал/час (34,08 МВт), расход топлива 4000 м3/час, расход воды на котел 370 т/час; температура уходящих газов 170 °С; коэффициент избытка воздуха α = 1,06; КПД котла 93%. Теплоемкость продуктов сгорания сг = 1,4 кДж/(м3К), теплоемкость воздуха св = 1,3 кДж/м3К. Характеристики топлива: теоретически необходимое количество воздуха ; объем сухих трехатомных газов ; теоретический объем азота ; теоретический объем водяных паров . Низшая теплота сгорания . Объемы и расходы воздуха и продуктов сгорания при номинальной нагрузке котла: расход топлива м3/с; расход воздуха м3/с Объем продуктов сгорания: Расход продуктов сгорания: м3/с. Пусть мы хотим снизить температуру уходящих газов в номинальном режиме до 115°С. Тогда теплота переданная продуктам сгорания составит в номинальном режиме: кВт При этом температура подогретого воздуха возрастет до °С Средняя температура газов в ВЗП равна (170+115)/2 = 142,5 °С. Средняя температура воздуха в ВЗП равна (30+96,04)/2 = 63,02 °С. Рекомендуемые скорости составляют: для газов и воздуха 8 – 15 м/с. Площадь сечения для прохода газов составляет м2. Площадь сечения для прохода воздуха составляет м2. Диаметр труб воздухоподогревателя 331,5. Внутренний диаметр труб ВЗП 0,03 м. Площадь поперечного сечения одной трубки м2. Число трубок ВЗП , число трубок в одном ряду , число рядов . Относительный шаг принимаем равным 1,5, тогда сечения ВЗП будет равным м, Высота ВЗП будет равна м. Площадь поверхности теплообмена составит м2. Больший температурный напор при противотоке °С Меньший температурный напор составит °С Температурный напор при чистом противотоке составит °С. Полный температурный перепад по газам °С. Полный температурный перепад по воздуху  °С. Вспомогательный коэффициент . Вспомогательный коэффициент . Поправочный коэффициент ε, определенный по рис. 7.8 составил ε = 0,94. Температурный напор с учетом поправочного коэффициента °C Теплофизические параметры воздуха при средней температуре 62,42 °С λ = 0,028 Вт/(мК); ν = 1,8·10-5 м2/с; Pr = 0,691. Теплофизические параметры продуктов сгорания при средней температуре 143 °С λ = 0,038 Вт/(м·К); ν = 2,93·10-5 м2/с; Pr = 0,667. Поправочные коэффициенты Число Нуссельта при продольном течении продуктов сгорания внутри труб воздухоподогревателя Коэффициент теплоотдачи со стороны газов Вт/(м2·К). Число Нуссельта при поперечном обтекании коридорного пучка воздухом труб воздухоподогревателя Поправки: Сs = 1 при σ1 = 1,5, Cz = 1 при z > 10, Сф =1,2 Коэффициент теплоотдачи со стороны воздуха Вт/(м2·К). Коэффициент теплопередачи Вт/(м2·К) Тепловосприятие воздухоподогревателя кВт. Поскольку невязка теплового баланса менее 5%, считаем, что расчет закончен. Литература 1. Тепловой расчет котлов (Нормативный метод). Издание 3-е, переработанное и дополненное. Издательство НПО ЦКТИ, СПб, 1998. 2. Хзмалян Д.М., Каган Я.А. Теория горения и топочные устройства. Под ред. Д.М. Хзмаляна. Учебное пособие для студентов высш. учеб. заведений. М., «Энергия», 1076. 3. Рациональное использование газа в энергетических установках: справочное руководство/ Р.Б. Ахмедов [и др.]. Л.: Недра, 1990. 423 с. 4. Данилов О.Л. Использование вторичных энергетических ресурсов/ О.Л. Данилов, В.А. Мунц. – Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 2008. – 154 с. 5. Баскаков А.П., Мунц В.А. Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии: учебник для вузов. М.: – Издательский дом «БАСТЕТ», 2013. – 368 с. 6. Теплотехника : учебное пособие для вузов/ А.П. Баскаков [и др.]; под ред. А.П. Баскакова. М.: Энергоиздат, 1982. 264 с. 7. Энергосбережение в системах теплоснабжения, вентиляции и кондиционирования воздуха : справочное пособие / Л.Д. Богуславский [и др.]; под ред. Л.Д. Бугуславского и В.И. Ливчака. М.: Стройиздат, 1990. 624 с. 8. Тепло- и массообмен : теплотехнический справочник/ Е.В. Аметистов [и др.]; под общ. ред. В.А. Григорьева и В.М. Зорина. М.: Энергоатомиздат, 1982. 512 с. 9. Лариков Н.Н. Теплотехника: Учеб для вузов. – 3-е изд. , перераб. и доп. – М.: Стройиздат, 1985 – 432 с. 10. Соснин Ю.П. Высокоэффективные газовые контактные водонагреватели /Ю.П. Соснин, Е.Н. Бухаркин. 4-е изд., испр. и доп. М.: Стройиздат, 1988. 376 с. 11. Леонтьев С.А. Расчеты поверхностей и коэффициентов тепломассообмена в насадке из неупорядоченных колец Рашига /С.А. Леонтьев //Промышленная теплоэнергетика. 2005. №4. с.43-46. 12. Кудинов А. А. Энергосбережение в теплогенерирующих установках / А. А Кудинов. Ульяновск: УлГТУ, 2000. 139 с. 13. Александров А.А., Григорьев Б.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара: Справочник. Рек. Гос. службой стандартных справочных данных. ГСССД Р-776-98 – М.: Издательство МЭИ. 2003. – 168 с.; ил. 14. Безлепкин В.П. Парогазовые и паротурбинные установки электростанций. /В.П. Безлепкин СПб.: Изд-во СПбГТУ, 1997. 295 с. 15. Цанеев С.В. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций: учебное пособие для вузов/ С.В. Цанеев, В.Д. Буров, А.Н. Ремезов; под ред. С.И. Цанаева. М.: Изд-во МЭИ, 2002. 584 с. 16. Фаворский О.Н. Технологические схемы и показатели экономичности ПГУ с впрыском пара в газовый тракт/О.Н. Фаворский, С.В. Цанеев, В.Д. Буров, Д.В. Карташов // Теплоэнергетика. 2005. №4. С. 28 – 34. 17. Костюк А.Г., Шерстюк А.Н. Газотурбинные установки: Учеб. пособие для вузов. – М.: Высш. школа, 1979. – 254 с. 18. Поршаков Б.П. Газотурбинные установки: учеб. для вузов – М.: Недра, 1992. – 238 с. 19. Siemens Industrial Turbomachine Ltd. Коммерческое предложение для Экспериментально-производственного Комбината Уральского федерального университета. Строительство когенерационной установки. 20. Строительная климатология. СНиП 23-01-99. 