Установка газопоршневого модуля в котельной АО "СаранскТеплоТранс"

Сердцев Владислав Максимович

Установка газопоршневого модуля в котельной АО "СаранскТеплоТранс"

Котельная

Энергетика

Дипломы

Вуз: Мордовский государственный университет имени Н.П. Огарева

ID: 6065df63e010f800016c9426

UUID: 872e81d0-7528-0139-ab22-0242ac18000a

Язык: Русский

Опубликовано: около 3 лет назад

Просмотры: 10

Сердцев Владислав Максимович

Источник: федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Национальный исследовательский Мордовский государственный университет им. Н. П. Огарёва"

Комментировать 0

Рецензировать 0

Скачать - 19,8 МБ

Поделиться работой

СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ...................................................................................................................... 6 1 Анализ технико-экономических показателей работы системы теплоснабжения .. 8 1.1 Общие сведения 8 1.2 Определение договорных нагрузок ............................................................. 16 1.3 Расчет нормативов удельного расхода топлива на отпущенное тепло по котельной на каждый месяц периода регулирования и в целом за год ................... 22 1.4 Баланс фактического объема производства тепловой энергии и мощности по месяцам и за год .................................................................................... 41 2 Технологическая часть .............................................................................................. 43 2.1 Обзор и анализ отечественных и зарубежных производителей газопоршневых модулей ............................................................................................... 44 2.2 Обоснование установки газопоршневого модуля ..................................... 47 3 Конструктивная часть ................................................................................................ 49 3.1 Газопоршневая установка с утилизацией тепла ........................................ 49 3.2 Тепловой расчет рабочего процесса ДВС .................................................. 50 3.3 Тепловой баланс двигателя .......................................................................... 62 3.4 Тепловой расчет теплообменника охлаждающей и теплофикационной воды .............................................................................................................................. 65 3.4.1 Расчет теплообменника охлаждающей воды .......................................... 66 3.4.2 Расчет теплообменника теплофикационной воды.................................. 68 4 Экономическая часть ................................................................................................. 71 ЗАКЛЮЧЕНИЕ ............................................................................................................. 76 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ .................................................... 77 БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 5 Д

ВВЕДЕНИЕ Постоянный рост цен на тарифы энергоносителей ведет к повышению цен на производимую продукцию, из-за чего снижается конкурентоспособность предприятия[16]. Данная конкуренция на внутреннем и внешнем рынке вынуждает предприятия искать решения, позволяющие снизить издержки производства. В себестоимости производимой продукции определенную часть занимают потребляемые энергетические ресурсы (электроэнергия и тепло). Из-за этого все больше и больше становится актуален вопрос о надежной альтернативе внешнему электроснабжению с целью обеспечения энергетической безопасности предприятия и дешевыми энергоресурсами. Все большую популярность в энергетической отрасли приобретают газопоршневые модули, явившиеся на рынок не так давно, но уже завоевали признание своей экономичностью, производительностью и удобством работы. Современные газопоршневые электроагрегаты, соответствующе технологии когенерации дают возможность потребителям обеспечивать не только техникоэкономически выгодное производство электрической и тепловой энергии, но и достигать этого с приемлемыми в настоящее время экологическими показателями по эмиссии выхлопных газов в окружающую среду. Одним из наиболее токсичных является оксид азота, он образуется при сжигании всех органических топлив, в том числе и природного газа[11]. Газопоршневые модули применяются как постоянные или резервные источники электроэнергии для предприятий или небольших населенных пунктов. У них простая и надежная конструкция, проверенная годами эксплуатации в различных климатических условиях[29]. Газопоршневые модули идеально преобразуют энергию природного газа, в электрическую и тепловую, обеспечивая общий КПД примерно 80-90%[13]. Кроме того, собственная производство дает возможность обеспечения предприятия более дешевой электроэнергией и обеспечения основным питанием при аварии на внешних электрических сетях. Также, газопоршневые установки БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 6 Д

сохраняют работоспособность и свой высокий КПД там, где другие установки быстро выходят из строя. Рассчитан срок окупаемости и годовой экономический эффект от внедрения ГПМ. Цель работы - производство собственной тепловой и электрической энергии за счет установки нового оборудования. БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 7 Д

1 Анализ технико-экономических показателей работы системы теплоснабжения 1.1 Общие сведения Открытое акционерное общество «СаранскТеплоТранс» (в дальнейшем ОАО «СТТ») создано 1 ноября 2002 г. в соответствии с Гражданским кодексом РФ, Федеральным законом РФ «Об акционерных обществах» и другими правовыми актами. ОАО создано на базе имущественного комплекса СМП «Тепловые сети», который в свою очередь организован в соответствии с Постановлением Совета Министров Мордовской АССР и Президиума Мордовского Облпрофсоюза № 371 от 20.05.1965 года, письмом Министра коммунального хозяйства РСФСР № М-09-5118 от 04.07.1965 г. и Приказом Министра коммунального хозяйства МАССР № 201 от 30.09.1965 г. было сформировано хозрасчетное предприятие объединенных котельных и тепловых сетей. ОАО «СТТ» объединило восемьдесят шесть мелких нерентабельных котельных с самодельными котлами различных конструкций. Было начато строительство соединительных теплотрасс, ликвидация маломощных котельных с присоединением их котловых нагрузок к более мощным котельным. Был взят курс на строительство котельных с современным оборудованием, автоматикой, оборудованием химической подготовки воды и деаэрации. В октябре 1975 года были построены административное здание и база предприятия, в которых в данный момент расположено ОАО «СТТ». 30 сентября 1992 года решением Исполнительного комитета Саранского городского Совета народных депутатов предприятие зарегистрировано как Саранское муниципальное предприятие «Тепловые сети». За эти годы были расширены границы обслуживания в пригородные села, вошедшие в городскую зону. Были приняты на баланс котельные поселков: Николаевка, Зыково, Луховка, Горяйновка, Озерный, приобретены котельные пос. Кирзавод и пос. Авторемзавод. БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 8 Д

В 2009 г. по договору аренды приняты тепловые сети находящиеся в муниципальной собственности и ОАО ПСХК «Саранскстройзаказчик». Основной целью ОАО «СТТ» является получение прибыли через надежное и бесперебойное снабжение тепловой энергией населения при минимальных затратах, согласно заключенных договоров. Общество осуществляет: эксплуатацию, проведение ремонта, реконструкцию и новое строительство систем теплоснабжения, находящихся на балансе; осуществление мер по рациональному использованию и экономному расходованию топливно-энергетических ресурсов; организацию технического надзора за сооружением коммунальных энергетических объектов, своевременным вводом их в эксплуатацию; другие виды деятельности, не запрещенные Законодательством РФ. ОАО «СТТ» включает в себя 4 эксплуатационных района, ремонтномеханический цех, ремонтно-строительный цех, гараж, сварочную лабораторию, участок КИПиА, участок АСУ, электроучасток. Общие сведения по нагрузкам теплоисточников энергоснабжающей организации (ЭСО), согласно форме рекомендуемого макетом представлены в таблице 1.1. Как следует из таблицы 1.1, ЭСО имеет собственные источники и источники покупной тепловой энергии. При этом установленная мощность всех источников тепловой энергии в «горячей воде» составляет 1437,28 Гкал/час в паре 1031,1 Гкал/час из которых 702,72 Гкал/ч установленной мощности в паре направлена на приготовление «горячей воды». Располагаемая мощность (согласно режимным картам) - 1352,96 Гкал/час. ОАО «СТТ» является поставщиком тепловой энергии в 8 населенных пунктах, в том числе в г. Саранск, располагаемые мощности которых (с учетом максимальной нагрузки ГВС) равны: - 914,64 Гкал/час (91,3 %) в «горячей воде» и 87,61 Гкал/час в паре. БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 9 Д

Таблица 1.1 - Общие сведения об энергоснабжающей организации Наименован ие населенног о пункта Наименование системы теплоснабжения 1 2 СЦТ от котельной по ул. Московская 48а СЦТ от котельной "Нижний рынок" по ул. Кирова 63 СЦТ от котельной "Лисма" по ул. Лесная 2б СЦТ от котельной "Баня №2" по ул. Красноармейская 21 СЦТ от котельной "Баня №3" по ул. Кутузова 2б г. Саранск СЦТ от котельной 2 мкр. по ул. Попова 49 СЦТ от котельной 3 мкр по ул. М. Расковой 27 СЦТ от котельной кв. 10-11 по ул. О. Кошевого 20 СЦТ от котельной 6 мкр по ул. Энгельса 19 СЦТ от котельной 8 мкр по ул. Чкалова 1 СЦТ от котельной кв. 107 по ул. Гагарина 106б Установленная тепловая мощность источника Располагаемая тепловая мощность источника в горячей воде, Гкал/ч в паре, Гкал/ч в горячей воде, Гкал/ч 4 5 6 в паре, Гкал/ ч 7 25,000 0,000 20,900 0,000 25,000 0,000 20,900 0,000 4,500 0,000 4,060 0,000 4,500 0,000 4,060 0,000 20,600 0,000 17,400 0,000 20,600 0,000 17,400 0,000 1,930 0,650 1,280 0,048 Котельная "Баня №2" по ул. Красноармейская 21 1,930 0,650 1,280 0,048 Собственные источники тепловой энергии: 3,440 0,000 3,190 0,000 Котельная "Баня №3" по ул. Кутузова 2б 3,440 0,000 3,190 0,000 26,000 0,000 24,700 0,000 26,000 0,000 24,700 0,000 24,900 0,000 22,800 0,000 24,900 0,000 22,800 0,000 24,900 0,000 21,700 0,000 24,900 0,000 21,700 0,000 36,900 0,000 31,300 0,000 36,900 0,000 31,300 0,000 27,800 0,000 24,500 0,000 27,800 0,000 24,500 0,000 Собственные источники тепловой энергии: 14,800 0,000 11,700 0,000 Котельная кв. 107 по ул. Гагарина 106б 14,800 0,000 11,700 0,000 Наименование источника теплоснабжения 3 Собственные источники тепловой энергии: Котельная по ул. Московская 48а Собственные источники тепловой энергии: Котельная "Нижний рынок" по ул. Кирова 63 Собственные источники тепловой энергии: Котельная "Лисма" по ул. Лесная 2б Собственные источники тепловой энергии: Собственные источники тепловой энергии: Котельная 2 мкр. по ул. Попова 49 Собственные источники тепловой энергии: Котельная 3 мкр. по ул. М. Расковой 27 Собственные источники тепловой энергии: Котельная кв. 10-11 по ул. О. Кошевого 20 Собственные источники тепловой энергии: Котельная 6 мкр. по ул. Энгельса 19 Собственные источники тепловой энергии: Котельная 8 мкр. по ул. Чкалова 1 БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 10 Д

Продолжение таблицы 1.1 1 2 СЦТ от котельной по ул. Осипенко 57 СЦТ от котельной ДРБ по ул. Р. Люксенбург 15 СТ от котельной "Онк. Дисп." по ул. Ульянова СТ от котельной "РД №2" по ул. Косарева СЦТ от котельной "Школы №13" СТ от котельной Баня №8 СТ от котельной Баня №5 3 4 5 6 7 13,000 0,000 12,300 0,000 13,000 0,000 12,300 0,000 13,000 0,000 11,800 0,000 13,000 0,000 11,800 0,000 0,000 0,650 0,000 0,420 0,000 0,650 0,000 0,420 0,000 1,300 0,000 1,010 0,000 1,300 0,000 1,010 1,260 0,000 0,620 0,000 Котельная "Школа №13" 1,260 0,000 0,620 0,000 Собственные источники тепловой энергии: 1,950 0,650 1,360 0,052 Котельная "Баня №8" 1,950 0,650 1,360 0,052 Собственные источники тепловой энергии: 0,000 1,300 0,000 1,150 Котельная "Баня №5" по ул. Пролетарская 90 0,000 1,300 0,000 1,150 1271,080 91,050 1207,740 89,180 Собственные источники тепловой энергии: 19,500 0,000 17,740 0,000 Котельная "МГУ" 19,500 0,000 17,740 0,000 19,500 0,000 17,740 0,000 7,000 0,000 5,030 0,000 Собственные источники тепловой энергии: Котельная по ул. Осипенко 57 Собственные источники тепловой энергии: Котельная ДРБ по ул. Р. Люксенбург 15 Собственные источники тепловой энергии: Котельная "Онк.Дисп." по ул. Ульянова Собственные источники тепловой энергии: Котельная "РД №2" по ул. Косарева Собственные источники тепловой энергии: Всего по г. Саранска п. Ялга СЦТ от котельной "МГУ" Всего по п. Ялга п. Николаевка п. Зыково п. Кирзавод п. Луховка СЦТ от котельной п. Николаевка Собственные источники тепловой энергии: Котельная п. Николаевка 7,000 0,000 5,030 0,000 Всего по п. Николаевка Собственные источники СЦТ от котельной тепловой энергии: Школы п. Зыково Котельная Школы п. Зыково 7,000 0,000 5,030 0,000 1,950 0,000 1,090 0,000 1,950 0,000 1,090 0,000 Всего по п. Зыково Собственные источники СЦТ от котельной тепловой энергии: п. Кирзавод Котельная п. Кирзавод Всего по п. Кирзавод Собственные источники СЦТ от котельной тепловой энергии: п. Луховка Котельная п. Луховка 1,950 0,000 1,090 0,000 5,760 0,000 3,190 0,000 5,760 5,760 0,000 0,000 3,190 3,190 0,000 0,000 8,600 0,000 4,830 0,000 8,600 0,000 4,830 0,000 БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 11 Д

