Проект производственно-отопительной котельной мощностью 89 МВт

Определяем разницу в расчётах [1], %:

(9.18)

Так как при расчете высоты дымовой трубы во втором приближении рассчитанное значение отличается от предварительного значения высоты более чем на 5%, следовательно выполняем третий уточняющий расчёт.

Определяем коэффициенты и [1]:

(9.19)

(9.20)

Определяется коэффициент т в зависимости от f по формуле [1]:

(9.21)

При м >2, [1].

Определяем минимальную высоту дымовой трубы в третьем приближении[1], м:

(9.22)

Определяем разницу в расчётах [1], %:

(9.23)

Так как при расчете высоты дымовой трубы в третьем приближении рассчитанное значение не отличается от предварительного значения высоты более чем на 5%, следовательно расчёт считается оконченным.

В соответствии со СНиП II-35-76 принимаем высоту дымовой трубы 30 м и для этой высоты рассчитываем безразмерные коэффициенты и определяем максимальную приземную концентрацию каждого из веществ.

Определяем коэффициенты и [1]:

(9.24)

где Н- принятая высота трубы, м.

(9.25)

Определяется коэффициент т в зависимости от f по формуле [1]:

(9.26)

При м >2, [1].

По высоте Н определяются максимальные приземные концентрации вредных веществ:

окислов азота:

(9.27)

оксида углерода:

(9.28)

Проверяется условие, при котором сумма отношений концентраций к ПДК должно быть меньше 1:

(9.29)

Так как условие выполняется, принимаем высоту дымовой трубы H=30 м.



10. Энергосбережение

Существующие тепловые системы, в основной своей массе, проектировались и создавались без учета возможностей, появившихся на теплоэнергетическом рынке в течение последних 10 лет. Массовое развитие вычислительной техники обусловило появление в это время огромного количества технологических новшеств, которые коренным образом изменили ситуацию в энергосбережении. Например, возможность точного моделирования тепловых процессов на ЭВМ привела к появлению новых эффективных конструкций котлоагрегатов и схем отопления, а достижения электронной индустрии обеспечили возможность широкого применения средств учета тепловой энергии и высокоэкономичных регулирующих устройств.

Таким образом, в конце ХХ века энергосбережение получило на свое вооружение большое количество эффективных технологий и новое оборудование, позволяющее значительно (до 50%) повысить надежность и экономичность работы уже существующих тепловых систем и проектировать новые системы, качественно отличающиеся от уже существующих.

Для оценки эффективности работы любой системы, в том числе теплоэнергетической, обычно используется обобщенный физический показатель, - коэффициент полезного действия (КПД). Физический смысл КПД - отношение величины полученной полезной работы (энергии) к затраченной. Последняя, в свою очередь, представляет собой сумму полученной полезной работы (энергии) и потерь, возникающих в системных процессах. Таким образом, увеличения КПД системы (а значит и повышения ее экономичности) можно достигнуть только снижением величины непроизводительных потерь, возникающих в процессе работы. Это и является главной задачей энергосбережения.

Основной же проблемой, возникающей при решении этой задачи, является выявление наиболее крупных составляющих этих потерь и выбор оптимального технологического решения, позволяющего значительно снизить их влияние на величину КПД. Причем каждый конкретный объект, - цель энергосбережения, - имеет ряд характерных конструктивных особенностей и составляющие его тепловых потерь различны по величине. И всякий раз, когда речь заходит о повышении экономичности работы теплоэнергетического оборудования (например, системы отопления), перед принятием решения в пользу использования какого-нибудь технологического новшества, необходимо

обязательно провести детальное обследование самой системы и выявить наиболее существенные каналы потерь энергии.

Разумным решением будет использование только таких технологий, которые существенно снизят наиболее крупные непроизводительные составляющие потерь энергии в системе и при минимальных затратах значительно повысят эффективность ее работы.

Однако, несмотря на уникальность в общем случае факторов, вызывающих потери в каждой конкретной тепловой системе, отечественные объекты имеют ряд характерных особенностей. Они очень похожи друг на друга, что связано с тем, что строились они по общим для "Союза" проектным нормам во времена, когда тепловая энергия стоила "копейки". Решение подавляющего большинства проблем энергосбережения на них отработано на практике, что позволяет провести анализ, рассмотреть наиболее характерные ситуации с тепловыми потерями и предложить варианты их решения с прогнозированием результатов, основываясь на наш опыт работы с подобными ситуациями на других объектах.