21. Паспорт на турбину ТГ 0,75ВАЗ/6,3Р13/2, калужский турбинный завод, 2001 г. 22. В.Я. Рыжкин Тепловые электрические станции. М.: Энергатомиздат, 1987 г. 23. 2. Соколов Е.Я. О способах распределения расходов топлива на ТЭЦ.//Теплоэнергетика. 1992. №9, с. 55-59. 24. Кольцова И.В., Рябых Д.А. Практика финансовой диагностики и оценки проектов, М.: Вильямс, 2007 25. Виленский П.Л., Лившиц В.Н., Смоляк С.А. Оценка эффективности инвестиционных проектов. М.: Дело, 2004 26. Беренс В., Хавранек П.М. Руководство по подготовке промышленных технико-экономических исследований. Вена: ЮНИДО, 1995. 27. Мунц Ю.Г., Чазова Т.Ю. Разработка экономической части бизнес-плана инвестиционного проекта: учебно-методическое пособие. Екатеринбург: ГОУ ВПО УГТУ-УПИ, 2006. 28. Стоянова Е.С. Финансовый менеджмент в условиях инфляции. М.: Перспектива, 1994. Приложение Задачи к главе 1 Задача № 1.1 Задан состав топлива в газообразном состоянии: СН4 = 50; Н2 = 25%; СО = 25%. Определить тепловую мощность, если расход топлива равен В = 3000 м3/ч. Задача № 1.2 Концентрация кислорода в исходной смеси метан – воздух составляет О2 = 16. Определить коэффициент избытка воздуха. Задача № 1.3 Задан состав газообразного топлива (доменный газ): СО = 15%; CO2 = 10%; H2 = 5 %; CH4 = 2 %; остальное – N2. Определить теоретическую температуру горения при коэффициенте избытка воздуха  = 1,3. Топливо и воздух не подогреваются. При расчетах принять cВ = 1,48 кДж/(м3К); ; =1,9 кДж/(м3К); =1,47 кДж/(м3К). Задача № 1.4 Для условий задачи № 1.3 определить, как изменится теоретическая температура горения, если воздух подогревается до температуры tв = 350 С. Задача № 1.5 Для условий задачи № 1.3 рассчитать, какое количество природного газа с содержанием СН4 = 96 %; С2Н4 = 2 %; N2 = 2 % надо подмешать к доменному газу, чтобы теплота сгорания смеси стала равной 20 МДж/м3. Задача 1.6. Определите годовую экономию топлива котельной, вырабатывающей 5105 Гкал/год и работающей на угле с = 6000 ккал/кг, если за счет энергосбережения в предыдущем году ее КПД повысился с 0,7 до 0,75. Задача 1.7. Определите изменения в расходах условного топлива и КПД котельной, вырабатывающей 100103 Гкал/год, при переводе ее с мазута на природный газ, если известно, что удельный расход мазута (= 9500 ккал/кг) был 131 кг/Гкал, а удельный расход природного газа (= 8100 ккал/нм3) стал 137 нм3/Гкал. Задача 1.8 Промышленное предприятие в течение года потребляет: природного газа Gг=20106 нм3 (= 7950 ккал/нм3); мазута М=1,2106 т (= 10000 ккал/кг); угля У=9104 т (= 4500 ккал/кг). Определите потребности предприятия в условном топливе. Задача 1.9 Предприятие на технологию и выработку тепловой и электрической энергии на собственной ТЭЦ использует мазут с = 12100 ккал/кг. Дополнительное потребление электроэнергии предприятием составляет ЭАО= 80  млн. кВтч/год. Потребление мазута на технологию составляет М= 400 т/год. ТЭЦ вырабатывает Q=50103 Гкал/год тепловой энергии с удельным расходом условного топлива bтт=160 кг у.т/Гкал и Э=20106  кВтч/год с удельным расходом условного топлива bэ=320 г у.т/ кВтч. Определите годовое потребление предприятием энергии в условном топливе. Задачи к главе 2 Задача 2.1 Определите годовые суммарные потери условного топлива без использования тепловой энергии продувочной воды в котельной. Паропроизводительность котельной Dк = 48 т/ч, абсолютное давление насыщенного пара Pп = 1,4 МПа, температура исходной воды, поступающей в котельную txв=10 C, годовое число часов использования номинальной паропроизводительности котельной  = 6500 ч, = 0,73. Суммарные потери пара и конденсата в долях паропроизводительности котельной Пк = 0,41. Энтальпия продувочной воды при давлении 1,4 МПа составляет кДж/кг. Энтальпия пара после расширителя непрерывной продувки при давлении 0,12 МПа составляет кДж/кг, а энтальпия конденсата при этом давлении кДж/кг. Задача 2.2 Оцените среднегодовую экономию топлива в действующей промышленной котельной, теплопроизводительность которой Q=240 ГДж/ч, за счет снижения температуры уходящих газов tух с 190 до 140C. Топливо – мазут (Qрн = 39,8 МДж/кг), сжигание топлива производится при q3 = 0, температура воздуха, подаваемого в котельный агрегат, tв=20 C, максимальная температура дымовых газов tmax = 2060 С, 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  = 4200 ч. Задача 2.3 Котел имеет тепловую мощность 16 МВт. В котле сжигают газ северных месторождений с коэффициентом избытка воздуха 1,3. Температура уходящих газов составляет 160 °С. Как изменится КПД котла, если коэффициент избытка воздуха станет равным 1,5? Задача 2.4 Котел имеет тепловую мощность 10 МВт. В котле сжигают газ северных месторождений с коэффициентом избытка воздуха 1,4. Температура уходящих газов составляет 160°С. Как изменится КПД котла, если коэффициент избытка воздуха станет равным 1,8. Задача 2.5 Котел имеет тепловую мощность 10 МВт. В котле сжигают газ северных месторождений с коэффициентом избытка воздуха 1,3. Температура уходящих газов составляет 160 °С. Как изменится КПД котла, если за счет установки дополнительных поверхностей нагрева температура уходящих газов снизится на 42 °С. Задача 2.6 Рассчитать потери неизолированной тепловой сети длиной 2,5 км с температурой теплоносителя t=90ºС, при температуре окружающего воздуха tн = -20 ºС в безветренную погоду. Диаметр трубопровода d = 219 мм теплопроводность воздуха и вязкость воздуха принять равными λ = 2,83·10-2 Вт/(мК) и ν = 19·10-6 м2/с; P r= 0,71. Задача 2.7 Паропроизводительность котла 50 т /ч, из них 45 % конденсата возвращается с температурой 92 С, температура сырой воды 10С. Определить перерасход топлива (газ северных месторождений). Задача 2.8 Процент непрерывной продувки котла ГМ-50/14 составляет 8 %. Давление в сепараторе непрерывной продувки 0,12 МПа. Пар из сепаратора непрерывной продувки сбрасывается в деаэратор, конденсат охлаждается в теплообменнике ХВО до 40 С. Определит годовую экономию топлива при числе часов использования установленной мощности равной 2700 ч. Задачи к главе 3 Задача № 3.1 Рассчитать температуру точки росы и мокрого термометра для продуктов сгорания газа северных месторождений, сжигаемого с коэффициентом избытка воздуха  = 1,4. Температура газов 170 С. Как изменится температура точки росы, если коэффициент избытка воздуха увеличится до значения 2,1? Задача 3.2 Рассчитать количество теплоты, воспринятое в теплообменнике для глубокого охлаждения продуктов сгорания природного газа. Расход топлива северных месторождений 30 тыс. м3/ч. Температура газов на входе в теплообменник 160 °С, на выходе из теплообменника 40 °С. Коэффициент избытка воздуха за котлом 1,4. Задача № 3.3 Рассчитать контактный экономайзер, установленный за котлом ДЕ-25. Топливо – газ северных месторождений, сжигаемый с коэффициентом избытка воздуха  = 1,5. Температура уходящих газов за котлом 180 C, начальная температура нагреваемой воды 15 C, температура воды на входе в распределитель 25 C, температура уходящих газов за экономайзером 40 C. Расход топлива на котел 1100 м3/ч. Коэффициенты теплопередачи в насадке и в поверхностном теплообменнике принять равными 500 Вт/(м2·К). Задачи к главе 4 Задача 4.1 Определить оптимальную степень повышения давления газовой турбины, если начальная температура воздуха t1=20 °С, а температура газов перед газовой турбиной t3=1150 °C. Задача 4.2 Газотурбинный агрегат 13Е фирмы АВВ имеет следующие характеристики: топливо природный газ (= 35600 кДж/м3; = 9,44 м3/м3); электрическая мощность N = 130 МВт; степень сжатия π = 13,8; температура газов перед турбиной t3 = 1100 °С. Рассчитать: КПД ГТУ, состояние газа в характерных точках, расход топлива и продуктов сгорания, коэффициент избытка воздуха. Плотность воздуха ρв = 1,29 кг/м3. Задача 4.3. Температура наружного воздуха t1 изменилась от -20 °С до +20 °С, как изменится полезная работа турбины при степени повышения давления π=13,8 и температуре газов перед турбиной равной t3=1150 °C? Теплоемкость воздуха принять равной cp=1 кДж/(кг·К). Задача 5.1. Задан поток платежей в постоянных ценах: 1 год – 10 млн.руб.; 2 год – 20 млн.руб.; 3 год – 15 млн.руб. Инфляция – 10 % в год, номинальный банковский процент – 15 % в год. Определить: PV на конец 4-го года в постоянных ценах и с учетом инфляции, реальную процентную ставку, индекс цен на конец 4-го года. Задача 5.2. Задан 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.. Определить: PV на конец 4-го года в постоянных ценах и с учетом инфляции, реальную процентную ставку, индекс цен на конец 4-го года. Задача 5.3. Задача 3. Задан 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. Задача 5.4. Задан 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 5.5. Задан коэффициент инфляции: 1 месяц – 10 % годовых; 2 месяц – 12 % годовых; 3-4 месяц – 15 % годовых; 5 месяц – 11 % годовых; 6 месяц – 13 % годовых. Определить общий индекс цен за полгода и в годовом исчислении (в % годовых). Задача 5.6. Заданы 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 5.7. Задан коэффициент инфляции: 1 месяц – 8 % годовых; 2 месяц – 5 % годовых; 3-4 месяц – 4 % годовых; 5 месяц – 3 % годовых; 6 месяц – 6 % годовых. Определить общий индекс цен за полгода и в годовом исчислении (в % годовых). Задача 5.8. Капиталовложения 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 амортизация – исходя из 5% годовых от балансовой стоимости основных фондов. 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, определить срок окупаемости проекта (графически). Задача 5.9. Капиталовложения 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 амортизация – исходя из 5% годовых от балансовой стоимости основных фондов. 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, определить срок окупаемости проекта (графически). Задача 5.10. Величина капиталовложений с НДС – 500 тыс.руб. Освоение – 1 год. Начиная со второго года, ожидаемая выручка от продаж составит 300 тыс.руб. без НДС, стоимость сырья и материалов – 50 тыс.руб. без НДС. Ставка НДС – 18%. Рассчитать образующийся отрицательный поток НДС, величину НДС к уплате в бюджет по годам. Задача 5.11. Величина капиталовложений с НДС – 800 тыс.руб. Освоение – 2 года. Начиная с третьего года, ожидаемая выручка от продаж составит 500 тыс.руб. без НДС, стоимость сырья и материалов – 150 тыс.руб. без НДС. Ставка НДС – 18%. Рассчитать образующийся отрицательный поток НДС, величину НДС к уплате в бюджет по годам. Задача 5.12. Капиталовложения 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 эксплуатации 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 5.13. Капиталовложения 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 эксплуатации 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. Задача 5.14. КПД котельной – 85%. Мощность котельной – 10 Гкал/ч. Число часов использования установленной мощности – 2000 час./год. Определить годовую величину затрат на топливо в руб./год, если калорийность 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 себестоимости – 60%. Задача 5.15. КПД котельной – 92%. Мощность котельной – 20 Гкал/ч. Число часов использования установленной мощности – 2500 час./год. Определить годовую величину затрат на топливо в руб./год, если калорийность 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 себестоимости – 70%. Задача 5.16. Удельный расход электроэнергии на производство тепловой энергии – 30 кВтч/Гкал. Мощность котельной – 10 Гкал/ч. Число часов использования