Окончание таблицы 1.1 1 2 4 5 6 7 18,860 12,040 18,500 0,117 18,860 12,040 18,500 0,117 Всего по п. Луховка Собственные источники СЦТ от котельной тепловой энергии: п. Озерный Котельная п. Озерный 27,460 12,040 23,330 0,117 8,000 0,000 3,450 0,000 8,000 0,000 3,450 0,000 Всего по п. Озерный Собственные источники СЦТ от котельной тепловой энергии: п. Горяйновка Котельная п. Горяйновка 8,000 0,000 3,450 0,000 3,440 0,000 2,090 0,000 3,440 0,000 2,090 0,000 Всего по п. Горяйновка 3,440 0,000 2,090 0,000 Всего по ЭСО (ТСО) 1344,190 103,090 1263,660 89,297 СЦТ от котельной Авторемзавод п. Озерный п. Горяйновка 3 Собственные источники тепловой энергии: Котельная Авторемзавод Теплоснабжение потребителей пара осуществляется с использованием паропроводов находящихся как на балансе ЭСО так и абонента. Предприятие использует в качестве основного энергетического топлива природный газ, а в качестве резервного - мазут. Характеристики основного оборудования котельных приведены в таблице 1.2. Таблица 1.2 - Характеристики котельных ОАО «СаранскТеплоТранс» городского округа Саранск наименование котельной, адрес Тип котельной Вид топл ива 1 Кот. «Московская, 48А», ул.Московская, 48А, Кот.8 мкр. Ю/З, ул.Чкалова, 1В 2 отопительная 3 газ отопительная газ Кот.АРЗ, пос. Луховка-1 Кот.«Осипенко, 57А», ул.Осипенко, 57А отопительная газ отопительная газ Марка котлоагрегата Год ввода в эксплуата цию 4 КВГ-14-150 КВГ-7,56 КВГ-7,56 КВГ-14-150(№2) ТВГ-8М(№1) ТВГ-8М(№3) ТВГ-4Р(№1) ТВГ-4Р(№2) КВГ-7,56(№2) КВГ-7,56(№1) 5 2012 1989 1989 2005 1980 1985 1985 1985 1991 1991 БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Установленна я тепловая мощность котельной, Гкал/час 6 25,00 27,80 30,90 13,00 Лист 12 Д

Продолжение таблицы 1.2 1 Кот. МГУ пос. Ялга, ул. Пионерская, 6 2 отопительная 3 газ Кот.пос.Николаевка, ул.Школьная, 4 отопительная газ Кот. пос.Озерный, ул.Молодёжная, 25 Кот. пос.Луховка, ул. Октябрьская, 7А Кот. Кирзавода, ул.Осипенко, 8 отопительная газ отопительная газ отопительная газ отопительная газ отопительная газ Кот.Школа № 13, отопительная А ул.Ленинградская, 34 Кот.Роддом №2 отопительная ул.Косарева,112 Кот. Лисма отопительная газ Кот. пос. Горяйновка (ОПХ 1 Мая), ул. Молодёжная, 13А отопительная газ Кот.3 мкр-н Ю/З, пр. 50 лет Октября, 26А отопительная Кот.2 мкр-н Ю/З, ул.Попова, 49А отопительная газ Кот.квартала 10-11, ул.Кошевого, 20А отопительная газ Кот.6 мкр. Ю/З, ул.Энгельса, 19А отопительная газ Центральная котельная производстве нноотопительная отопительная газмазу т газ Кот. пос.Зыково, ул. Советская, 124Е Кот.Баня № 8 , ул.Косарева, 38А Кот.квартала 107, ул.Гагарина, 106Б газ газ газ 4 КВГ-7,56(№1) КВГ-7,56(№3) КВГ-7,56(№2) КВГ-4,65(№3) ТВГ-1,5(№2) ТВГ-1,5(№1) ТВГ-1,5(№1) КВГ-7,56(№2) ТВГ-4Р(№1) ТВГ-4Р(№2) КВГ-7,56(№2) КВГ-7,56(№1) Е-1,0-9Г(№1) Е-1,0-9Г(№3) Е-1,0-9Г(№2) Е-1,0-9Г(№4) Е-1,0-9Г(№1) Е-1,0-9Г(№3) Е-1,0-9Г(№2) НР-18(№1) НР-18(№2) 5 1995 2003 2003 2000 1999 1999 2000 2000 1985 1985 1988 1988 1997 1997 1997 1986 1986 1986 1986 1979 2001 МЗК-7АГ-2 1987 КВГ-4,65 (№1) ТВГ-8М (№2) ТВГ-8М (№3) Ква-1Гм(№4) Ква-1Гм(№2) Ква-1Гм(№3) Ква-1Гм(№1) ТВГ-8М(№1) ТВГ-8М(№2) ТВГ-8М(№3) КВГ-14-150(№1) ТВГ-8М(№2) КВГ-6,5(№3) ТВГ-8М(№1) ТВГ-8М(№2) ТВГ-8М(№3) ТВГ-8М(№1) ТВГ-8М(№4) ТВГ-8М(№3) ТВГ-8М(№2) Ла-Монт ГМ-50 НЗЛ КВГ-7,56(№1) ТВГ-8М(№2) 1995 1983 1984 1986 1986 1986 1986 1999 1999 1999 2005 1980 1991 1982 1983 1984 1976 1980 1976 1980 1952 1970 1939 1999 2000 БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата 6 19,50 7,00 8,00 8,60 5,76 1,95 2,60 1,26 1,30 20,60 3,44 24,90 26,00 24,90 36,90 119,80 14,80 Лист 13 Д

Окончание таблицы 1.2 1 2 Кот. ДРБ № 2 отопительная ул.Р.Люксембург, 15Б Кот.«Нижний рынок», отопительная ул.Кирова, 63Б 3 газ газ Кот.Баня № 2, ул.Красноармейская, 15А Кот.Онкологический диспансер ул.Ульянова,30б Кот.Баня 3, Кутузова,2б отопительная газ отопительная газ СЗК производстве нноотопительная Баня 5 отопительная газ газмазу т производстве нноотопительная газ 4 КВГ-7,56(№1) КВГ-7,56(№2) ТВГ-1,5 (№2) ТВГ-1,5 (№1) ТВГ-1,5 (№3) НР-18 (№4) Е-1,0-9Г(№2) Е-1,0-9Г(№1) НР-18(№3) 5 1999 1999 1988 1988 1988 1970 2001 1996 1982 МЗК-7АГ-2(2) 1999 6 13,00 4,50 1,93 0,65 КВ-Г-2115Н(№1) КВ-Г-2115Н(№2) КВ-ГМ-50-150М КВ-ГМ-50-150М КВ-ГМ-50-150М КВ-ГМ-50-150М ДЕ-16-14-ГМ ДЕ-16-14-ГМ Е-1,0-0,9Г (№2) 3,44 Е-1,0-0,9Г (№1) 1988 1989 1990 1990 1988 1988 219,80 2004 1,70 Из таблицы 1.2 видим, что в котельной «Московская 48а» установлено 2 котла КВГ-7,56, введенных в эксплуатацию в 1989, и 1 котел КВГ-14-150, введенный в 2012г. Также видно, что установленная тепловая мощность котельной составляет 25 гкал/ч. Также остальное основное и вспомогательное оборудование данной котельной представлено в таблицах 1.3, 1.4 и 1.5 Таблица 1.3 - Оборудование химводоподготовки котельной «Московская 48а» Тип ВПУ Марка фильтров ХВО Производите льность, м3/ч Удел. расход соли, г/гэкв. Наличие деаэрационной установки для подготовки подпиточной воды II-Na катионирования ФИПа-1,0-0,6-Na 60 198 Кавитационный ДКЦ 7-01 БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 14 Д

Таблица 1.4 - Характеристика насосов Тип насоса Подача, V, м3/ч Напор, Н, м Мощность, кВт 315 70, 50 85,0 90 38 22,0 12 50 5,4 12,0 20,0 4,0 50 32 5,97 Сетевые СН-1,2,3 Д 315/71, Д315/50 Рециркуляционный НКУ-90 Подпиточные ППН1,2 КС 12/50/2 Солевой НРС-1 X-50-32-125 Перекачивающий К 80-65-160 Таблица 1.5 - Характеристика дымомсосов и вентиляторов Наименование Дымосос Д-1,2 Дымосос Д-3 Вентилятор дутьевой В-1-3 Марка ДН-12,5 ДН-10,0 Ц 13/50 Кол-во, шт. 2 1 3 Характеристики электродвигателя Р=22кВт, n = 1000 об/мин. Р=17 кВт, n = 960 об/мин. Р=17,5 кВт, n = 960 об/мин. Характеристики тепловой сети (в т.ч и муниципальных участков теплосети переданные по договору аренды) по участкам СЦТ от котельной по ул. Московская 48а раздельно для сетей до ЦТП и после ЦТП на период регулирования приведены ниже. Протяженность тепловых сетей в однотрубном исчислении до ЦТП составляет 2745 м со средним диаметром по материальной характеристике 0,215 м. Протяженность тепловой сети с подземным типом прокладки составляет 2174 м (79,2%). Протяженность тепловых сетей в однотрубном исчислении после ЦТП составляет 8990 м., из которых 5146 м. являются сетями отопления. Сети подземного типа при этом составляют 6572 м. Средний диаметр по материальной характеристике теплосети после ЦТП составляет 0,112 м. Средний диаметр теплосети в целом по СЦТ - 0,136 м. Теплоизоляционным материалом является маты минираловатные. Объем теплосети в отопительный период составляет 158,54 м3 с температурным графиком 150/70 °С и 26,07 м3 с графиком 70/40 °С. В летний период объем теплосети с графиком 150/70 °С составляет 92,32 м3. БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 15 Д

На основе характеристик тепловых сетей по участкам получены нормативные технологические потери тепловой энергии в теплосети (таблице 1.6). Таблица 1.6 - Нормативы технологических затрат и потерь при передаче СЦТ от котельной по ул. Московская 48а По СЦТ в целом горячая вода с затратами всего всего надземная прокладка через изоляцию теплоносителя Годовые затраты и потери тепловой энергии, Гкал подземная прокладка на пусковое заполнение Годовые затраты и потери теплоносителя, м3 (т) с утечкой Наименование системы теплоснабжения Тип теплоносителя, его параметры тепловой энергии всего 3420,83 276,92 3697,75 2618,77 957,43 3576,2 218,16 3794,36 3420,83 276,92 3697,75 2618,77 957,43 3576,2 218,16 3794,36 1.2 Определение договорных нагрузок Рассмотрим теплоснабжение потребителей, осуществляемое котельной «Московская 48а». От данной котельной получают тепло потребители общественно-бытового и жилого назначения. В настоящее время котельная работает в отопительный период. Расчет договорных нагрузок осуществлялся относительно методики. Определение количественных показателей расхода теплоты на систему отопления в зависимости от имеющихся исходных данных может проводиться несколькими вариантами: - по укрупненным показателям; - по поверхности нагрева установленных отопительных приборов; - по определению теплопотерь через ограждающие конструкции здания. При анализе систем отопления зданий и сооружений со значительными тепловыделениями внутри помещений необходимо учитывать теплоизбытки от БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 16 Д

работающего оборудования, систем освещения и т.д., и корректировать расчетную отопительную нагрузку. Определение расхода теплоты на отопление и приточную вентиляцию по укрупненным показателям для обеспечения нормативных санитарно- гигиенических условий в помещениях проводится следующим образом. Максимальный часовой расход теплоты на отопление Qчо = gо  V (tвн − tнар )  10−6 Гкал/час, (1.1) где gо - удельная отопительная характеристика здания, Гкал/(м3час℃); V - объем здания (корпуса) по наружным размерам, м3; tвн - температура внутри помещения, принимается по СНиП 2.04.05-91 "Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха в зависимости от функционального назначения здания (корпуса)",℃, tнар - расчетная температура наружного воздуха, принимается по СНиП 2.01.01-82 "Строительная климатология и геофизика" для соответствующего региона страны. Удельная отопительная характеристика в зависимости от имеющихся исходных данных может быть получена либо по справочным данным, либо расчетным путем. В настоящее время имеется значительный объем методических рекомендаций по отраслевому нормированию расхода тепловой энергии на обогрев зданий с указанием численных значений отопительных характеристик в зависимости от типа и размера здания. При отсутствии справочных данных отопительные характеристики зданий могут быть определены по формуле gо = а    6 V Ккал/(м3часоС), БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата (1.2) Лист 17 Д

где а - постоянный коэффициент, зависящий от типа строительства; w - коэффициент, учитывающий климатические условия; V - объем здания (корпуса) по наружному обмеру. Годовой расход теплоты на отопление при нормативных условиях работы системы отопления о Qгод =   Qчо  [(t вн − t ср ) / (t вн − t нар )]    10−6 Гкал/год где (1.3)  - коэффициент, учитывающий эксплуатационные потери теплоты в системе отопления. Для зданий, проект которых выполнен до 1988 г., =1,13, для зданий проект которых выполнен после 1988 г., =1,07; о tср - средняя температура наружного воздуха в отопительный период принимается по СНиП 2.01.01-82;  - нормативная продолжительность отопительного периода в часах принимается по СНиП 2.01.01-82. Максимальный часовой расход теплоты на приточную вентиляцию определяется по формуле Qчв = gв  V  [(t вн − t нар )] 10−6 Ккал/час где (1.4) g в - удельная вентиляционная характеристика здания (по справочным данным или расчету), Ккал/ м3часоС; V - объем здания (корпуса) по наружным размерам, м3; t ВН - температура внутри помещения принимается по СНиП 2.04.05-91 в зависимости от функционального назначения здания (корпуса), ℃. БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 18 Д