Любую теплоэнергетическую систему с целью анализа можно условно разбить на 2-а основных участка:

участок производства тепловой энергии (котельная);

участок транспортировки тепловой энергии потребителю (трубопроводы тепловых сетей);

Каждый из приведенных участков обладает характерными непроизводительными потерями, снижение которых и является основной функцией энергосбережения. Рассмотрим каждый участок в отдельности.

1. Участок производства тепловой энергии. Существующая котельная.

Главным звеном на этом участке является котлоагрегат, функциями которого является преобразование химической энергии топлива в тепловую и передача этой энергии теплоносителю. В котлоагрегате происходит ряд физико-химических процессов, каждый из которых имеет свой КПД. И любой котлоагрегат, каким бы совершенным он не был, обязательно теряет часть энергии топлива в этих процессах.

На участке производства тепловой энергии при нормальной работе котлоагрегата всегда существуют три вида основных потерь: с недожогом топлива и уходящими газами (обычно не более18%), потери энергии через обмуровку котла (не более 4%) и потери с продувкой и на собственные нужды котельной (около 3%). Указанные цифры тепловых потерь приблизительно близки для нормального не нового отечественного котла (с КПД около 75%). Более совершенные современные котлоагрегаты имеют реальный КПД около 80-85% и стандартные эти потери у них ниже. Однако они могут дополнительно возрастать:

Если своевременно и качественно не проведена режимная наладка котлоагрегата с инвентаризацией вредных выбросов, потери с недожогом газа могут увеличиваться на 6-8 %;

Диаметр сопел горелок, установленных на котлоагрегате средней мощности обычно не пересчитывается под реальную нагрузку котла. Однако подключенная к котлу нагрузка отличается от той, на которую рассчитана горелка. Это несоответствие всегда приводит к снижению теплоотдачи от факелов к поверхностям нагрева и возрастанию на 2-5% потерь с химическим недожогом топлива и уходящими газами;

Если чистка поверхностей котлоагрегатов производится, как правило, один раз в 2-3 года, это снижает КПД котла с загрязненными поверхностями на 4-5% за счет увеличения на эту величину потерь с уходящими газами. Кроме того, недостаточная эффективность работы системы химводоочистки (ХВО) приводит к появлению химических отложений (накипи) на внутренних поверхностях котлоагрегата значительно снижающих эффективность его работы.

Если котел не оборудован полным комплектом средств контроля и регулирования (паромерами, теплосчетчиками, системами регулирования процесса горения и тепловой нагрузки) или если средства регулирования котлоагрегата настроены неоптимально, то это в среднем дополнительно снижает его КПД на 5%.

При нарушении целостности обмуровки котла возникают дополнительные присосы воздуха в топку, что увеличивает потери с недожогом и уходящими газами на 2-5%

Использование современного насосного оборудования в котельной позволяет в два-три раза снизить затраты электроэнергии на собственные нужды котельной и снизить затраты на их ремонт и обслуживание.

На каждый цикл "Пуск-останов" котлоагрегата тратится значительное количество топлива. Идеальный вариант эксплуатации котельной - ее непрерывная работа в диапазоне мощностей, определенном режимной картой. Использование надежной запорной арматуры, высококачественной автоматики и регулирующих устройств позволяет минимизировать потери, возникающие из-за колебаний мощности и возникновения нештатных ситуаций в котельной. Перечисленные выше источники возникновения дополнительных потерь энергии в котельной не являются явными и прозрачными для их выявления. Например, одна из основных составляющих этих потерь - потери с недожогом, могут быть определены только с помощью химического анализа состава уходящих газов. В то же время увеличение этой составляющей может быть вызвано целым рядом причин: не соблюдается правильное соотношение смеси топливо-воздух, имеются неконтролируемые присосы воздуха в топку котла, горелочное устройство работает в неоптимальном режиме др.

Таким образом, постоянные неявные дополнительные потери только при производстве тепла в котельной могут достигать величины 20-25%.

При проектировании и строительстве новой котельной в пределах ценового коридора, выделенного на данное мероприятие, необходимо тщательно подобрать такое котельное оборудование, которое при высоком КПД и надежности, обеспечивало бы возможность интеграции котла и современных технологий автоматического регулирования процесса производства тепла, которая в основном и определит экономичность ее работы.

2. Потери тепла на участке его транспортировки к потребителю. Существующие трубопроводы теплосетей.

Обычно тепловая энергия, переданная в котельной теплоносителю поступает в теплотрассу и следует на объекты потребителей. Величина КПД данного участка обычно определяется следующим:

КПД сетевых насосов, обеспечивающих движение теплоносителя по теплотрассе;

потерями тепловой энергии по длине теплотрасс, связанными со способом укладки и изоляции трубопроводов;

потерями тепловой энергии, связанными с правильностью распределения тепла между объектами-потребителями, т.н. гидравлической настроенностью теплотрассы;

периодически возникающими во время аварийных и нештатных ситуаций утечками теплоносителя.