установленной мощности – 2000 час./год. Определить годовую величину затрат на электроэнергию в руб./год, если цена электроэнергии – 4 руб./ кВтч без НДС. Рассчитать величину себестоимости тепловой энергии в руб./Гкал без НДС, если доля стоимости электроэнергии в себестоимости тепловой энергии – 10%. Задача 5.17. Удельный расход электроэнергии на производство тепловой энергии – 25 кВтч /Гкал. Мощность котельной – 20 Гкал/ч. Число часов использования установленной мощности – 2500 час/год. Определить годовую величину затрат на электроэнергию в руб/год, если цена электроэнергии – 3,5 руб./ кВтч без НДС. Рассчитать величину себестоимости тепловой энергии в руб./Гкал без НДС, если доля стоимости электроэнергии в себестоимости тепловой энергии – 12%. Задача 5.18. Мощность котельной – 5 Гкал/ч. Число часов использования установленной мощности – 2500 час./год. Балансовая стоимость основных средств котельной – 20 млн. руб. Нормативный срок полезного использования – 15 лет. Остаточная стоимость основных средств – 15 млн.руб. Рассчитать годовую величину амортизации и годовую величину 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 5.19. Мощность котельной – 10 Гкал/ч. Число часов использования установленной мощности – 2500 час./год. Балансовая стоимость основных средств котельной – 50 млн. руб. Нормативный срок полезного использования – 15 лет. Остаточная стоимость основных средств – 45 млн.руб. Рассчитать годовую величину амортизации и годовую величину 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 6.1. Сводные суммарные расчетные тепловые нагрузки котельной УрФУ. Суммарная нагрузка за месяц, Гкал Всего, Гкал Январь Февраль Март Апрель Май Июнь Июль Август Сентябрь Октябрь Ноябрь Декабрь Отопление и вентиляция 39444 33720 29888 18602 3226 - - - 3484 20888 28817 36777 214846 Горячее водоснабжение 3884 3508 3884 3759 2979 2524 1781 2524 2894 3884 3759 3884 39264 Итого 43327 37228 33772 22360 6204 2524 1781 2524 6378 24772 32575 40661 254108 Расчетный годовой расход теплоты составляет 254108 Гкал/год. Таблица 6.2. – Паспортные эксплуатационные данные газовых турбин [15]. Турбина SGT 100-1S мощностью 5,4 МВт фирмы «Siemens» № Наименование Обозн. Размер. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1 Температура наружного воздуха t C -36 -30 -20 -10 10 15 20 30 37 2 Температура наружного воздуха T К 237 243 253 263 273 283 288 293 303 310 3 Мощность генератора газовой турбины Nг МВт 6 6 6 6 5,797 5,437 5,264 5,062 4,696 4,427 4 КПД генератора ηген % 96,5 96,5 96,5 96,5 96,5 96,5 96,5 96,5 96,5 96,5 5 Механический КПД ηмех % 99 99 99 99 99 99 99 99 99 99 6 Частота вращения n об/мин 17384 17384 17384 17384 17384 17384 17384 17384 17384 17384 7 Подведенная теплота Q1 МВт 19,885 19,582 19,291 19,087 18,525 17,648 17,22 16,746 15,907 15,3 8 Расход отходящих газов Gг кг/с 23,87 23,51 22,92 22,35 21,67 20,83 20,42 19,96 19,08 18,37 9 Температура отходящих газов за турбиной tг С 491,7 493,2 502,9 515,9 525,7 531,5 534 537,8 545,2 551,6 10 Температура отходящих газов Tг К 764,7 766,2 775,9 788,9 798,7 804,5 807 810,8 818,2 824,6 11 Удельная мощность b кДж/кВт*ч 11931 11749 11574 11452 11504 11685 11776 11909 12917 12441 12 Давление газов после компрессора P МПа 1,74 1,72 1,68 1,65 1,60 1,54 1,52 1,48 1,42 1,37 Объёмные проценты газов Обозн. Размер. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1 Кислород О2 % 14,35 14,35 14,29 14,19 14,18 14,09 14,07 14,02 13,83 13,59 2 Азот N2 % 75,86 75,86 75,84 75,8 75,8 75,27 75,06 74,78 73,91 73,01 3 Водяные пары H2O % 5,86 5,89 5,92 6 6,01 6,67 6,92 7,27 8,36 9,51 4 Диоксид углерода CO2 % 3,02 3,02 3,05 3,1 3,1 3,07 3,06 3,05 3,03 3,02 5 Аргон Ar % 0,9 0,9 0,9 0,90 0,9 0,89 0,89 0,89 0,88 0,87 Энергоагрегат ЭГЭС-12С АО «ОДК-Авиадвигатель» Основные характеристики Номинальная мощность на клеммах генератора, МВт 12,0 Тепловая мощность на выхлопе при tвых.=110С, Гкал/ч 16,5 Номинальная частота электрического тока, Гц 50 Номинальное напряжение электрического тока, В 6300/10500 Номинальный коэффициент мощности 0,8 Рабочие характеристики и параметры Коэффициент полезного действия на клеммах генератора, % 32,2 Степень повышения давления в компрессоре 15,9 Температура газа за силовой турбиной (на выхлопе двигателя) С 499 Расход газа за силовой турбиной (на выхлопе), кг/с 45,3 Суммарный коэффициент использования тепла топлива при tвых.=110С, % 83,7 Коэффициент избытка воздуха в выхлопных газах 3,41 Параметры топливного газа перед энергоагрегатом:  давление (изб.), кгс/см2  температурный диапазон, С 24…30 +5…+80 Номинальная частота вращения ротора генератора, об/мин. 3000 Эквивалентный уровень звука при обслуживании, не более, ДБА 80 Климатические характеристики турбины «Урал-6000» АО «ОДК-Авиадвигатель В станционных условиях (Рн=760 мм рт.ст., tн=+15С, потери на вх/вых – 100/100 мм вод.ст.) Номинальная мощность на клеммах генератора, МВт 6,0 Степень повышения давления в компрессоре 8,7 Температура газа за силовой турбиной (на выхлопе), С 479 Расход газа за силовой турбиной (на выхлопе), С 33,5 Тепловая мощность на выхлопе при tвых.=110С, Гкал/ч 11,5 Коэффициент избытка воздуха на выхлопных газах 4,13 Коэффициент использования тепла топлива при tвых.