По данному СНиПу 29-01-99 tнар для расчета системы отопления и вентиляции принимается одного и того же значения. Годовой расход теплоты на приточную вентиляцию при нормативных условиях работы в о Qгод = Qчв  [(t вн − t ср ) / (t вн − t нар )]   в  10−6 Гкал/год где (1.5)  в - продолжительность работы приточной вентиляции в год в часах. Следует заметить, что при определении расхода тепловой энергии на отопление и вентиляцию по укрупненным показателям существенное влияние на конечный результат оказывают коэффициенты, учитывающие долю отапливаемой и вентилируемой частей. При обследовании зданий, имеющих сложную конфигурацию с различными пристройками и подвалами, а также в том случае, когда часть помещений здания не отапливается, трудно правильно оценить значения указанных коэффициентов и, следовательно, конечный результат может иметь достаточно большую погрешность. Поэтому в этом случае определение расхода теплоты на отопление необходимо проводить по поверхности нагрева и типу фактически установленных отопительных приборов. В этом случае часовой расход тепловой энергии определяется по формуле ч с Qот = F  K (t ср − t вн )   Гкал/ч где (1.6) F - поверхность нагрева отопительных приборов, м2 (по факту); K - коэффициент теплопередачи нагревательных приборов, Гкал/ м2часоС; с tср - средняя температура сетевой воды (в соответствии с температурным графиком; в случае парового отопления - температура насыщенного пара), оС; tвн - температура внутри помещений, оС; БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 19 Д

 - коэффициент, учитывающий остывание в трубах систем отопления. Результат расчета договорной нагрузки по остальным зданиям приведен в таблица 1.7. Таблица 1.7 - Договорные нагрузки № п/п Наименование и адрес потребителя Почтовы й№ Этажность 1 2 3 4 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 ул.Московская ул.Московская ул.Московская ул.Московская ул.Республиканская ул.Республиканская ул.Республиканская ул.Республиканская ул.Республиканская Ж/Д ул.Республиканская Ж/Д ул.Республиканская ул.Республиканская ул.Республиканская ул.Республиканская ул.Республиканская ул.Московская ул.Московская Ж/Д ул.Республиканская Ж/Д ул.Республиканская ул.Республиканская ул.Московская ул.Московская Ж/Д ул.Московская ул.Московская Ж/Д ул.Московская ул.Московская Ж/Д ул.Республиканская Ж/Д ул.Московская Ж/Д ул.Московская ул.Московская Ж/Д ул.Московская 60а 60а 60а 62 35 35 35 35 35а 33а 3 3 3 2 29а 62а 62 39 39 39 48 46 42 42 40 38 39а 36 36 36 44 Расчетная тепловая нагрузка, Гкал/ч Отопление Вентиляция ГВС 5 6 7 ТП-1 12 13 14 15 16 17 19 20 21 22 23 24 25 5 9 10 9 4 3 5 5 4 9 0,14 0,03 0,07 0,077 0,027 0,196 0,01 0,03 0,402 0,09 0,793 0,001 0,041 0 0,194 0,117 0,144 0,608 0,004 0,172 0,218 0,078 0,036 0,072 0,417 0,122 0,351 0,333 0,013 0,149 0,000 0,003 0 0 0 0 0,018 0,069 0,0001 0 0 0 0 0 0,454 0,008 0,008 0,566 0,03 БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата 0 0 0 0 0,112 Лист 20 Д

Продолжение таблица 1.7 1 26 27 28 Итого: 2 Ж/Д ул.Республиканская Ж/Д ул.Республиканская ул.Республиканская ул.Республиканская Ж/Д ул.Республиканская Ж/Д ул.Республиканская Ж/Д ул.Московская 3 7 39б 39б 39б 39б 39б 68а 4 9 9 5 0,224 0,127 7 0,207 10 0,248 5,812 6 7 0,112 0,178 0,000 1,487 ТП-2 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 Ж/Д ул.Ворошилова Ж/Д ул.Ворошилова ул.Московская ул.Московская ул.Московская ул.Московская ул.Московская ул.Московская ул.Московская ул.Республиканская ул.Республиканская ул.Московская ул.Московская ул.А.Невского ул.А.Невского ул.Московская ул.Московская ул.А.Невского ул.Республиканская ул.А.Невского ул.А.Невского ул.Ворошилова ул.Ворошилова ул.Ворошилова ул.Ворошилова ул.Ворошилова Ж/Д ул.Серова ул.Серова Ж/Д ул.Серова ул.Серова Ж/Д ул.Республиканская Ж/Д ул.Мордовская ул.Мордовская Ж/Д ул.Республиканская Ж/Д ул.Республиканская Ж/Д ул.А.Невского Ж/Д ул.Республиканская 3 5 72 72 68 31/2 31/1 31/3 31/4 28 43 25 25а 17 15 86 74 13 2 11 13а 7а 7 2 2 4 3 3 5 5 45 3 3 24 22а 33а 28а 1 1 9 5 9 9 9 10 5 10 10 5 5 1 0,029 0,013 0,029 0 0,383 0,067 0,124 0,065 0,065 0 0,195 0,114 0 0,069 0 0,057 0,436 0,181 0,05 0,058 0,05 0,098 0,442 0,574 0,02 0,635 0,36 0,001 0,416 0,002 0,164 0,223 0,006 0,348 0,312 0,221 0,013 0,085 0,085 0 0,571 БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата 0 0 0 0 0,04 0 0 0 0 0 0 0 0 0,003 0 0 0,094 0,054 0 0 0 0,012 0,097 0,08 0,081 0,059 0,000 0,051 0,000 0,000 0,309 0,0002 0,020 0,162 0,021 0 Лист 21 Д

Окончание таблица 1.7 1 2 59 Ж/Д ул.Республиканская Итого: Всего: 3 28б 4 1 5 0,011 5,274 11,09 6 0,741 0,74 7 0 0,90037 2,39 1.3 Расчет нормативов удельного расхода топлива на отпущенное тепло по котельной на каждый месяц периода регулирования и в целом за год Расчет нормативов удельного расхода (НУР) топлива на отпущенное тепло от котельных выполнен в соответствии с ''Инструкция по организации в Минэнерго России работы по расчету и обоснованию нормативов удельного расхода топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергию от тепловых электрических станции и котельных», утвержденной Приказом Минэнерго России от «30» декабря 2008 г. № 323 и методических рекомендаций Роскоммунэнерго. Методика расчета нормативов удельных расходов топлива на отпущенную тепловую энергию. В соответствии с утвержденной Инструкцией, групповой НУР топлива для котельной в целом по предприятию, определяется на основе результатов расчетов индивидуальных НУР топлива по отдельным котлам. НУР топлива по организации определяется на основе результатов расчетов по котельным, находящимся у организации в собственности или во владении на иных законных основаниях. Расчеты НУР топлива выполняются для каждого из месяцев базового периода и в целом за весь период регулирования по результатам расчетов за каждый месяц. Расчет нормативов выполняется в следующей последовательности: 1) определяются объемы производства и планового отпуска тепловой энергии котельной в тепловую сеть на каждый месяц и год, нагрузка котлов и число часов работы; БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 22 Д

2) распределение тепловых нагрузок между отдельными агрегатами котельной базируется на принципе минимальных затрат топлива; 3) уточняется характеристика сжигаемого топлива на основании сертификата (паспорта) качества топлива, поставляемого в текущем году; 4) определяются технические характеристики и параметры функционирования оборудования - номинальная тепловая мощность котлов, их оптимальная нагрузка и время работы в расчетный период; 5) из нормативных характеристик котлов устанавливается индивидуальный норматив удельного расход топлива на производство тепловой энергии каждым котлоагрегатом. 6) определяются расходы топлива на собственные нужды котельной по методике, изложенной в п.51 Инструкции; 7) рассчитывается норматив удельного расхода для котельной. Выбор состава работающего оборудования производится согласно, принципа распределения нагрузки, обеспечивающей надежное теплоснабжение потребителей. По нормативной характеристике в зависимости от нагрузки, определяется индивидуальный норматив удельного расхода топлива на производство тепловой энергии, H i , кг.у.т./Гкал i - котлоагрегата. Средневзвешенная норма расхода условного топлива на производство тепловой энергии в j -м месяце, (квартале) определяется по формуле m _ Hj =  H i  Qi  Ti i =1 m  Qi  Ti (1.7) i =1 где H i - удельный расход топлива i-го котла кг.у.т./Гкал; Qi -нагрузка i-го котла, Гкал/ч; Ti - наработка i-го котла, ч; БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 23 Д

m- число котлоагрегатов в котельной. Средневзвешенная норма расхода условного топлива на отпуск тепловой энергии для котельной в j -ом месяце, (квартале) определяется по формуле _ Hj _ H oj = где 1 − d сн (1.8) d сн -доля расхода тепловой энергии на собственные нужды, определяется в основном расчетным путем. Расход тепловой энергии на собственные нужды котельной определяется расчетным путем. В состав общего расхода тепловой энергии на собственные нужды котельной в виде горячей воды или пара входят следующие элементы затрат: - растопка, (продувка котлов); - обдувка поверхностей нагрева; - деаэрация (выпар); - технологические нужды ХВО; - отопление и хозяйственные нужды котельной, потери с излучением тепловой энергии теплопроводами, насосами, баками и т.п.; - утечки, парение при опробовании и другие потери. Расчеты расхода тепловой энергии на собственные нужды выполняются на каждый месяц и в целом за год. При этом, расчеты по отдельным статьям расхода тепловой энергии могут выполняться в целом за год с распределением его по месяцам пропорционально определяющему показателю (выработка тепловой энергии; число часов работы; количество пусков; температура наружного воздуха; длительность отопительного периода и др.) БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 24 Д

В качестве исходных данных принимались отчетные и нормативные показатели такие как: (планируемый отпуск, количество растопок, удельный расход на собственные нужды ХВО, температура воды, количество и площади баков, численность работающего персонала, количество душевых сеток и т.п.) (табл. 1.21). Ниже произведен расчет собственных нужд по данным на 2020 г. (период регулирования) для вновь введенной блочной котельной «Московская 48а» на январь месяц в соответствии с методикой изложенной в Инструкции. Потери тепловой энергии с продувочной водой, Гкал, зависят от периодичности и продолжительности продувки котла и определяются по формуле Iк Qпрод =  К продQim (1.9) i =1 где К продi - коэффициент продувки i-го котла, принимаемый для непрерывной продувки паровых котлов - 0,01, для периодической продувки паровых котлов – 0,005, водогрейных котлов - 0,003; Qim - количество тепловой энергии, Гкал, произведенное котлом за расчетный период; I к - количество котлов. Для блочной котельной «Московская 48а» за январь периода регулирования потери с продувочной водой согласно формуле (1.9) Qпрод = 0,003  6408,73 = 19, 23 Гкал Расход тепловой энергии за расчетный период на растопку котлов. Расход тепловой энергии за расчетный период на растопку котлов Qраст, определяется по формуле (1.10) БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 25 Д

Iк Q раст =  Qкi ( К ' N i' + К '' N i'' ) (1.10) i =1 где Qк - часовая выработка тепловой энергии i-ым котлом (по паспортной характеристике), Гкал; К' - доля расхода тепловой энергии на одну растопку котла после простоя до 12 ч (из горячего состояния), принимаемая в отопительном периоде - 0,3, в неотопительном - 0,2; N i - количество растопок из горячего состояния в расчетном периоде; К'' - доля расхода тепловой энергии на одну растопку котла после простоя свыше 12 ч (из холодного состояния), принимаемая в отопительном периоде 0,65, в неотопительном - 0,45; i - количество растопок из холодного состояния в расчетном периоде. Расчетное количество растопок котлов определяется по отчетным данным базового года с внесением коррективов по прогнозируемому режиму потребления тепловой энергии потребителями в октябре месяце расчетного периода. Qк - мощность котлов в нашей котельной составляет 11,3 Гкал. Для данного примера расход тепловой энергии на растопку определяется, как Q раст = (11,3  (0,3  2 + 0,65  2)) = 21,52 Гкал Расход тепловой энергии на технологические нужды химводоочистки при отсутствием охладителя выпара Qхво = ( К хво G хво К вз Св (t " − t ' ) Z хво 10 −3 ) + (0,004G хво (i " − i ' ) Z хво 10 −3 ) БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата (1.11) Лист 26 Д