При разумно спроектированной и гидравлически налаженной системе теплотрасс, удаление конечного потребителя от участка производства энергии редко составляет больше 1,5-2 км и общая величина потерь обычно не превышает 5-7%. Однако:

использование отечественных мощных сетевых насосов с низким КПД практически всегда приводит к значительным непроизводительным перерасходам электроэнергии. Современные импортные насосы, разработанные уже в течение последнего десятилетия имеют КПД в 2-3 раза выше, чем у широко применяющихся сегодня отечественных, обладают высокой надежностью и качеством работы. Применение же устройств частотного модулирования для автоматического управления скоростью вращения асинхронных двигателей насосов в несколько раз повышает экономичность работы насосного оборудования;

при большой протяженности трубопроводов теплотрасс значительное влияние на величину тепловых потерь приобретает качество тепловой изоляции теплотрасс. При возрастании выше средней величины тепловых потерь по длине, следует уделить внимание следующему факту: в настоящее время на рынке появились новые виды предварительно изолированных теплопроводов, например типа "Экофлекс". Тепловые потери такого трубопровода (например для "Экофлекс-Кватро" - 13,21 Вт/м против обычной стальной трубы с теплоизоляцией - 120 Вт/м) практически в 10 раз ниже, а надежность безаварийной работы в десятки раз выше. Последний показатель особенно актуален для снижения потерь, связанных с нештатными аварийными ситуациями, неконтролируемыми утечками теплоносителя и затратами на авральные ремонтные работы на теплотрассах. Другим вариантом выхода из сложившейся ситуации может быть монтаж крышной котельной прямо на объекте теплопотребления. Современное котельное оборудование и автоматика позволяет оборудовать на котельную прямо на крыше отапливаемого здания. Такая котельная работает полностью в автоматическом режиме с очень высоким КПД - порядка 85-90%.

гидравлическая налаженность теплотрассы является основополагающим фактором, определяющим экономичность ее работы. Подключенные к теплотрассе объекты теплопотребления должны быть правильно шайбированы таким образом, чтобы тепло распределялось по ним равномерно. В противном случае тепловая энергия перестает эффективно использоваться на объектах потребления и возникает ситуация с возвращением части тепловой энергии по обратному трубопроводу на котельную. Помимо снижения КПД котлоагрегатов это вызывает ухудшение качества отопления в наиболее отдаленных по ходу теплосети зданиях.

если вода для систем горячего водоснабжения (ГВС) подогревается на расстоянии от объекта потребления, то трубопроводы трасс ГВС обязательно должны быть выполнены по циркуляционной схеме. Присутствие тупиковой схемы ГВС фактически означает, что около 35-45% тепловой энергии, идущей на нужды ГВС, затрачивается впустую. Одним из способов, позволяющих значительно снизить потери энергии в ГВС, является производство горячей воды прямо в теплопунктах зданий - потребителей. Эффективным и современным способом для этого являются пластинчатые теплообменники, обладающие рядом существенных преимуществ по отношению к традиционно используемым кожухотрубным.



11. Расчет технико-экономических показателей котельной

11.1 Расчёт технологических показателей котельной

Расчёт установленной мощности котельной[1],МВт:

(11.1)

где - номинальная паропроизводительность котла ДE-25-14ГМ,

;

- число установленных котлов ДЕ-25-14ГМ, ;

- энтальпия пара, давлением 1,4МПа, на выходе из котла[11],

;

- энтальпия питательной воды[11], ;

Qвк - мощность водогрейного котла КВ-ГМ-10-150,

;

- количество установленных котлов КВ-ГМ-20-150, .

Годовой расход теплоты на отопление[1], :



(11.2)

где - число часов работы отопления в сутки;

- максимальная часовая тепловая нагрузка на отопление для промышленного предприятия;

- максимальная часовая тепловая нагрузка на отопление для населения;

- продолжительность отопительного периода;

- расчетная температура воздуха внутри помещения;

- средняя температура наружного воздуха за отопительный период;

- расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления.

Здесь годовой расход теплоты на отопление промышленного предприятия:

(11.3)

Годовой расход теплоты на вентиляцию[1], :



(11.4)

где - число часов работы вентиляции в сутки;

- максимальная часовая тепловая нагрузка на вентиляцию для промышленного предприятия;

- расчетная температура наружного воздуха для проектирования вентиляции.