=110С, % 83,0 Номинальная частота электрического тока, Гц 50 Номинальное напряжение электрического тока, В 6300/10500 Номинальная частота вращения ротора генератора, об/мин. 3000 Номинальный коэффициент мощности 0,8 Параметры топливного газа перед энергоагрегатом:  давление (изб.), кгс/см2  температурный, С 16…18 +5…+80 Климатические характеристики турбины Рис. 6.5. Режимные характеристики турбогенератора Таблица 6.3. Характеристики турбины тепловой мощностью 0,75 МВт, с противодавлением до 2 атм. [21]. Наименование Размер-ность ТГ 0,75ПА/6,3 Р13/4 (“Кубань 0,75ПВАЗ”) ТГ 0,75ВАЗ/6,3 Р13/2 (“Кубань 0,75ВАЗ”) номинал раб. диап. номинал раб. диап. 1 2 3 4 5 6 Мощность при cos  08 кВт 750 0-750 750 0-750 Частота вращения ротора: - турбины - генератора об/мин 8000 1500 7320-8600 1372-1612 8000 1500 7320-8600 1372-1612 Давление сухого насыщен-ного пара перед КС, абс. МПа (кгс/см3) 1,3 (13,0) 1,0-1,4 (10-14) 1,3 (13,0) 1,0-1,4 (10-14) Температура сухого насыщенного пара перед КС, не менее С 191 Т1-250 191 Т1-250 Давление пара за турбиной, абс. МПа (кгс/см3) 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 параметрах пара, не более т/ч 22,5 - 14,4 - Расход охлаждающей воды М3/ч 10 10…15 10 10…15 Давление охлаждающей воды на входе МПа (кгс/см3) 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 охлаждающей воды на входе С +20 +4…+32 +20 +4…+32 Тип генератора СГ»-750/6,3 Напряжение на клеммах генератора В 6300 5670-6615 6300 5670-6615 Цикл охлаждения генератора - Воздушный разомкнутый Воздушный разомкнутый Вывод силовой нейтрали генератора - имеется имеется Температура окружающего воздуха С +25 +15…+45 +25 +15…+45 Масса установки в комплекте поставки, сухая т 12,1+5% 12,1+5% Примечание. Т1 – температура насыщения пара при заданном давлении. Таблица 6.4. Режимная карта работы котла ШБ-А7 ст. №1 при сжигании природного газа Наименование величин Нагрузка котла, т/ч 1 2 3 4 5 6 7 8 Паропроизводительность котла по прибору, т/ч 8,40 9,50 10,50 11,50 12,10 12,75 13,70 Давление пара в барабане котла, кгс/м2 11,00 12,00 12,00 12,00 11,50 12,00 11,50 Температура питательной воды до ВЭК, С 101 100 102 102 100 110 110 Расход газа по прибору, м3/ч 650 750 850 950 1-5- 1150 1200 Температура воздуха после ВЗП, С 185 190 200 200 202 207 210 Разрежение в топке котла, кгс/м2 18-20 Состав продуктов горения перед дымососом, % СО2 4,60 5,80 6,00 6,00 6,00 6,00 6,00 О2 12,80 10,80 10,30 10,30 10,30 10,30 10,30 СО 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 NOк, ррm Коэффициент избытка воздуха перед дымососом 2,40 1,95 1,87 1,87 1,87 1,87 1,87 Температура уходящих газов перед дымососом, С 124 130 137 145 154 161 164 Потери тепла с уходящими газами, % 8,82 7,70 7,94 8,51 9,15 9,65 9,87 Потери тепла вследствие химической неполноты горения, % 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Потери тепла в окружающую среду, % 2,77 2,29 2,09 1,86 1,56 1,49 1,35 Сумма тепловых потерь, % 11,59 9,98 10,02 10,37 10,71 11,14 11,22 КПД котла брутто, % 88,41 90,02 89,98 89,63 89,29 88,86 88,78 Удельный расход натурального топлива на 1 Гкал, нм3/Гкал 143,293 140,703 140,816 141,363 141,950 142,643 142,770 Удельный расход условного топлива на 1 Гкал, кг у.т./Гкал 163,906 160,944 161,073 161,700 162,371 163,163 163,309 Таблица 6.5. Режимная карта водогрейного котла № 2 КВГМ-50 КТЦ ЭПК УрФУ при работе на природном газе Наименование режимных параметров и ТЭП котлоагрегата Обозна-чение Размер-ность Значения режимных параметров в испытанном диапазоне тепловых нагрузок 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 Параметры, измеряемые штатными приборами Расход газа Вг М3/час 1800 2000 2000 2300 2700 3200 3700 4200 Разрежение в топке Рт кгс/м2 -2,0 -2,0 -2,0 -2,0 -2,0 -2,0 -2,0 -2,0 Расход воды через котел Wк т/час 580 580 580 580 580 580 580 580 Температура воды перед котлом tк.1 С 68 69 72 67 76 77 70 70 Температура воды на выходе из котла tк.2 С 90 93 97 96 110 119 115 121 Температура уходящих газов tух С 95 102 107 110 126 140 144 149 Концентрация кислорода в конвективном пучке O2, к % 0,95 0,95 1,8 0,9 0,83 0,85 0,9 1,1 Параметры, измеряемые переносными приборами Концентрация кислород в конвективном пучке (по Теsto) O2,к % 1,6 1,5 2,1 1,6 1.4 1,4 1,5 1,6 Концентрация кислород в уходящих газах, перед дымососом (по Теsto) O2,ух % 2,3 2,4 2,7 2.2 1,9 1,8 1,8 1,9 Концентрация продуктов неполного сгорания в конвективном пучке (по Теsto) СОк ррm 10 50 5 20 10 10 Концентрация продуктов неполного сгорания в уходящих газах, перед дымососом (по Теsto) СОух ррm 60 100 10 20 55 25 30 25 Концентрация окислов азота в конвективном пучке (химнедожог) NO2 ррm 68 66 70 78 77 80 83 86 Концентрация окислов азота в уходящих газах, перед дымососом (по Теsto) NO2,ух ррm 60 100 10 10 55 25 30 25 Расчетные параметры и технико-экономические показатели Коэффициент избытка воздуха в конвективном пучке к 1,07 1,06 1,1 1,07 1,06 1,06 1,07 1,07 Коэффициент избытка воздуха в в уходящих газах, перед дымососом ух 1,11 1,11 1,13 1,11 1,09 1,08 1,08 1,09 Потери тепла с уходящими газами q2 % 4,23 4,55 4,85 4,88 5,52 6,11 6,25 6,53 Потери тепла в окружающую среду Q5 % 3,06 2,80 2,74 2.32 2,01 1,63 1,49 1.32 КПД, брутто бр % 92,70 92,65 92,41 92,80 92,46 92,26 92.26 92,15 Удельный расход условного топлива на выработанное тепло bусл. 151,3 151,6 152,1 152,7 151,8 153,0 153,7 154,4 Таблица 6.6. Режимная карта работы котла ШБ-А7 ст. №3 при сжигании природного газа Наименование величин Нагрузка котла, т/ч 1 2 3 4 5 6 7 8 Паропроизводительность котла по прибору, т/ч 8,40 9,50 10,50 11,50 12,10 12,75 13,70 Давление пара в барабане котла, кгс/м2 11,00 12,00 12,00 12,00 11,50 12,00 11,50 Температура питательной воды до ВЭК, С 101 100 102 102 100 110 110 Расход газа по прибору, м3/ч 650 750 850 950 1-5- 1150 1200 Температура воздуха после ВЗП, С 185 190 200 200 202 207 210 Разрежение в топке котла, кгс/м2 18-20 Состав продуктов горения перед дымососом, % СО2 5,80 6,40 6,50 6,50 6,50 6,70 6,70 О2 10,80 9,80 9,50 9,50 9,40 92 9,10 СО 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 NOк, ррm 101,0 110,0 113,0 114,0 132,0 134,0 140,0 Коэффициент избытка воздуха перед дымососом 1,95 1,79 1,74 1,74 1,73 1,70 1,69 Температура уходящих газов перед дымососом, С 134 140 146 151 153 159 163 Потери тепла с уходящими газами, % 7,47 7,17 7,51 7,85 7,98 8.19 8,45 Потери тепла вследствие химической неполноты горения, % 0,00 0,00 0,00 0,00 0,05 0,02 0,02 Потери тепла в окружающую среду, % 2,59 2,19 1,99 1,81 1,76 1,64 1,55 Сумма тепловых потерь, % 10,06 9,36 9,50 9,66 9,79 9,85 10,02 КПД котла брутто, % 89,94 90,64 90,50 90,34 90,21 90,15 89,98 Удельный расход натурального топлива на 1 Гкал, нм3/Гкал 141,182 140,225 140,391 140,640 140,832 140,747 140,959 Удельный расход условного топлива на 1 Гкал, кг у.