где Kхво - удельный расход воды на собственные нужды ХВО, исходной воды на 1 т химически очищенной воды, принимается в зависимости от общей жесткости воды; Gхво - средний расход воды на ХВО в расчетном периоде, т/ч; Квз - поправочный коэффициент, принимаемый из; Св - теплоемкость воды, ккал/кгоС; принимаем – 1 ккал/кгоС; t",t' - соответственно температура воды после и до подогревателя сырой и исходной воды, оС; zхво - продолжительность работы, в январе; i’’,i' - энтальпия соответственно выпара из деаэратора и исходной воды. Для блочной котельной «Московская 48а» расход тепловой энергии на химводоподготовку QХВО = (0,125  0,39 11, 2  (40 − 5)  744 10−3 ) = 2, 25 Гкал Часовой расход тепловой энергии, Гкал, на отопление помещения Qo = Vo qo (t вн − t р .н )10 −6 (1.12) где Vо - объем отапливаемого помещения (рабочей зоны), м3 ; qо - удельная отопительная характеристика здания при tр.о = -30оС, Ккал/ м3 оС принимается; tр.о. - расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления оС, принимаем -30 оС;  - поправочный коэффициент на температуру наружного воздуха для проектирования отопления принимается по нижеприведенным данным: tвн - температура воздуха внутри помещения о С, принимаемая как средневзвешенная по всем помещениям непосредственно в котельной (котельный БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 27 Д

зал; насосное отделение; щитовое помещение и др.); принимается по Инструкции равной 19 оС. Для помещения блочной котельной «Московская 48а» расход тепла на отопление Qо = 1 3399  0,3  (19 − (−30)) 10−6 = 0,050 Гкал/ч Пересчет расхода тепловой энергии на отопление в конкретном расчетном месяце, Гкал по формуле Qoмме = Qo t вн − t cр t вн − t р.о rмес (1.13) где tср - средняя за январь температура наружного воздуха, оС; rмес - продолжительность отопления, принимаем. Для блочной котельной «Московская 48а» за январь затраты тепловой энергии на отопление Qо = 0,050  (19 − (−11,1)) / (19 − (−30))  744 = 22,84 Гкал Потери тепловой энергии котлоагрегатами Iк ка Qтп =  Qi bкабр Q усл.топл i =1 где q5 − 6 10 100 (1.14) Qi - производство тепловой энергии i - котлом за расчетный период, Гкал; bкабр - удельный расход условного топлива на производство тепловой энергии i - котлом за расчетный период, кг.у.т./Гкал; БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 28 Д

q5 - средняя потеря тепловой энергии всеми элементами котлоагрегатов в окружающую среду, в % от количества теплоты топлива, принимается по показателям режимной карты для января для котла №2 и №3 q5 =1,8; Q усл .топл. - теплота сгорания по условному топливу, ккал/кг; Ik - количество котлоагрегатов. ка Qтп = (3232,18 155,5  7000  1,8 1,8 10−6 ) + (3232,18 158,5  7000  10 −6 ) = 127,88 Гкал 100 100 Потери тепловой энергии баками различного назначения, Гкал, определяют по формуле Qбак = qбj Fбj Rt n j rбj 10 −6 (1.15) где Fбј - поверхность бака, м2; Rt - температурный коэффициент, принимаем Rt =1; nј - количество баков 1-шт.; rбј- продолжительность работы бака в январе, ч. Qбак = 21, 6 100 1 1  744 10 −6 = 1, 61 Гкал Расход тепловой энергии на хозяйственно-бытовые нужды котельной, Гкал, определяется по формуле Qх = ( q N q K q + M )cв pв (t г − t хв )Tq 10 −3 где (1.16) q - норма расхода горячей воды на одну душевую сетку, принимается равной 0,27 м3/сут; Nq - количество душевых сеток принимаем 2 шт.; БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 29 Д

Kq - коэффициент использования душевых, определяется практическим путем, при отсутствии данных принимается равным;  - норма расхода горячей воды на 1 человека в смену, при отсутствии данных принимается; M - численность работающих человек в сутки принимаем; tг , tхв - соответственно температура горячей и исходной воды, принимаем; св - теплоемкость воды, 1 ккал/кгоС; Тq - продолжительность в январе месяце, принимаем Тq =31 сут;  в - плотность воды, принимаем  в = 0,98573 т/м3. Qх = (0, 27  2 1 + 0,024 10) 1 0,98573  (55 − 5)  3110 −3 = 1,19 Гкал Другие потери (опробование предохранительных клапанов, потери с утечками, парением, через теплоизоляцию трубопроводов), Гкал, принимают равными: - для водогрейных котельных Qпр = 0,001Qпроизв, где Qпроизв. - количество тепловой энергии, Гкал, произведенное котельной за расчетный период. Прочие потери для блочной котельной «Московская 48а» Qпр = 0,001 6408,73 = 6, 41 Гкал Общий расход тепловой энергии на собственные нужды за расчетный период определяется по формуле: N Qcн =  Qснi (1.17) i =1 где Qснi - тепловые потери на i-е нужды, Гкал. БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 30 Д

Qсн = 19,23 + 21,52 + 2,25 + 0,15  22,84 +1,61 +1,19 + 6,41 = 55,62 Гкал По другим месяцам и в целом за год расчеты проводились аналогично. Результаты расчета сведены в табл.1.14. Норматив удельного расхода топлива на отпуск тепловой энергии для к-ой котельной в целом за год определяется по формуле _ o 12 _ H = о к H j j =1 (1.18) 12 Q j =1 где  Qj j Q j - отпуск тепловой энергии котельной в j- ом месяце, Гкал/мес. Норматив удельного расхода топлива на отпуск тепловой энергии в целом для ТСО определяется по формуле _ o n H _ о ЭСО = H к =1  Qк n Q к =1 где к (1.19) к Qк -отпуск тепловой энергии к-й котельной, Гкал/год. Ниже приведен расчет норматива удельного расхода топлива на примере блочной котельной «Московская 48а», находящейся на балансе ТСО для регулируемого периода. В качестве исходных данных для расчета нормативов удельного расхода топлива принимались: - тип котлов, установленных в котельной; - режим теплопотребления на отопление, вентиляцию, ГВС; БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 31 Д

- нормативные технологические потери при передаче тепловой энергии в собственных сетях и сетях абонентов; - режимно-наладочные карты; - паспортные данные котлов. Режим теплопотребления котельной по месяцам, а также технологические потери в тепловой сети сведены в табл.1.8. В данной таблице приведены фактические нагрузки по месяцам, полученные корректировкой расчетно-часовых нагрузок на фактические температуры. Также в табл.1.8 представлен режим теплопотребления. В итоге в последнем столбце получен отпуск тепловой энергии в сеть по месяцам и в целом за год. По расчетно-часовым нагрузкам, скорректированных с учетом собственных нужд определилась загрузка котлов. Исходя, из нормативных характеристик, работающих котлов определен индивидуальный норматив удельного расхода топлива работающих котлов по месяцам. С учетом фактических месячных показателей (нагрузки и наработки) определялась средневзвешенная норма расхода условного топлива на производство тепла для января. _ Hя = (155,5  3232,18) + (158,5  3232,18) = 157 кг.у.т./Гкал 6464,36 Групповой норматив удельного расхода топлива на отпуск тепловой энергии для января по формуле (1.8) _ о Hя = 157 = 158,36 кг.у.т./Гкал 1 − 0,86 /100 Групповой норматив удельного расхода топлива по другим месяцам, кварталам выполнены аналогично в табличном редакторе Excel. По формуле (1.19) определялся норматив удельного расхода топлива на отпуск тепловой энергии для котельной в периоде регулирования. БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 32 Д

Годовая групповая норма расхода топлива на отпуск тепловой энергии котельной, кг.у.т/Гкал _ о 158,36  6408,73 + 158, 43  5719,05 + 156,86  5438,86 + 157, 4  3389,97 + 157, 27 1595,74 + 6408,73 + 5719,05 + 5438,86 + 3389,97 + 1595,74 + +157,311529,51 + 157, 29 1570,67 + 157,3 1566,5 + 157,32 1522,95 + 157, 28  3796,06 + +1529,51 + 1570,67 + 1566,5 + 1522,95 + 3796,06 + +157,08  4668,69 + 156,98  5320,56 = 157,5 кг.у.т./Гкал +4668,69 + 5320,56 Hк = Результаты расчета групповых норм удельного расхода топлива на отпущенную тепловую энергию от блочной котельной «Московская 48а» по кварталам на период регулирования приведены в табл.1.21. Также в табл. 1.22 представлены результаты расчета средневзвешенного норматива расхода условного топлива на производство тепловой энергии блочной котельной «Московская 48а» по кварталам и расход тепловой энергии на собственные нужды по кварталам. Таблица 1.8 - Режим теплопотребления котельной «Московская 48а» на 2020 год Наименов ание Коэффициент снижения нагрузки Температура наружного воздуха Январь Февраль Март Апрель Май Июнь Июль Август Сентябрь Октябрь Ноябрь Декабрь 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 -11,10 -10,60 -5,20 5,60 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4,30 -1,70 -4,60 Тепловые нагрузки, Гкал/ч 13,368 0,838 3,144 вентиля отопления ГВС потери ции 5,80 0,50 2,251 0,685 5,70 0,49 2,251 0,686 4,63 0,40 2,251 0,609 2,47 0,21 2,251 0,483 0,00 0,00 2,251 0,269 0,00 0,00 2,251 0,248 0,00 0,00 2,251 0,235 0,00 0,00 2,251 0,229 0,00 0,00 2,251 0,239 2,73 0,23 2,251 0,446 3,93 0,34 2,251 0,511 4,51 0,39 2,251 0,574 БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Всего 9,24 9,13 7,88 5,42 2,52 2,50 2,49 2,48 2,49 5,66 7,03 7,72 Лист 33 Д

Таблица 1.9 - Режим теплопотребления котельной «Московская 48а» на 2020 год Режим теплопотребления Наименование Январь Февраль Март Апрель Май Июнь Июль Август Сентябрь Октябрь Ноябрь Декабрь Всего за год отопления вентиляции ГВС потери 744 672 744 653 0 0 0 0 0 725 720 744 5002 372 336 372 360 0 0 0 0 0 372 360 372 2544 620 560 620 600 620 600 620 620 600 620 600 620 7300 744 672 744 720 744 720 744 744 720 744 720 744 8760 Отпуск в сеть, Гкал 6408,73 5719,05 5438,86 3389,97 1595,74 1529,51 1570,67 1566,50 1522,95 3796,06 4668,69 5320,56 42527,30 Таблица 1.10 - Исходные данные для расчета собственных нужд котельной «Московская 48а» на 2020 год Время работы котельной, Тк, ч. Планируемый отпуск тепловой энергии, S Гкал. Коэффициент продувки, Кпрод.i. Доля расхода тепловой энергии на одну растопку из горячего состояния,K'. доля расхода тепловой энергии на одну растопку из холодного состояния,K''. Количе ство растопо к, N. 744 672 744 720 744 720 744 744 720 744 720 744 8760 6408,73 5719,05 5438,86 3389,97 1595,74 1529,51 1570,67 1566,50 1522,95 3796,06 4668,69 5320,56 42527 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003 0,30 0,30 0,30 0,30 0,20 0,20 0,20 0,20 0,20 0,30 0,30 0,30 0,65 0,65 0,65 0,65 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,65 0,65 0,65 2 2 2 2 1 1 1 1 1 2 2 2 Январь Февраль Март Апрель Май Июнь Июль Август Сентябрь Октябрь Ноябрь Декабрь Всего за год БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 34 Д

Таблица 1.11 - Исходные данные для расчета собственных нужд котельной «Московская 48а» на 2020 год Январь Февраль Март Апрель Май Июнь Июль Август Сентябрь Октябрь Ноябрь Декабрь Удельный расход на собственные нужды ХВО, Kхво, т. Средний расход воды на собственные нужды ХВО,Gхво, т/ч 0,125 0,125 0,125 0,125 0,125 0,125 0,125 0,125 0,125 0,125 0,125 0,125 0,39 0,39 0,39 0,39 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 0,39 0,39 0,39 Температура воды до и после подогревателя, °С. Энтальпия выпора из деаэратора и исходной воды, ккал/кг. t" t' i" i' 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 652,7 652,7 652,7 652,7 652,7 652,7 652,7 652,7 652,7 652,7 652,7 652,7 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 Таблица 1.12 - Исходные данные для расчета собственных нужд котельной «Московская 48а» на 2020 год Объем отапливаемого помещения,Vо, м3. Январь Февраль Март Апрель Май Июнь Июль Август Сентябрь Октябрь Ноябрь Декабрь Часовой расход тепловой энергии на отопление котельной, Гкал/ч. 3399 3399 3399 3399 0 0 0 0 0 3399 3399 3399 0,050 расчетная температура наруж. и внутр. воздуха, °С. tр.о. tвн Нормативная температура наружного воздуха,°С. -30 -30 -30 -30 0 0 0 0 0 -30 -30 -30 19 19 19 19 0 0 0 0 0 19 19 19 -11,10 -10,60 -5,20 5,60 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4,30 -1,70 -4,60 БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Норма плотности теплового потока через поверхность бака, q,ккал/м2ч. 21,6 21,6 21,6 21,6 21,6 21,6 21,6 21,6 21,6 21,6 21,6 21,6 Лист 35 Д