т./Гкал 161,492 160,398 160,588 160,872 161,092 160,994 161,237 Таблица 6.7.Режимная карта парового котла ДЕ-25-14-225-ГМ ст.№4 при работе на природном газе № п/п Наименование параметра Ед.изм. Нагрузка, % Нагрузка, % 25,8 43,8 54,8 79,0 1 Паропроизводительность т/ч 6,4 10,9 13,7 21,5 2 Давление пара в барабане кгс/см2 11 11 11 11 3 Температура питательной воды в экономайзере С 102 102 102 102 4 Давление питательной воды на входе в экономайзер кгс/см2 21 21 21 21 5 Расход газа по прибору м3/ч 510 860 1200 1650 6 Давление газа перед горелкой кгс/см2 230 610 1000 1550 7 Давление воздуха перед горелкой кгс/см2 32 78 135 210 8 Разрежение в топке кгс/см2 2,0-3,5 2,0-3,5 2,0-3,5 2,0-3,5 9 Разрежение за котлом кгс/см2 10 15 25 35 10 Коэффициент избытка воздуха за экономайзером 1,19 1,25 1.24 1,25 11 Температура уходящих газов за экономайзером С 115 133 137 149 12 Состав уходящих газов за котлом углекислый газ СО2 % 9,6 9,1 9,2 9,1 кислород О2 % 3,6 4,6 4.4 4,5 окись углерода СО % 13 Коэффициент избытка воздуха за котлом 1,19 1,25 1,24 1,25 14 Температура уходящих газов за котлом С 208 218 233 264 15 КПД котла брутто % 89,39 91,56 91,71 91,82 16 Удельный расход натурального топлива нм3/Гкал 139,71 136,41 136,18 136,08 Таблица 6.8. Режимная карта работы котла №5 типа ДЕ-25-14-225 на природном газе Наименование параметра Величина 1 2 3 4 5 6 7 Паропроизводительность, т/ч 4,4 6,0 11,7 15,5 17,5 19,7 Давление пара в барабане, кгс/м2 10,7-10,8 Температура перегретого пара, С 209 212 217 220 220 220 Температура воды до экономайзера, С 97-100 Температура воды после экономайзера, С 120 125 128 134 138 141 Расход газа по прибору, нм3/ч 367 493 925 1218 1380 1550 Разрежение в топке, кгс/м2 3,0-4,0 Температура газов за котлом, С 190 198 223 235 248 256 Температура газов за экономайзером, С 104 108 117 125 130 Состав продуктов сгорания за экономайзером, % СО2 9,4 9,6 10,0 10,2 10,4 10,4 О2 4,2 3,9 3,2 2,8 2,5 2,5 Коэффициент избытка воздуха за экономайзером 1,22 1,2 1,16 1.14 1,12 1,12 КПД котла брутто, % 87,51 89,68 92,26 92,74 92,88 92,75 Удельный расход условного топлива на Гкал тепла 163,2 159,3 154,9 154 153,8 154,0 Таблица 6. 9.Режимная карта работы котла №6 типа ТВГМ-30 КТЦ ЭПК УрФУ Топливо – природный газ Q=7955 ккал/нм3 при 20С и 760 мм рт.ст. Параметры Обозна-чение Ед. изм. Значение величин 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 Теплопроизводительность Qк Гкал/ч 12,5 14,8 17,9 21,3 17,9 22,8 25,1 29,3 Число работающих горелок n шт. 4 4 4 4 6 6 6 6 Расход газа по щитовому прибору Впр.г нм3/ч 1700 2000 2500 3000 2500 3200 3500 4000 Расход воды через котел Gвод т/ч 375-380 Разрежение в топке ΔPm кгс/м2 2-3 Температура уходящих газов tух.г С 85-90 100-105 115-120 130-140 110-120 145-150 150-160 165-175 Щитовой кислородомер O2 % 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 Кислород в уходящих газах (по Теsto) O2 % 4,0-4,1 3,9-4,0 3,3-3,5 2,0-2,5 2,4-2,6 2,0-2,1 1,9-2,0 1,8-1,6 Избыток воздуха “за котлом” ух.г - 1,2 1,18 1,16 1,1 1,16 1,1 1,08 1,06 КПД котла брутто % 94,45 94,32 94,02 93,66 94,21 93,56 93,04 92,67 Удельный расход услов-ного топлива на 1 Гкал bусл. 151,3 151,6 152,1 152,7 151,8 153,0 153,7 154,4 Таблица 6.10. Режимная карта работы котла №7 типа ПТВМ-30 КТЦ ЭПК УрФУ Топливо – природный газ Q=7955 ккал/нм3 при 20С и 760 мм рт.ст. Параметры Обозна-чение Ед. изм. Значение величин 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Теплопроизводи-тельность Qк Гкал/ч 18,8 21,5 25 29,5 25,5 30 32,6 36,6 39 Число работающих горелок n шт. 4 4 4 4 6 6 6 6 6 Расход газа по щитовому прибору Впр.г нм3/ч 2500 3000 3500 4000 3500 4000 4500 5000 5250 Расход воды через котел Gвод т/ч 490-505 Разрежение в топке ΔPm кгс/м2 2-3 Температура уходящих газов tух.г С 100-105 115-120 135-140 145-155 140-145 150-155 165-170 175-180 185-190 Щитовой кислородомер 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 Кислород в уходящих газах (по Теsto) O2 % 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 Избыток воздуха “за котлом” ух.г - 1,12 1,1 1,08 1,08 1,09 1,06 1,05 1,05 1,05 КПД котла брутто % 94,88 94,44 93,82 93,39 93,78 93,31 92,83 92,49 92,32 Удельный расход условного топлива на 1 Гкал bусл. 150,7 151,4 152,4 153,1 152,5 153,3 154,0 154,6 154,9 Таблица 611. Режимная карта работы котла № 1. КВ-ГМ-50-150 ОАО «Химмаш» на природном газе № п.п. Наименование параметра Ед.изм. Нагрузка котла, % 41 54 68 76 1 2 3 4 5 6 7 1 Мощность Гкал/ч 20,7 27,0 34,1 37,9 2 Расход воды через котел т/ч 621 671 660 762 3 Температура воды на входе в котел С 71,8 60,4 69,9 71,8 4 Температура воды на выходе из котла С 105,1 100,6 121,6 121,6 5 Давление воды на входе в котел, Рв кгс/см2 8,9 8,9 9 9 6 Давление воды на выходе из котла, Рв кгс/см2 6,9 6,9 6,9 6,7 7 Расход газа нормальный нм3/ч 2715 3482 4470 4931 8 Расход газа по счетчику м3/ч 1850 2400 2950 3284 9 Давление газа перед горелками кгс/м2 8 13 19,1 23,8 10 Давление воздуха перед горелкой кПа 0,31 0,72 1,03 1,29 11 Разрежение кгс/м2 -2,5 -2,5 -2,5 -2,5 12 Температура уходящих газов С 127 137 163 170 13 Состав уходящих газов: RО2 % 9,18 8,85 9,00 9,30 кислород О2 % 4,80 5,40 5,00 4,60 окись углерода СО % 0,00 0,00 0,00 0,00 14 Коэффициент избытка воздуха  1,26 1,31 1,28 1,25 15 КПД % 91,18 91,91 90,59 90,30 16 Расход газа по обратному балансу нм3/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 натурального топлива нм3/Гкал 137,95 136,86 138,85 139,30 Примечание: 7. Режимная карта составлена по показаниям эксплуатационных приборов, а также установленных на период ТИ дополнительно. 2. Температура дутьевого воздуха 10-11С. Таблица 6.12. Режимная карта работы котла № 2. КВ-ГМ-50-150 ОАО «Химмаш» на природном газе № п.п. Наименование параметра Ед. изм. Нагрузка котла, % 31 44 53 66 1 2 3 4 5 6 7 1 Мощность Гкал/ч 15,68 21,91 26,60 32,90 2 Расход воды через котел т/ч 700 700 700 700 3 Температура воды на входе в котел С 58,6 60,7 62 60 4 Температура воды на выходе из котла С 81 92 100 106,1 5 Давление воды на входе в котел, Рв кгс/см2 10,3 10,3 10,3 10,3 6 Давление воды на выходе из котла, Рв кгс/см2 6,8 6,8 6,8 6,8 7 Расход газа нормальный нм3/ч 2642 3630 4328 4992 8 Расход газа по счетчику м3/ч 1800 2500 3000 3500 9 Давление газа перед горелками кгс/м2 8 15 20 27,6 10 Давление воздуха перед горелкой кПа 0,4 0,76 1 1,4 11 Давление за котлом кгс/м2 2,5 2,5 2,5 2,5 12 Температура уходящих газов С 83 127 139 150 13 Состав уходящих газов: RО2 % 7,20 10,30 10,80 11,30 кислород О2 % 8,10 3,70 2,50 2,20 окись углерода СО % 0,00 0,00 0,00 0,00 14 Коэффициент избытка воздуха  1,56 1,18 1,12 1,10 15 КПД % 93,55 92,46 92,37 92,23 16 Расход газа по обратному балансу нм3/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 нм3/Гкал 134,46 136,04 136,18 136,38 Примечание: 1. Режимная карта составлена по показаниям эксплуатационных приборов, а также установленных на период ТИ дополнительно. 2. Температура дутьевого воздуха 25-26С. Таблица 6.13. Режимная карта работы водогрейного котла КВГМ-100 ст. №9 ОАО «Уралхиммаш» при работе природном газе № п/п Наименование величин Обозн. Размер Теплопроизводительность котла, Гкал/ч 32 41 48 48 54 60 70 1. Водяной тракт 1.1 Расход сетевой воды Gв т/ч 1260 1.2 Давление сетевой воды на входе в котел Рвх Мпа 0,97 1.3 Давление сетевой воды на выходе из котла Рвых Мпа 0,68 1.4 Температура сетевой воды на входе в котел tвх С 70 1.5 Температура сетевой воды на выходе из котла tвых С 95 103 108 108 113 118 126 1.6 Нагрев сетевой воды в котле tсв С 25 33 38 38 43 48 56 2. Топливный тракт 2.1 Расход природного газа на котел Вг м3/ч 4220 5500 6470 6280 7350 8200 9500 2.2 Количество работающих горелок гор Шт. 2 3 2.3 Давление газа перед котлом Рrк кПа 43,9 43,2 42,5 42,7 42,1 41,5 40,7 2.4 Давление газа перед горелками Рrг кПа 10,0 16,6 22.6 10,0 13,7 17,0 22.6 3. Воздушный тракт 3.1 Давление воздуха перед котлом Рrк кПа 2,7 2,7 3.1 Давление воздуха перед горелками Рrг кПа 1,0 1,6 2,0 1,0 1,3 1,7 2,0 3.3 Содежание кислорода за котлом О2 % 6,90 6,40 6,20 5,0 4,90 4,60 4,20 3.2 Коэффициент избытка воздуха за котлом к - 1,44 1,40 1,37 1,28 1,27 1,25 1,22 4. Газовый тракт 4.1 Разрежение вверху топки Sт Па -30 -30 4.2 Температура уходящих газов tух С 81 88 94 92 98 105 114 5. Экономические и экологические показатели 5.1 Потери тепла с уходящими газами Q2 % 4,38 4,64 4,90 4,50 4,76 5,04 5,38 5.2 КПД брутто котла кбр % 94,06 94,14 94,07 94,45 94,32 94,13 93,90 5.3 Содержание NОх в дымовых газах, при =1,4 NOxпр мг/м3 94 99 105 128 133 137 145 5.4 Удельный расход условного топлива на выработку 1 Гкал теплоты bу кг у.т./ Гкал 151,88 151,75 151,86 151,26 151,46 151,77 152,13 Примечание: 1. Режимная карта составлена по состоянию оборудования на 19.03 2013 г. 2. Топливо - природный газ Qн р=7973 ккал/м3; tг=3C; tхв=19C. Таблица 6.14. Режимная карта работы водогрейного котла КВГМ-100 ст. №10 ОАО «Уралхиммаш» при работе природном газе № п/п Наименование величин Обозн. Размер Теплопроизводительность котла, Гкал/ч 32 41 48 48 54 60 70 1. Водяной тракт 1.1 Расход сетевой воды Gв т/ч 1270 1.2 Давление сетевой воды на входе в котел Рвх Мпа 0,99 1.3 Давление сетевой воды на выходе из котла Рвых Мпа 0,68 1.4 Температура сетевой воды на входе в котел tвх С 70 1.5 Температура сетевой воды на выходе из котла tвых С 97 104 109 109 116 121 129 1.6 Нагрев сетевой воды в котле tсв С 27 34 39 39 46 51 59 2. Топливный тракт 2.1 Расход природного газа на котел Вг м3/ч 4560 5780 6780 6780 7830 8830 10150 2.2 Количество работающих горелок гор Шт. 2 3 2.3 Давление газа перед котлом Рrк кПа 42,7 42,5 42,0 42,0 41,8 41,6 41,3 2.4 Давление газа перед горелками Рrг кПа 10,2 16,2 22,2 10,0 13.4 17,0 22,0 3. Воздушный тракт 3.1 Давление воздуха перед котлом Рrк кПа 2,5 2,5 3.1 Давление воздуха перед горелками Рrг кПа 1,3 1,8 2,2 1,2 1,6 1,9 2,2 3.3 Содежание кислорода за котлом О2 % 6,8 6,2 5,8 3,7 3,4 3,2 3,0 3.2 Коэффициент избытка воздуха за котлом к - 1,43 1,37 1,34 1,19 1,17 1,16 1,15 4. Газовый тракт 4.1 Разрежение вверху топки Sт Па -30 -30 4.2 Температура уходящих газов tух С 83 90 95 96 101 108 116 5. Экономические и экологические показатели 5.1 Потери тепла с уходящими газами Q2 % 3,63 3,87 4,06 3,66 3,84 4,12 4,47 5.2 КПД брутто котла кбр % 94,90 94,97 94,94 95,34 95,30 95,11 94,86 5.3 Содержание NОх в дымовых газах, при =1,4 NOxпр мг/м3 91 96 100 137 140 143 150 5.4 Удельный расход условного топлива на выработку 1 Гкал теплоты bу кг у.т./ Гкал 150,53 150,42 150,47 149,83 149,91 150,20 150,50 Примечание: 1. Режимная карта составлена по состоянию оборудования на 20.03 2013 г. 2. Топливо - природный газ Qн р=7973 ккал/м3; tг=-1C; tхв=22C. Таблица 6.15. Режимная карта работы парового котла ГМ-50-14/250 ст.№4 в котельной ОАО «Уралхиммаш» г.