Таблица 1.13 - Исходные данные для расчета собственных нужд котельной «Московская 48а» на 2020 год Поверхнос ть бака,F,м2. Кол-во баков, n,шт. 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 Январь Февраль Март Апрель Май Июнь Июль Август Сентябрь Октябрь Ноябрь Декабрь Всего за год Кол-во душевых сеток, N, шт. Численность работающих в сутки, M,чел. 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 температура горячей и холодной воды, °С. tг tхв 55 55 55 55 55 55 55 55 55 55 55 55 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 Норма расхода горячей воды на одного человека в сутки, a. 0,024 0,024 0,024 0,024 0,024 0,024 0,024 0,024 0,024 0,024 0,024 0,024 Таблица 1.14 - Результаты расчета расходов на собственные нужды котельной «Московская 48а» на 2020 год Наименование Январь Февраль Март Апрель Май Июнь Июль Август Сентябрь Октябрь Ноябрь Декабрь Всего за год Qпрод, потери тепловой энергии с продувочной водой, Гкал Qраст, потери тепловой энергии на растопку котлов, Гкал Qхво, расход 19,23 17,16 16,32 10,17 4,79 4,59 4,71 4,70 4,57 11,39 14,01 15,96 127,58 21,52 21,52 21,52 21,52 7,36 7,36 7,36 7,36 7,36 21,52 21,52 21,52 187,43 2,25 2,03 2,25 2,17 1,67 1,62 1,67 1,67 1,62 2,25 2,17 2,25 23,60 тепловой энергии на ХВО, Гкал Расход тепловой энергии по месяцам, Qо,Гкал Потери тепловой вой энергии баками различного назначения, Qбак., Гкал 22,84 20,28 18,36 9,84 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 11,15 15,20 17,90 115,57 1,61 1,45 1,61 1,56 1,61 1,56 1,61 1,61 1,56 1,61 1,56 1,61 18,92 БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 36 Д

Таблица 1.15 - Результаты расчета расходов на собственные нужды котельной «Московская 48а» на 2020 год Наименование Расход тепловой энергии на хозяйственнобытовые нужды, Qх., Гкал Другие потери, Qпр Общий расход тепловой энергии на собственные нужды, Гкал Планируемое производство тепловой энергии,Гкал Январь Февраль Март Апрель Май Июнь Июль Август Сентябрь Октябрь Ноябрь Декабрь 1,19 1,08 1,19 1,15 1,19 1,15 1,19 1,19 1,15 1,19 1,15 1,19 6,41 5,72 5,44 3,39 1,60 1,53 1,57 1,57 1,52 3,80 4,67 5,32 55,62 51,99 51,07 41,44 18,21 17,80 18,11 18,10 17,78 43,42 47,35 50,53 6464,36 5771,04 5489,93 3431,40 1613,96 1547,31 1588,78 1584,60 1540,73 3839,48 4716,05 5371,09 Всего за год 14,03 42,53 431 42959 Общий расход тепловой энергии на собственные нужды, % Тепловыделен ия от котлоагрегато в, Qк., Гкал 0,86 0,90 0,93 1,21 1,13 1,15 1,14 1,14 1,15 1,13 1,00 0,94 1,00 127,88 114,16 107,50 67,23 40,41 50,53 51,88 51,75 50,31 75,23 92,40 105,24 935 Таблица 1.16 - Загрузка котлов и индивидуальные расходы топлива по котельной «Московская 48а» на 2020 год Номер котлоагрегата Тип котлоагрегата Теплопроизводительность, Гкал КПД брутто котлоагрегата Январь Февраль Март Апрель Май Июнь Июль Август Сентябрь Октябрь Ноябрь Декабрь №1 КВГ-7,56 6,5 0,90 Время работы котельной Теплопроизводите льность котельной, Гкал/ч Процент загрузки работающих котлоагрегатов Время работы котлоагрега та Загрузка котлоагрегата , Гкал/ч Индивидуал ьная норма расхода топлива, кг.у.т./Гкал 744 672 744 720 744 720 744 744 720 744 720 744 9,32 9,21 7,96 5,49 2,55 2,53 2,52 2,51 2,52 5,73 7,10 7,79 52% 52% 70% 48% 39% 39% 39% 39% 39% 51% 63% 69% 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 37 Д

Таблица 1.17 - Загрузка котлов и индивидуальные расходы топлива по котельной «Московская 48а» на 2020 год Номер котлоагрегата Тип котлоагрегата Теплопроизводительность, Гкал КПД брутто котлоагрегата Январь Февраль Март Апрель Май Июнь Июль Август Сентябрь Октябрь Ноябрь Декабрь №2 КВГ-7,56 6,5 0,91 Время работы котельной Теплопроизводи тельность котельной, Гкал/ч Процент загрузки работающих котлоагрегатов Время работы котлоагрегата Загрузка котлоагрега та, Гкал/ч Индивидуальна я норма расхода топлива, кг.у.т./Гкал 744 672 744 720 744 720 744 744 720 744 720 744 9,32 9,21 7,96 5,49 2,55 2,53 2,52 2,51 2,52 5,73 7,10 7,79 52% 52% 70% 48% 39% 39% 39% 39% 39% 51% 63% 69% 720 671 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3,40 3,36 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 158,50 158,50 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Таблица 1.18 - Загрузка котлов и индивидуальные расходы топлива по котельной «Московская 48а» на 2020 год Номер котлоагрегата Тип котлоагрегата Теплопроизводительность, Гкал КПД брутто котлоагрегата Январь Февраль Март Апрель Май Июнь Июль Август Сентябрь Октябрь Ноябрь Декабрь №3 КВ-Г-14-150 11,3 0,95 Время работы котельной Теплопроизводи тельность котельной, Гкал/ч Процент загрузки работающих котлоагрегатов Время работы котлоагрегата Загрузка котлоагрега та, Гкал/ч Индивидуальна я норма расхода топлива, кг.у.т./Гкал 744 672 744 720 744 720 744 744 720 744 720 744 9,32 9,21 7,96 5,49 2,55 2,53 2,52 2,51 2,52 5,73 7,10 7,79 52% 52% 70% 48% 39% 39% 39% 39% 39% 51% 63% 69% 716 644 716 698 743 720 744 744 720 716 644 716 5,92 5,85 7,96 5,49 2,55 2,53 2,52 2,51 2,52 5,73 7,10 7,79 155,50 155,50 155,40 155,50 155,50 155,50 155,50 155,50 155,50 155,50 155,50 155,50 БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 38 Д

Таблица 1.19 - Режимы работы котлоагрегатов котельной «Московская 48а» на 2020 год время работы котлоагрегата Производство тепловой энергии котлоагрегато м, Гкал время работы котлоагрегата Производство тепловой энергии котлоагрегато м, Гкал Январь Февраль Март Апрель Май Июнь Июль Август Сентябрь Октябрь Ноябрь Декабрь Всего №3 КВ-Г-14-150 Производство тепловой энергии котлоагрегато м, Гкал Наимено вание №2 КВГ-7,56 время работы котлоагрегата №1 КВГ-7,56 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 717 648 0 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 1365 3232,18 2885,52 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 6117,70 716 644 716 698 743 720 744 744 720 716 644 716 8521 3232,18 2885,52 5489,93 3431,40 1613,96 1547,31 1588,78 1584,60 1540,73 3839,48 4716,05 5371,09 36841,03 Таблица 1.20 - Режимы работы котлоагрегатов котельной «Московская 48а» на 2020 год Наимено вание Производство тепловой энергии котлоагрегатом , Гкал Средневзвешен ная норма по котельной на производство, кг.у.т./Гкал Расхода тепловой энергии на собственные нужды котельной, Гкал. Общий расход тепловой энергии на собственные нужды, % Отпуск тепловой энергии котельной, Гкал Групповой норматив удельного расхода, кг.у.т./Гкал Январь Февраль Март Апрель Май Июнь Июль Август Сентябрь Октябрь Ноябрь Декабрь Всего 6464,36 5771,04 5489,93 3431,40 1613,96 1547,31 1588,78 1584,60 1540,73 3839,48 4716,05 5371,09 42958,73 157,00 157,00 155,40 155,50 155,50 155,50 155,50 155,50 155,50 155,50 155,50 155,50 155,91 55,62 51,99 51,07 41,44 18,21 17,80 18,11 18,10 17,78 43,42 47,35 50,53 431,43 0,86 0,90 0,93 1,21 1,13 1,15 1,14 1,14 1,15 1,13 1,00 0,94 1,00 6408,73 5719,05 5438,86 3389,97 1595,74 1529,51 1570,67 1566,50 1522,95 3796,06 4668,69 5320,56 42527,30 158,36 158,43 156,86 157,40 157,27 157,31 157,29 157,30 157,32 157,28 157,08 156,98 157,50 БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 39 Д

Таблица 1.21 - Показатели работы котлов котельной «Московская 48а» на 2020 год Индивидуальная норма расхода условного топлива, кг.у.т./Гкал Время работы котла на данной нагрузке, ч Тип котла квартал КВГ-7,56 котел №1 КВГ-7,56 котел №2 КВ-Г-14-150 котел №3 I II III IV I II III IV 0 1365 2076 0 0 2161 0 0 2208 0 0 2076 0,00 158,50 155,45 0,00 0,00 155,50 0,00 0,00 155,5 0,00 0,00 155,50 Таблица 1.22 - Результаты расчета годовой групповой нормы удельного расходов топлива по котельной «Московская 48а» на 2020 год Показатели Средневзвешенная норма расхода условного топлива на производство тепловой энергии котельной, кг.у.т./Гкал. Расход тепловой энергии на собственные нужды по кварталам, %. Групповой норматив удельного расхода топлива на отпуск тепловой энергии, кг.у.т./Гкал. Отпуск тепловой энергии котельной по кварталам, Гкал. Годовая групповая норма расхода топлива на отпуск тепловой энергии котельной, кг.у.т./Гкал. Квартал III I II IV 156,50 155,50 155,50 155,50 0,90 1,17 1,15 1,01 157,92 157,35 157,30 157,09 17566,64 6515,22 4660,13 13785,32 157,50 Таблица 1.23 - Исходные данные для построения нормативной характеристики котла №1 КВГ-7,56 «Московская 48а» Тепловая производительность котлоагрегата Расход условного топлива на произведенную Гкал теп. Qбрка, Гкал/час 2,4 2,9 3,5 4,0 4,4 4,9 5,1 Вбрка, кг.у.т./Гкал 158,1 157,6 157,7 158,5 159,2 159,7 160,8 Таблица 1.24 - Исходные данные для построения нормативной характеристики котла №2 КВГ-7,56 «Московская 48а» Тепловая производительность котлоагрегата Расход условного топлива на произведенную Гкал теп. Qбрка, Гкал/час 2,1 3,1 3,5 4,0 4,8 5,5 6,2 Вбрка, кг.у.т./Гкал 159,8 158,5 158,4 158,0 159,5 161,1 161,6 БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 40 Д

Таблица 1.25 - Исходные данные для построения нормативной характеристики котла №3 КВ-Г-14-150 «Московская 48а» Тепловая производительность котлоагрегата Расход условного топлива на произведенную Гкал теп. Qбрка, Гкал/час 4,1 5,9 6,8 7,5 8,1 9,3 11,1 Вбрка, кг.у.т./Гкал 155,5 155,5 155,5 155,4 155,3 155,6 156,5 Рисунок 1.1 - Нормативная характеристика котлов котельной «Московская 48а» 1.4 Баланс фактического объема производства тепловой энергии и мощности по месяцам и за год Баланс прогнозируемого объема производства тепловой энергии и мощности по месяцам и на год составлен в целом по ТСО, исходя из прогнозной величины годового объема отпуска тепла на 2020 год, в которую входит величина расчетных технологических потерь в сеть ТСО и реализация с учетом потерь в абонентских сетях. Выработка тепловой энергии складывает из отпуска тепла в сеть и потерь на собственные нужды[28]. Расчет собственных нужд проводился БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 41 Д

расчетным путем, в соответствии с Инструкцией в результате расчета которого, величина расхода на собственные нужды составила 1,00 % от производства тепловой энергии, что в абсолютных величинах равно 431,43 Гкал в год. Аналогичным образом получена расчетно-часовая нагрузка (мощность). Результаты балансов по котельной в таблице 1.26. Таблица 1.26 - Таблица баланса фактического объема производства тепловой энергии и мощности по месяцам Наименование Среднемесячная часовая нагрузка Гкал/ч 9,24 9,13 7,88 5,42 2,52 2,50 2,49 2,48 2,49 5,66 7,03 7,72 Январь Февраль Март Апрель Май Июнь Июль Август Сентябрь Октябрь Ноябрь Декабрь Всего за год Производство тепловой энергии Гкал/год 6464,36 5771,04 5489,93 3431,40 1613,96 1547,31 1588,78 1584,60 1540,73 3839,48 4716,05 5371,09 42958,73 БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Отпуск в сеть Гкал/год 6408,73 5719,05 5438,86 3389,97 1595,74 1529,51 1570,67 1566,50 1522,95 3796,06 4668,69 5320,56 42527,30 Лист 42 Д

2 Технологическая часть Цель энергетической политики России до 2030 г - рациональное и эффективное использование природных энергоресурсов и потенциала энергосектора для устойчивой интенсивности экономики, улучшения условий для жизни населения страны и содействие укреплению внешнеэкономический позиций[21]. Подлинная Стратегия ставит цели и задачи долговременного роста энергосектора страны на следующий период, приоритеты и ориентиры, а также механизмы государственной энергетической политики на некоторых этапах ее реализации, гарантирующие достижение поставленных целей. Положениями настоящей Стратегии руководствуются при разработке и корректировке генеральных схем роста некоторых отраслей топливно- энергетического комплекса, программ геологического изучения регионов страны, при приготовлении и внесении коррективов параметров инвестиционных программ и крупных проектов компаний энергетического сектора. Значительным документом является «Основы государственной политики в области экологического развития Российской Федерации на период до 2030 года». Главными задачами государственной политики в документе признаны: 1) внедрение экологически эффективных инновационных технологий; 2) предотвращение и снижение текущего негативного воздействия на окружающую среду; 3) восстановление нарушенных естественных экологических систем; 4) обеспечение экологически безопасного обращения с отходами. Для создания правовых, экономических и организационных основ стимулирования энергосбережения и повышения энергетической эффективности Госдумой РФ был утвержден закон «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности». Правовое регулирование в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности опирается на данные принципы: БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 43 Д