Екатеринбург при работе на природном газе № п/п Параметры Размер-ность Значение величин 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 Паропроизводительность котла (по прибору) т/ч 15 22 21 28 35 43 2 Количество работающих горелок шт. 2 4 3 Давление газа перед котлом кПа 43,4 43 42,8 42,5 41,9 40 4 Давление газа перед горелками кПа 4,7 11,4 2,6 4,7 6,9 11,4 5 Расход природного газа по прибору нм3/ч 1250 1850 1802 2380 3000 3600 6 Давление воздуха после вентилятора кПа 2,3 2,3 2,3 2,3 2,3 2,5 7 Давление воздуха перед горелками кПа 0,63 1.%8 0,38 0,63 0.97 1,58 8 Температура воздуха после в/подогревателя С 143 145 153 160 170 185 9 Давление перегретого пара МПа 1,0-1,05 10 Давление пара в барабане МПа 1,08-1,15 11 Температура перегретого пара С 195-220 12 Температура питательной воды С 102-103 13 Разрежение в топке Па 2,0-2,5 14 Температура уходящих газов (после в/экономайзера) С 107 109 109 112 117 125 15 Состав продуктов сгорания после экономайзера (уходящие газы) % 6,2 5,9 5,5 5,1 4.0 3,4 % след след след % 8,2 8,4 8,6 8,8 9,4 9,8 16 Коэффициент избытка воздуха после в/экономайзера - 1,44 1,4 1,37 1,31 1,25 1,2 17 КПД котла брутто % 91,69 92,86 91,81 93,37 93,72 93,75 18 Удельный расход условного топлива кгут/Гкал 155,7 153,8 153,9 152,4 152,3 152,3 Таблица 6.16. Режимная карта работы парового котла 50-14/250 ст.№6 ОАО «Уралхиммаш» при сжигании природного газа № п/п Наименование величин Обозна-чение Размер-ность Нагрузка котла в % от Dном 13 22 29 36 29 39 61 26 44 58 37 53 75 88 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 Топливо: Природный газ 1 Количество работающих горелок n шт. 2 2 2 2 3 3 3 3 3 3 4 4 4 4 2 Номера работающих горелок № 1,3 1,3 1,3 1,3 1.2,3 1.2,3 1.2,3 1,3,4 1,3,4 1,3,4 1.2,3,4 1.2,3,4 1.2,3,4 1.2,3,4 3 Давление газа до ПРЗ Р 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 4 Давление газа после ПРЗ Р кПа 43,9 43,7 43,7 43,7 43,7 43,7 42,3 43,8 43,2 42,7 43,5 42,9 41,7 41,3 5 Давление газа перед горелками Рг кПа 1,7 3,0 4,5 7,0 1,7 2,7 7,0 1,7 4,2 7,1 1,8 3,1 6,5 7,2 6 Расход природного газа по прибору Впр м3/час 555 710 885 1118 898 1099 1819 807 1274 1658 1160 1579 2273 2413 7 Расход газа приведенный к н.у. Вн.у нм3/час 798 1050 1314 1649 1320 1622 2667 1200 1895 2461 1712 2328 3344 3537 8 Расход газа по обратному балансу Вб нм3/час 560 998 1200 1474 1204 1556 2432 1077 1788 2394 1528 2154 3040 3532 Пар и вода 9 Давление пара в барабане котла Рб МПа 0,982 1,050 1,073 1,070 1,040 1,020 1,122 0,984 1,035 1,078 1,060 1,089 1,207 1,141 10 Давление пара в выходном коллекторе Рпп МПа 0,933 1,007 1,034 1,040 1,003 0,995 1,094 0,978 1,001 1,013 1,035 1,060 1,145 1,047 11 Температура пара tпп С 185,5 187,6 190,3 198,8 196,4 199,0 220.4 185,7 204,5 215,3 202,1 212,6 227,6 226,2 12 Температура питательной воды до экономайзера tпв С 101,0 101,0 101,0 101,0 101,0 101,0 101,0 101,0 101,0 101,0 102,0 102,0 101,0 101,0 13 Давление питательной воды Рпв МПа 2,50 2,57 2,62 2.65 2,464 2,623 2,446 2,443 2,504 2,404 2,445 2,435 2,332 2,182 14 Температура воды после экономайзера t э С 102,2 107,2 107,5 107,9 109,2 110,0 110,7 102,3 110,4 115,5 107Ю5 114,5 119,1 119,8 15 Паропроизводительность котла по прибору D т/час 6,7 11,2 14,3 17,9 14,6 19,3 30,7 13,0 22,2 29,2 18,6 26,4 37,6 43,9 16 Расход воды на непрерывную продувку Gпр т/час 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 17 Расход питательной воды Gпв т/час 7,4 20,7 22,2 24,4 19,2 24,7 31,8 19,2 27,8 38,2 25,8 33,9 43,8 50,4 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 Воздух 18 Температура холодного воздуха tх.в С 15 14 13 16 14 17 15 15 18 17 17 16 16 17 19 Температура воздуха перед горелкой t г С 130 144 145 147 137 138 145 139 158 172 143 150 170 171 20 Давление воздуха после вентилятора Рв 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 21 Давление воздуха перед горелкой Рг 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 22 Разрежение в топке котла Р Па 25-30 Дымовые газы Показания штатного кислородомера 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 23 Состав уходящих газов за экономайзером: двуокись углерода СО2 % 4,8 6,2 7 7,7 6.2 7,2 7.3 7 7,5 7.4 7,8 7,6 7,9 8,1 кислород О2 % 12,4 9,9 8,6 7,2 9,9 8,1 8 8,6 7,7 7,9 7,1 7 6,9 6,6 окись углерода СО % 0,0009 0,0019 0,0003 сумма оксидов азота NО2 ppm 29 34 35 34 42 47 39 34 37 40 45 48 48 48 24 Коэффициент избытка воздуха за ВЗП 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 25 Температура уходящих газов за ВЗП t ух С 106,8 123,3 140 149,8 151,4 152,6 187,5 134,8 152,7 171,4 153,4 170,9 199 201,8 26 Состав уходящих газов за экономайзером: двуокись углерода СО2 % 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 кислород О2 % 11,7 9,1 7 6,9 9 6,7 6,5 7 6,6 6,4 6,24 6,1 5,1 4,8 окись углерода СО % 0,0002 0,0018 сумма оксидов азота NО2 ppm 31 36 37 38 46 47 49 38 42 45 48 50 52 53 27 Коэффициент избытка воздуха за экономайзером э 2,13 1,69 1,45 1,44 1,68 1,42 1,40 1,45 1,41 1,39 1,38 1,37 1,29 1,27 28 Температура уходящих газов за экономайзером t эк С 104,1 105 106 107,6 106,5 106,6 116,7 103,2 108,4 114 106,6 110,5 119,3 120,6 Тепловой баланс и экономические показатели 29 Суммарные потери тепла 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 30 КПД брутто  % 86,11 90,02 91,95 91,99 90,95 92,83 92,94 91,58 93,09 93,17 92,82 93,00 93,50 93,72 31 Удельный расход натурального топлива на Гкал b нм3/Гкал 148,16 157,80 148,36 144,19 144,74 141,01 135,92 146,95 140,06 141,14 143,34 140,95 137,88 137,11 32 Удельный расход условного топлива на Гкал bу кг у.т./Гкал 168,48 169,72 168,70 163,97 164,59 160,35 154,56 167,10 159,27 160,50 162,99 100,28 156,79 155,91