1) эффективное и рациональное использование энергоресурсов; 2) поддержка и стимулирование энергосбережения, и повышение энергоэффективности; 3) системность и комплексность проведения мероприятий по энергосбережению и повышению энергоэффективности; 4) планирование энергосбережения и повышения энергоэффективности; 5) использование энергоресурсов с учетом ресурсных, производственнотехнологических, экологических и социальных условий[30]. 2.1 Обзор и анализ отечественных и зарубежных производителей газопоршневых модулей В работе рассматривается газопоршневой модуль. Определяющим свойством ГПМ является первоначальный источник - двигатель внутреннего сгорания (ДВС). Именно он, в основном будет определять технические характеристики и экономические параметры ГПМ в общем. По большей части газовые двигатели - это конвертированные дизельные двигателями для работы на газовом топливе. Из-за того, что характеристики тепловыделения газового топлива значительно отличны от характеристик дизельного топлива, конструкция и настройки двигателя также значительно изменены. В частности, при переходе на газовое топливо понижают степень сжатия до величин, обеспечивающих работу двигателя без взрывов, переделывают форму камеры сгорания двигателя и т.д.[2] Также на рынке имеются газовые двигатели, конвертированные из двигателей, работающих на бензине. Конечно, стоимость конвертирования таких двигателей в разы меньше. Но в этом случае ресурс и надежность данных двигателей существенно уступают двигателям описанных ранее, по большей части благодаря особенности конструкции (запас прочности деталей дизельных двигателей, конвертируемых для работы на газовом топливе выше, чем у БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 44 Д

конвертируемых бензиновых двигателей). Двигатели такого типа целесообразно использовать в системах резервного энергообеспечения. Не менее важную роль играют при выборе размерность и число цилиндров. Размерность двигателя оказывает значительно влияет на эффективность (полноту) сгорания топлива. Не исключено, что с увеличением рабочего объема цилиндра полнота сгорания топлива значительно снизится, а это важно для двигателей, работающих на видах топлива с высоким метановым числом. Количество цилиндров влияют на равномерность хода. Увеличивая число цилиндров, крутящий момент двигателя становится более равномерным, что влияет на характеристику ГПМ в целом положительно. Из всего выше сказанного можно сказать, что определяющими характеристиками являются: 1) число цилиндров; 2) частота оборотов двигателя; 3) компоновка ДВС. Также при выборе достаточно важно учитывать такой критерий, как напряжение, которые выдает генератор. Таблица 2.1 - Российские производители ГПМ № п/п Компания 1 2 «Алтай-дизельэнерго» 1 Диапозон мощностей, кВт 3 110-220 Двигатель Генератор 4 ОАО «Барнаултрансмаш» 5 ОАО «Баранчинский электромеханический завод» Leroy-Somer, ОАО "Электроагрегат",ОАО "Баранчинский электромеханический завод" Marelli 2 ЗАО ФПК «Рыбинсккомплекс» 30-385 ММЗ, ЯМЗ 3 ООО "ПКТ" 70-2000 MWM 4 ООО АРЗ «СинтурНТ» 75-360 ЯМЗ, MAN, Perkins "Баранчинский электромеханический завод", Pillar, Stamford БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 45 Д

Окончание таблицы 2.1 1 5 6 2 ООО «УДМЗ» 3 100-200 4 Собственное производство 5 Собственное производство ПАО «Автодизель» (ЯМЗ) 100-300 Собственное производство Собственное производство Таблица 2.2 - Производители ГПМ за рубежом № п/п Страна Компания 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 Германия Deutz (MWM) Buderus Viessmann MAN Caterpillar Kohler Power Systems Waukesha Doosan Aksa Yanmar Kawasaki GE Jenbacher KORNUM EC Power Motorgus США Республика Корея Турция Япония Австрия Великобритания Чехия Диапазон мощностей при cosφ=1,0, кВт 400-4300 50-238 18-402 47-8100 81-6720 6,3-668 75-3250 165-625 4,8-309 5-25 5200-7800 312-4034 118-3200 4-15,2 36-3200 Безупречности нет предела, и по некоторым параметрам российские станции на данный момент в некоторой степени уступают иностранным аналогам. Имея недостатки в виде большей металлоемкости, большего расхода на выработку 1 кВт электрической энергии, наши станции имеют существенное преимущества в виде цены и ремонтопригодности, а также работе на отечественных расходных материалах, доступность запчастей к двигателю. При выборе ГПМ не имеет значения, зарубежного или отечественного производства. Наиболее важна будет реализация проекта на выбранной оборудовании, а также ремонтопригодность и высокий моторесурс[6]. БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 46 Д

2.2 Обоснование установки газопоршневого модуля Из-за роста цен на тарифы производство тепловой и электрической энергии становится дороже, поэтому предприятия начинают поиск путей снижения издержек производства[5]. И многие начинают склоняться к приобретению газопоршневых станций или модулей. Они появились не так давно, но их признали за свою экономичность, удобство работы и производительность[3]. Со временем всё больше и больше становятся видны преимущества и перспективы применения поршневых газовых двигателей внутреннего сгорания (ДВС) для комбинированной выработки тепловой и электрической энергии. Своевременность данного направления обусловлена происходящими в Российской Федерации такими процессами как: 1) большие затраты на подключение; 2) либерализация энергетического рынка; 3) кризис в эксплуатации крупных систем централизованного энергоснабжениях[19][20]. К тому же, анализ рынка потребителей тепловой и электрической энергии указывает на то, что примерно 30% потребителям не нужны десятки и сотни мегаватт мощности, и, таким образом, не требуется обязательное централизованное энергоснабжение, общие потери которого при транспортировке по сетям до потребителя составляют до 25-30%[4]. В данных условиях развитие локальных автономных децентрализованных источников комбинированного производства тепла и электроэнергии на базе газопоршневых двигателей - это реальный путь повышения эффективности энергетического производства. Стоит отметить, что преимущества данной установки являются: 1) высокий КПД; 2) надежность; 3) полная независимость от региональных энергосетей, а значит и от роста тарифов; БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 47 Д

4) отсутствие затрат на строительство подводящих и распределительных сетей[7]. В связи с оптимизацией затрат, предлагается решение перевести часть электрической и тепловой нагрузки на газопоршневой модуль АГП-250. БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 48 Д

3 Конструктивная часть 3.1 Газопоршневая установка с утилизацией тепла В состав газопоршневой установки с утилизацией тепловой энергии входит двигатель внутреннего сгорания, при помощи которого на валу генератора вырабатывается электроэнергия, а тепловая энергия производится путем утилизации, отработанной в двигателе газовоздушной смеси посредством теплообменника[14]. В ГПУ суммарный КПД составляет 80-85%, из которых примерно 40% - это электрический, а тепловой - 40-45%. Электрическая мощность единичного блока ГПУ в пределах от 1 до 16 МВт, а учитывая, что установки могут работать параллельно, то необходимая потенциальному заказчику мощность можно сказать не ограничена. Отношение электрической мощности к тепловой составляет 1:1,2[1][9]. Что касаемо компоновки, то ГПУ устанавливают в действующих котельных, как надстройку, и постройкой на отдельной площадке при строительство нового предприятия[24]. Выбирая ГПУ необходимо обратить внимание на различные характеристики, так как в зависимости от конкретного поставщика могут значительно отличаться следующие факторы: КПД, надежность, шумоизоляция, экологичность, сроки поставки оборудования и запасных частей в случае поломки и т.п. Перед тем как принять решение по утверждению проекта требуется рассмотреть следующие очень важные задачи: 1) определить наличие технической возможности и стоимость присоединения к газораспределительным сетям; 2) определить стоимость и способ утилизации тепловой энергии (новый источник, источник с параллельной работой с существующим энергетическим объектом, источник, замещающий мощность существующего,); БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 49 Д

3) определить стоимость присоединения к сетям электроснабжения, в случае если планируется режим параллельной работы с энергосистемой, 4) выбрать и согласовать с собственником сети и системным оператором точки подключения к энергосистеме. 3.2 Тепловой расчет рабочего процесса ДВС Задача теплового расчета рабочего процесса двигателя внутреннего сгорания заключается в определении показателей, характеризующих экономичность и эффективность цикла в данных конкретных условиях и требующихся для расчета деталей на прочность, жесткость и износоустойчивость. На основе теплового расчета имеется возможность с большой точностью посчитать среднее индикаторное давление и по заданной мощности определить размеры и число цилиндров для вновь проектируемых двигателей. Тепловой расчет как правило рассчитывают для режима работы двигателя в соответствии с номинальной мощностью при наиболее выгодных условиях подвода и сгорания топлива. Опытным путем было выявлено, что при работе двигателя следующие один за другим рабочие циклы различны, они отличны друг от друга условиями газодинамики, колебаниями давлений при впрыске топлива, скоростью распространения пламени и множеством иных факторов. Из-за этого возникают колебания давления сгорания и среднего индикаторного давления смежных рабочих циклов, значения которых могут достигаться до 10%. С учетом этого при расчетах принимают усредненные значения параметров, которые получены в результате анализа ряда циклов при постоянной работе двигателя[12]. Четырехтактный газовый двигатель стационарного типа мощностью N=294 кВт; n=1500 об/мин; число цилиндров i=8, имеется наддув; в качестве топлива используется природный газ (CH4=95.36%, C2H6=1.95%, CO2=0.17%, N2=1.3%, C3H8=0.74%, C4H10=0.32%, C5H12=0.16%). Теплота сгорания Q рн =33,69 МДж/кг. БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 50 Д

Соответственно быстроходности и типа двигателя принимаются следующие исходные параметры для расчета: 1) степень сжатия ε=15,5; 2) начальное давление P0 =1,013 бар; 3) Коэффициент избытка воздуха α=1,2; 4) Температура в котельной T0 =292 К. Теоретически необходимое количество воздуха для сгорания 1 м3 газового топлива V0 = 1  (2  CH 4 +  (n + m )  Cn H m + 0,5  (CO + H 2 ) − O2 ) 0,21 4 (3.1) V0 = 1  (2  95,36 + 3,5 1,95 + 5  0,74 + 6,5  0,32 + 8  0,16) = 9,76 м3/м3 0,21 Действительно необходимое количество воздуха для сгорания 1 м3 газового топлива V =  V0 (3.2) V = 1,2  9,76 = 11,712 м3/м3 Количество продуктов сгорания газового топлива M CO2 = CO + CH 4 +  Cn H m + CO2 M H2O = H 2 + 2CH 4 +  m C H 2 n m M O2 = 0,21 ( −1) V0 БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата (3.3) (3.4) (3.5) Лист 51 Д

M N2 = 0,79  V0 + N 2 (3.6) M CO2 = 0,9536 + 0,0195 + 0,0074 + 0,0016 + 0,0032 + 0,0017 = 0,987 м3/м3 M H 2O = 2  0,9536 + (3  0,0195 + 4  0,0074 + 5  0,0032 + 6  0,0016) = 2,02 м3/м3 M O2 = 0,21 (1,2 −1)  9,76 = 0,41 м3/м3 M N2 = 0,79 1,2  9,76 + 0,013 = 9,265 м3/м3 Общее количество продуктов полного сгорания газового топлива  CO + H 2   m   −   − 1  Cn H m  2 4     M =  V0 + 1 −  (3.7) M = 1,2  9,76 + 1 − 0,5  0,0195 + 1,5  0,0032 + 3  0,0074 + 7  0,0016  = 12,66 м3/м3 Изменение объема при сгорании газового топлива  CO + H  2 − 2   M = −  m     4 −1  Cn H m   (3.8) M = − 0 − 0,5  0,0195 + 1,5  0,0032 + 3  0,0074 + 7  0,0016 = 0,048 м3/м3 Химический коэффициент молекулярного изменения - это отношение количества продуктов сгорания к количеству горючей смеси до сгорания[25] и находится по формуле БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 52 Д

0 = 1 + 0 = 1 + M  V0 + 1 (3.9) 0,048 = 1,004 . 1,2  9,76 + 1 Примем температуру остаточных газов То.г.=750 К, ∆Т=10÷20 К. Давление надувочного воздуха Pн.в.=2 бар. Давление в начале сжатия Pн.с. = Pн.в. (3.10) Pн.с. = 2 бар. Давление остаточных газов Pо.г. = 0,75  Pн.в. (3.11) Pо.г. = 0,75  2 = 1,5 бар. Коэффициент остаточных газов T + T    о. г .  =    Tо.г .     Pн.в. − Pо.г.   311 + 10   P 1,5 (3.12)   =  = 0,022 .   750  15,5  2 −1,5  БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 53 Д

Действительный коэффициент молекулярного изменения - это отношение всего количества газов в цилиндре после сгорания ко всему количеству газов до сгорания, находится по формуле = = 0 +  1+  (3.13) 1,004 + 0,022 = 1,0039 1 + 0,022 Конечная температура наполнения (или начала сжатия) в двигателе Tт.н. = Tт.н. = T + T +  Tо.г. 1+  (3.14) 311 + 10 + 0,022  750 = 330,2 К 1 + 0,022 Коэффициент наполнения v = v = (  Pн.с. − Pо.г. ) T ( −1)  Pн.в.  (T + T ) (3.15) (15,5  2 −1,5)  311 = 0,986 (15,5 −1)  2  (311 + 10) По номограмме определения показателя адиабаты сжатия находим k1, зная степень сжатия и конечную температуру начала сжатия (k1=n1=1,371)[27]. Температура конца сжатия Т к.с. = Т т.н.   n −1 БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата (3.16) Лист 54 Д

Т к.с. = 330,2 15,51,371−1 = 912,83 К = 639,83С Давление конца сжатия Pк.с. = Pн.с.   n (3.17) Pк.с. = 2 15,51,371 = 85,7 бар Уравнение сгорания газового двигателя 22,4  z  Qнр c'  t + v c = c''  tz     (1 +  )  M 0  где (3.18)  z - коэффициент использования тепла, в газовых двигателях равен 0,8÷0,85[8]. Принимаем 0,82; cv' - средняя мольная изохорная теплоемкость рабочей смеси газового двигателя, которая находится по формуле cv' = где cvг.с +   cv'' 1+  (3.19) cv'' - средняя мольная изохорная теплоемкость продуктов сгорания при tc; cvг.с - средняя мольная изохорная теплоемкость горючей смести, которая находится по формуле cvг .с = где cv  V0 + cvг  V0 + 1 cv - средняя мольная изохорная теплоемкость воздуха при tc; БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист (3.20) № докум. Подпись Дата Лист 55 Д

cvг - средняя мольная изохорная теплоемкость газового топлива при tc, которая находится по формуле cvг =  cvi  ri (3.21) где ri - объемные доли отдельных компонентов. Таблица 4.1 - Средняя изохорная теплоемкость компонента входящего в состав топлива. Компонент состава топлива CH4 C 2 H6 C 3 H8 C4H10 C5H12 N2 CO2 Средняя изохорная теплоемкость компонента 64,217 112,36 37,307 21,72 157,1 203,15 244,9 Среднюю мольную изохорную теплоемкость газового топлива считаем по формуле (3.21) cvг = 0,9536  64,217 + 0,0195 112,36 + 0,0074 157,1 + 0,0032  203,15 + +0,0016  244,9 + 0,013  21,72 + 0,0017  37,307 = 65,98 кДж / кмоль  К Среднюю мольную изохорную теплоемкость горючей смести считаем по формуле (3.20) cvг.с = 30,532 1,2  9,76 + 65,98 = 33,32 кДж/кмоль·К 1,2  9,76 + 1 БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 56 Д

Таблица 4.2 - Средние изобарные теплоемкости продуктов сгорания. Компонент состава топлива Кол-во продуктов сгорания, М, м3/м3 Средняя изобарная теплоемкость компонента, c ''p CO2 H2O O2 N2 0,987 2,02 0,41 9,265 45,54 36,09 31,89 30,31 Средняя мольная изобарная теплоемкость продуктов сгорания c''p = c''p = c pCO  M CO2 + c pH O  M H2O + c pO  M O2 + c pN2  M N2 2 2 2 M CO2 + M H2O + M O2 + M N2 (3.22) 45,54  0,987 + 36,09  2,02 + 31,89  0,41 + 30,31 9,265 = 32,47 кДж/кмоль·К. 0,987 + 2,02 + 0,41 + 9,265 Средняя мольная изохорная теплоемкость продуктов сгорания c'' = c''p − R (3.23) где R - универсальная газовая постоянная. c'' = 32,47 − 8,314 = 24,156 кДж/кмоль·К Считаем уравнение газового двигателя по формуле (3.18) 22,4  0,8  33690 33,26  639,83 '' + = c  tz 1,0039 1,0039  (1 + 0,022) 12,612  c''  t z = 69021,16 кДж/кмоль БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 57 Д

Методом подбора находим искомое значение температуры конца пламенного сгорания Tz=2857,31 К, tz=2584,31℃. Степень предварительного расширения = =  Tz  Tк.с. (3.24) 1,0039  2857,31 = 1,047 3  912,83 Давление конца пламенного сгорания pz =   Pк.с. (3.25) где λ - степень повышения давления (λ=3). pz = 3 85,7 = 257,1бар Степень последующего сжатия = =   (3.26) 15,5 = 14,8 1,047 По номограмме определения показателя адиабаты сжатия находим k2, зная степень сжатия и конечную температуру конца пламенного сгорания и коэффициент избытка воздуха (k2= n2=1,26)[27]. Давление в конце расширения БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 58 Д

Pк. р. = Pк. р. = pz  n2 (3.27) 257,1 = 8,62 бар 14,81,26 Температура в конце расширения Tк. р. = Tк. р. = Tz  n2 −1 (3.28) 2857,31 = 1418 К 14,81,26−1 Среднее индикаторное давление pi = pi = Pк.с.    1  1  1     (  −1) +  1 − n −1  −  1 − n −1    −1  n2 −1   2  n1 −1   1   (3.29)   85,7  3 1,047  1  1 1  3  (1,047 −1) +  1 − −  1 − = 26,63 бар 1,26 −1  1,371−1   15,5 −1  1,26 −1  14,8  1,371 −1  15,5  Действительное среднее индикаторное давление pid =   pi (3.30) где φ - коэффициент полноты диаграммы, принимается 0,9÷0,97[8]. Принимаем 0,9. pid = 0,9  26,63 = 23,97 бар БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 59 Д

Среднее эффективное давление p f = m  pid (3.31) где m - коэффициент эффективности, принимается 0,8÷0,88. Принимаем 0,82. p f = 0,82  23,97 = 19,65 бар Определяем основные размеры двигателя Vh = Vh = N 12 107 pf  n i (3.32) 294 12 107 = 1,5 л 19,65 105 1500  8 Примем S/D=1,3. Диаметр поршня цилиндра D= 3 D= 3 Vh S 0,785  D (3.33) 1,5 = 1,14 дм 0,785 1,3 Принимаем D=115 мм. Ход поршня S = D 1,3 БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата (3.34) Лист 60 Д

S = 115 1,3 = 149,5 мм При данных размерах скорость поршня Сm = Сm = S n 30 (3.35) 0,1495 1500 = 7,475 м/c 30 Индикаторная мощность двигателя Сm = Сm = N m (3.36) 294 = 358,54 кВт 0,82 Индикаторный КПД для газового двигателя i = 0,371 i = 0,371 pid  ( V0 + 1)  T Qнр  Pн.с. v (3.37) 23,97  (1,2  9,76 + 1)  311 = 0,53 33690  2  0,986 Эффективный КПД для газового двигателя  f = i m (3.38)  f = 0,53  0,82 = 0,435 БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 61 Д

Удельный индикаторный расход топлива gi = gi = 3600 Qнр i (3.39) 3600 = 0,203 нм3/кВт·ч 33690  0,53 Удельный эффективный расход топлива gf = gf = 3600 Qнр  f (3.40) 3600 = 0,25 нм3/кВт·ч 33690  0,435 Литровая мощность двигателя Nл = Nл = N i Vh (3.41) 294 = 24,5 кВт/л 8 1,5 3.3 Тепловой баланс двигателя Распределение тепла, которое выделяется при сгорании топлива в цилиндре двигателя, на отдельные составляющие и количественные значения этих составляющих отражает тепловой баланс двигателя[26]. Уравнение теплового баланса для 1 нм3 газового топлива БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 62 Д

Qнр = Q + Qохл + Qгаз + Qп.неп. + Qост где (3.42) - теплота сгорания 1 нм3 топлива, т.е. располагаемое тепло, введенное в двигатель с топливом; - тепло, эквивалентное эффективной работе двигателя; - тепло, унесенное с охлаждающим агентом; - тепло, унесенное с выпускными газами, т.е. тепло израсходованное на повышение энтальпии выпускных газов; - тепло, потерянное от неполноты сгорания топлива; - остаточный член теплового баланса. Вычислим тепло, эквивалентное эффективной работе двигателя, для газовых топлив[17] Q= где 3600  N Vч (3.43) - удельный расход природного газа, принимаемый по паспортным данным. Q= 3600  294 = 13909,84 кДж/нм3 76,09 При жидкостном охлаждении количество тепла, унесенное с охлаждающим агентом, определяется по формуле  Wч   Wп  1 1 2 2   c  (tвых − tвх ) +    cм  tвых − tвх  Vч   Vч  Qохл =  где ч- ( ) часовой расход воды, идущей на охлаждение двигателя; БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист (3.44) № докум. Подпись Дата Лист 63 Д

- часовой расход масла, идущего на охлаждение поршня (0,2% от расхода топлива); - температура воды, входящей и выходящей из двигателя; - температура масла, входящего и выходящего из поршня; , - теплоемкость охлаждающей воды и масла соответственно.   0,152  9    4,19  (90 − 78) +    2, 4  (85,9 − 78) = 5,985 кДж/кг  76,09   76,09  Qохл =  Тепло, унесенное выпускными газами Qгаз = M  c''р  t p − M 0  c p  t0 (3.45) где М - количество продуктов сгорания; - температура газов после двигателя; - температура горючей смеси (свежего заряда) (до турбокомпрессора). Qгаз = 12,66  32,47 120 −12,612  65,98  40 = 16042,83 кДж/кг Тепло, потерянное от неполноты сгорания топлива Qп.неп = 285000  M СО (3.46) где МСО - количество окиси углерода в выпускных газах. Qп.неп = 285000  0 = 0 кДж/кг Остаточный член теплового баланса включает потери тепла в окружающую среду от лучеиспускания с поверхности двигателя, на нагрев БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 64 Д

смазочного масла во всех трущихся деталях, с кинетической энергией выпускных газов и пр. Qост = Qнр − ( Q + Qохл + Qгаз + Qп.неп. ) (3.47) Qост = 33690 − (13909,84 + 5, 985 + 16042, 83) = 3731,345 кДж/кг Тепловой 3.4 расчет теплообменника охлаждающей и теплофикационной воды Газопоршневые выхлопных газов. агрегаты работают Конфигурация с системой системы утилизации охлаждения тепла агрегата непосредственным образом связана с системой утилизации тепла выхлопных газов. Для передачи тепла отходящих газов теплофикационной воде предусматривается установка следующего оборудования: 1) теплообменники теплофикационной воды (1 шт.); 2) циркуляционный насос; 3) дроссельный клапан; 4) трехходовый клапан в трубном модуле; 5) теплообменник выхлопных газов; 6) трубопровод с системой измерения температуры, давления и предохранительным клапаном. Теплофикационная обратная вода от части потребителей с температурой 70 подается в теплообменники охлаждающей воды и нагревается до 79,4 , затем уже нагретая вода поступает в теплообменники выхлопных газов газопоршневых агрегатов и нагревается до 95 . БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 65 Д

3.4.1 Расчет теплообменника охлаждающей воды Проведем тепловой конструктивный расчет теплообменника охлаждающей воды. Расчет состоит в совместном решении уравнения теплового баланса и уравнения теплопередачи. Уравнение теплового баланса G1  c1  (t1' − t1'' )  = G2  c2  (t2'' − t2' ) = Q где (3.48) - расходы нагреваемого и греющего теплоносителей; , - удельные изобарные теплоемкости теплофикационной воды и охлаждающей жидкости; t1' , t1'' - температура охлаждающей жидкости на входе и выходе из теплообменника; t2'' , t2' - температура теплофикационной воды на выходе и входе из теплообменника; - КПД теплообменного аппарата; Q - тепловая нагрузка. Запишем уравнение теплового баланса G2  c2  (t2'' − t2' ) = Q1 где (3.49) 4,191 кДж/кг°С при средней температуре воды. Средняя температура воды tср = 70 + 79,4 = 75,4 ℃ 2 БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 66 Д

Q1 = 2,5  4,191 (79,4 − 70) = 98,49 кВт Уравнение теплопередачи Q = K  F T (3.50) где К - коэффициент теплопередачи; F - площадь поверхности теплообмена; ∆T - средний температурный напор. Средний температурный напор в случае теплообмена без изменений фазового состояния теплоносителя при противотоке рассчитывается по формуле T = где tб − t м t ln б t м (3.51) - температурный перепад между теплоносителями на том конце поверхности теплообмена, где он больше или меньше соответственно. tб = t1' − t2'' (3.52) tб = 90 − 79,4 = 10,6 ℃ t м = t1'' − t2' (3.53) tм = 73,8 − 70 = 3,8 ℃ Средний температурный напор считаем по формуле (3.51) БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 67 Д

T = 10,6 − 3,8 = 6,629 ℃ 10,6 ln 3,8 Из формулы (3.50) находим площадь поверхности теплообмена 98,49 103 F= = 0,179 м2 1971 ( 273 + 6,629 ) 3.4.2 Расчет теплообменника теплофикационной воды Уравнение теплового баланса G1  c1  (t1' − t1'' )  = G2  c2  (t2'' − t2' ) = Q где (3.54) - расходы нагреваемого и греющего теплоносителей; , - удельные изобарные теплоемкости теплофикационной воды и охлаждающей жидкости; t1' , t1'' - температура охлаждающей жидкости на входе и выходе из теплообменника; t2'' , t2' - температура теплофикационной воды на выходе и входе из теплообменника; - КПД теплообменного аппарата; Q - тепловая нагрузка. Запишем уравнение теплового баланса G2  c2  (t2'' − t2' ) = Q1 БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата (3.55) Лист 68 Д

где 4,204 кДж/кг°С при средней температуре воды Средняя температура воды tср = 95 + 79,4 = 87,2 ℃ 2 Q1 = 2,5  4,204  (95 − 79,4) = 163,96 кВт Средний температурный напор в случае теплообмена без изменений фазового состояния теплоносителя при противотоке рассчитывается по формуле T = где tб − t м t ln б t м (3.56) - температурный перепад между теплоносителями на том конце поверхности теплообмена, где он больше или меньше соответственно. tб = 450 − 95 = 355 ℃ tм = 120 − 79,4 = 40,6 ℃ Средний температурный напор считаем по формуле (3.56) T = 355 − 40,6 = 144,995 ℃ 355 ln 40,6 Из формулы (3.50) находим площадь поверхности теплообмена БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 69 Д

F= 163,96 103 = 0,269 м2 1456  ( 273 + 144,995) Общая тепловая нагрузка станци рассчитывается по формуле Q = Q1 + Q2 (3.57) Q = 98,49 +163,96 = 262,45 кВт БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 70 Д

4 Экономическая часть Расчет экономического эффекта внедрения ГПУ предполагает определение следующих показателей[15]: 1) затрат на приобретение и установку ГПУ 2) эксплуатационные расходы; 3) величины экономического эффекта; 4) срока окупаемости. Сначала нужно выполнить расчет финансовых затрат на газ, которые определяются по формуле Згаз = Vч  Сг 1000  PГПУ (4.1) где Cг - стоимость 1000 нм3/ч газа, руб; PГПУ - мощность ГПУ, кВт. Згаз = 76,09  5632 = 1,71 руб/кВт·ч 1000  250 Поскольку в процессе эксплуатации требуется проведение регулярных технических обслуживаний (ТО) ГПУ, необходимо учесть их стоимость в общем сроке окупаемости, потому что данные затраты влияют на увеличении этого срока. Часть финансовых затрат на ТО - это затраты на замену масла, которые определяются по формуле  Vз. м  С1м  T Зм =  з . м .  PГПУ         (4.2) где V з.м. - объём заменяемого масла, м3; БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 71 Д

С1м - стоимость 1 л масла, руб.; Тз.м. - периодичность замены масла, м.ч..  38  230    Зм =  1250  = 0,03 руб/кВт·ч  250    Поскольку в процессе эксплуатации любой установки на основе двигателя внутреннего сгорания, вне зависимости от типа топлива, происходит угар масла и требуется периодическая доливка масла, эти финансовые затраты по отношению на кВт вырабатываемой мощности будут определяться по формуле Зу. м = Vу  С1м 1000 (4.3) где Vу - объём угара масла, м3. Зу . м = 0,2  230 = 0,05 руб/кВт·ч 1000 Затраты на запасные части с учётом капитального ремонта ГПУ определяются по формуле Зз. р. = Сз Tк. р.  PГПУ (4.4) где Cз - стоимость запчастей, руб.; Тк.р. - периодичность кап. ремонта, м.ч.. Зз. р. = 1804400 = 0,36 руб/кВт·ч 20000  250 БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 72 Д

Финансовые затраты на регламентные сервисные работы определяются по формуле Зс.о. = С р. р Tк. р.  PГПУ (4.5) где Cр.р. - стоимость регламентных сервисных работ, руб.. Зс.о. = 1784400 = 0,36 руб/кВт·ч 20000  250 Еще в расчет срока окупаемости требуется внести затраты, обусловленные налогом на имущество, которые определяются по формуле Зн = СГПУ  2,2% PГПУ  Tм.ч. (4.6) где СГПУ - полная стоимость ГПУ, руб.; Tм.ч. - количество рабочих м.ч. за 1 год. Зн = 5850000  2,2 = 0,06 руб/кВт·ч 100  250  8000 Амортизационные отчисления составят За = СГПУ PГПУ  T3к. р. (4.7) где Т3к.р. - периодичность трёх кап. ремонтов, м.ч. БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 73 Д

За = 5850000 = 0,39 руб/кВт·ч 250  60000 Для учёта возможности использования вырабатываемой ГПУ тепловой энергии и использования ее на собственные нужды предприятия, вводится условная величина - тепловая поправка, которая определяется по формуле Зт.п. = Vг  Сг PГПУ 1000 (4.8) где Vг - объём газа, необходимый для получения 262 кВт энергии, нм3. Зт.п. = 65,6  5632 = 1,48 руб/кВт·ч 250 1000 Себестоимость ГПУ определяется, как сумма ранее найденных финансовых затрат С1 = Згаз + Зм + Зу. м. + Зз. р. + Зс.о. + Зн + За (4.9) С1 = 1,71+ 0,03 + 0,05 + 0,36 + 0,36 + 0,06 + 0,39 = 3,5 руб/кВт·ч С учетом найденной тепловой поправки себестоимость по формуле С2 = С1 − Зт.п. (4.10) С2 = 3,5 −1,48 = 2,02 руб/кВт·ч. БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 74 Д

После этого требуется определить разность между стоимостью электрической энергии, покупаемой у энергоснабжающей организации, и электрической энергии собственного производства по формуле С = Сп.э. − С2 (4.11) где Сп.э. - стоимость покупки электроэнергии, руб/кВт·ч. С = 3,79 − 2,02 = 1,77 руб/кВт·ч Тогда экономия за год будет определяться по формуле Э = С Tм.ч.  PГПУ (4.12) Э = 1,77  8000  250 = 3540000 руб. Срок окупаемости ГПУ Tокуп = Tокуп = СГПУ Э 5850000 = 1,65 года 3540000 БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата (4.13) Лист 75 Д

ЗАКЛЮЧЕНИЕ В результате выполнения выпускной квалификационной работы был рассмотрен вариант установки газопоршневого модуля для выработки тепла и электроэнергии для котельной «Московская 48а» городского округа Саранск. Были сравнены отечественные и зарубежные производители и выявлены достоинства и недостатки и российских, и импортных ГПМ. Произведен тепловой расчет рабочего процесса двигателя внутреннего сгорания. В нем определены основные размеры двигателя а именно: литровая мощность Vh=1,5 л, диаметр поршня D=115 мм, ход поршня S=149,5мм, скорость поршня См=7,475м/с. Индикаторный КПД для газового двигателя ηi=0,53, литровая мощность двигателя Nл=24,5 кВт/л. Из теплового баланса двигателя определено тепло при эффективной работе двигателя для газовых топлив Q=13909,843 кДж/нм3, также посчитано тепло, унесенное с охлаждающим агентом, тепло, унесенное выпускными газами, тепло, потерянное от неполноты сгорания топлива. В тепловом расчете теплообменника охлаждающей и теплофикационной воды были определены размеры теплообменных аппаратов. В результате от предложенного решения получен годовой экономический эффект в размере 3540000 рублей при сроке окупаемости в 1,65 года. БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 76 Д

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 1) Gasoline Enginees [Сайт Encyclopedia Britannica] - Режим доступа: https://www.britannica.com/technology/gasoline-engine (Дата обращения 13.05.2020) 2) Gas-piston power stations. Mark J. Stokoe. November 13, 2014. p.4. 3) Why the Gasoline Engine Isn't Going Away Any Time Soon. September 15, 2008. Joseph B. White.p.3. 4) Актуальность и потенциал энергосбережения в стране. [Электронный ресурс] - Режим доступа: http://gazogenerator.com/energosberezhenie/aktualnost-ipotencialenergosberezheniya-v-strane/ (Дата обращения 19.04.2020) 5) Актуальность энергосбережения в России и в мире. [Электронный ресурс] - Режим доступа: http://libed.ru/knigi-nauka/161694-1-uchebnik-razdelaktualnostenergosberezheniya-rossii-mire-sostoyanie-proizvodstvom-potrebleniemtoplivnoenergeti.php (Дата обращения 19.04.2020) 6) Алексахина, Л.И., Анализ российского рынка когенерационных технологий на базе газопоршневых установок / Л.И. Алексахина, Д.С. Курочкин, Д.В. Михеев, И.С. Шабалин. - Transport business in Russia , №6, 2013. - 201с. 7) Арсеньев Л.В., Тырышкин В.Г. Комбинированные установки с газовыми турбинами. - Л.: Машиностроение. Ленинградское отделение, 1982. 248 с. 8) Вершина Г.А., Якубенко Г.Я. Методическое пособие по курсам «Теория рабочих процессов ДВС» и «Динамика ДВС» для студентов специальности Т.05.10.00. - Мн.: Техноперспектива, 2001. -87 с. 9) Газопоршневые установки [Электронный ресурс] - Режим доступа: https://www.ros-energy.ru/scripts/1.html (Дата обращения 27.04.2020) 10) Газопоршневые электростанции импортного и отечественного производства [сайт О когенерации, малой энергетике и строительстве тепловых электростанций]. - Режим доступа: http://www.cogeneration.ru/equipment/#gpu-imp (Дата обращения 28.04.2020) БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 77 Д

11) Гольдинер, А.Я. Газопоршневые электроагрегаты / А.Я. Гольдинер, М.И. Цыркин, В.В. Бондаренко. - СПб.: Галея Принт, 2006. – 240 с 12) Двигатели внутреннего сгорания. Теория поршневых и комбинированных двигателей /под ред. А. С. Орлина, М. Г. Круглова. - М. : Машиностроение, 1983 - 376 с. 13) Иващенко, Н.А. Газопоршневые двигатели как источники энергии для больших городов / Н.А. Иващенко, Ю.Л. Маслов / Вестник МГТУ им. Н.Э. Баумана. Сер. Машиностроение. - 2007. – № спецвыпуск. - С. 187-194 14) Информационный бюллетень «Энергосовет» выпуск №5 - Декабрь 2009г. – С.20. 15) Кретов Д.А., Костюков В.Д. Разработка методики расчета срока окупаемости собственного источника питания промышленного предприятия на основе газопоршневой установки // Фундаментальные исследования. - 2019. - № 8. - С. 42-46; 16) Ломовцева, Н. Н. Регулирование цен и тарифов на энергоресурсы в субъекте Российской Федерации / Н. Н. Ломовцева, Е. С. Чурловская. // Молодой ученый. - 2012. - № 4 (39). - С. 186-190. 17) Макаревич, Е.В. Разработка методики выбора газопоршневых установок для энергоснабжения потребителей: автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук / Е.В. Макаревич. - М.: Изд-во МЭИ, 2012. - 20 с. 18) Методика определения потребности в топливе, электрической энергии и воде при производстве и передаче тепловой энергии теплоносителей в системах коммунального теплоснабжения. Департамент государственного энергетического надзора, лицензирования и энергоэффективности Минэнерго России 10 апреля 2003г.№32-10-11/540. 19) Перспективы и проблемы использования ГТУ и ГПУ в российской энергетике //Теплоэнергетика. - 2000. - № 9. - С.2-5. 20) Перспективы и проблемы использования ГТУ и ГПУ в российской энергетике // Теплоэнергетика. - 2002, № 9. - С.2-5. БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 78 Д

21) Распоряжение Правительства РФ от 13 ноября 2009г. № 1715-р. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года. [Электронный ресурс] Режим доступа: http://energoeducation.ru/wp- content/uploads/2015/11/LAW94054_0_20151002_ 142857 _54007.pdf (Дата обращения 10.04.2020) 22) СНиП 2.01.01-82 «Строительная климатология и геофизика» 23) СНиП 2.04.05-91 «Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха в зависимости от функционального назначения здания (корпуса)» 24) СТО 70238424.27.100.056-2009 Дизельные и газопоршневые электростанции. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования. – М.: Изд-во стандартов, 2012. 25) Cостав продуктов сгорания [Электронный ресурс] - Режим доступа: http://vdvizhke.ru/dvigateli-vnutrennego-sgoranija/toplova-primenjaed-v-dvigatelyh-ireakcija-sgoraniy/reakcii-sgoranija/sostav-produktov-gorenija.html (Дата обращения 04.05.2020) 26) Тепловой баланс двигателя [Электронный ресурс] - Режим доступа: https://studfile.net/preview/5051028/page:17/ (Дата обращения 04.05.2020) 27) Тепловой расчёт и тепловой баланс карбюраторного двигателя и двигателя с впрыском топлива : учебное пособие / В.М. Мелисаров, П.П. Беспалько, М.А. Каменская. - Тамбов: Изд-во Тамб. гос. техн. ун-та, 2009 - 128 с. 28) Федеральный закон от 27.07.2010 № 190-ФЗ (ред. От 18.07.2011). О теплоснабжении. Введен 27 июля 2010 г. // Российская газета. - 2010. - №5247 (168), 2010. 29) Черемных, Д.Н. Газопоршневые установки как альтернативный способ генерации электроэнергии / Д.Н. Черемных, Е.В. Ташлыкова, М.Г. Разепина // Молодой ученый. - 2014. - №21. - С. 23-25. 30) Энергетическая стратегия России до 2030 [сайт Министерство энергетики]. - Режим доступа: https://minenergo.gov.ru/node/1026 (Дата обращения 15.04.2020) БР-02069964-13.03.01-24-20 Изм Лист № докум. Подпись Дата Лист 79 Д

Рецензии:

Авторизуйтесь, чтобы добавить рецензию

- у работы пока нет рецензий -

Отзывы:

Авторизуйтесь, чтобы оставить отзыв