Годовой расход теплоты на горячее водоснабжение[1], :

(11.5)

где - максимальная часовая тепловая нагрузка на горячее

водоснабжение для населения в отопительный период;

- максимальная часовая тепловая нагрузка на горячее

водоснабжение для населения в межотопительный период;

- количество суток использования горячего водоснабжения в году;

- температура горячей воды в месте водоразбора;

- температура холодной воды летом;

- температура холодной воды зимой.

Годовой расход тепла на технологические нужды[1], :

(11.6)

Годовой расход тепла на собственные нужды[1], :

(11.7)

Годовой отпуск тепла котельной[1], :

(11.8)

где - коэффициент потерь тепла в тепловой сети.

Здесь годовой отпуск тепла для промышленного предприятия[1]:

(11.9)

Годовая выработка тепла котельной, :

(11.10)

Годовое число часов использования установленной мощности[1], :

(11.11)

Удельный расход условного топлива[1], :

- удельный расход топлива паровым котлом:

(11.12)

где - к.п.д. парового котла.

- удельный расход топлива водогрейным котлом:



(11.13)

где - к.п.д. водогрейного котла.

Средний удельный расход топлива по котельной[1],:

(11.14)

Годовой расход условного топлива[1], :

(11.15)

Годовой расход натурального топлива[1], :

(11.16)

Годовой расход электрической энергии на собственные нужды[1], :



(11.17)

где - установленная мощность токоприемников паровых

котлов[п.6];

- коэффициент использования установленной электрической

мощности токоприемников паровых котлов;

- коэффициент использования котельной во времени;

- установленная мощность токоприемников водогрейных

котлов[п.6];

- коэффициент использования установленной электрической

мощности токоприемников водогрейных котлов;

- коэффициент использования котельной во времени.

Удельный расход электрической энергии на 1 Гкал отпущенной теплоты[1], :

(11.18)

Годовой расход воды котельной[1], :



(11.19)

где - расход воды на подпитку тепловой сети в отопительный период;

- расход воды на подпитку тепловой сети в межотопительный период;

- потери пара и конденсата в котельной;

- расход воды на собственные нужды водоподготовки.

Удельный расход воды на 1 Гкал отпущенной теплоты[1], :

(11.20)

11.2 Расчёт экономических показателей котельной

Топливная составляющая затрат[1], :

(11.21)



где

где - цена топлива приведённая в постановлении

Министерства Экономики РБ[17], при теплоте сгорания

и курсе доллара США ;

- текущий курс доллара США.

Годовые затраты на использованную воду[1], :

(11.22)

где - цена воды.

Годовые затраты на электроэнергию[1], :

Стоимость электроэнергии определяем по двухставочному тарифу:

(11.23)



где - основная ставка тарифа[17];

- дополнительная ставка[17];

- базовый курс доллара США на апрель 2008г.

Расчёт капитальных затрат на сооружение котельной[1], :

(11.24)

где - удельные капиталовложения для ввода первого

парового котлоагрегата в ценах 1991г.;

- удельные капиталовложения для ввода последующих

паровых котлоагрегатов в ценах 1991г.;

- номинальная мощность парового котлоагрегата;

- удельные капиталовложения для ввода первого

водогрейного котлоагрегата в ценах 1991г.;

- удельные капиталовложения для ввода последующих

водогрейных котлоагрегатов в ценах 1991г.;

- номинальная мощность водогрейного котлоагрегата;

- коэффициент пересчета стоимости основных фондов из цен

1991г. в цены 2008г[19].

Из них:

- затраты на сооружение здания котельной[1]:

(11.25)

где - доля стоимости общестроительных работ.

- затраты на оборудование котельной[1]:

(11.26)

где - доля стоимости оборудования и монтажных работ.

Амортизационные отчисления[1], :

(11.27)

где - средняя норма амортизации общестроительных работ;

- норма амортизации оборудования с монтажом;

- коэффициент учитывающий вид и качество топлива.

Годовые затраты на текущий ремонт[1], :

(11.28)

где - средняя норма отчислений на ремонт зданий и сооружений;

- норма отчислений на ремонт оборудования.

В состав эксплуатационного персонала котельной входит персонал, обслуживающий основное и вспомогательное оборудование, топливное хозяйство, дежурный персонал слесарей и электромонтеров и др.

Таблица 11.1 - Рабочий персонал котельной

Должность работника	Количество	Разряд	Тарифный коэффициент
Начальник котельной	1	19	4,56
Заместитель начальника	2	18	4,26
Начальник смены	4	15	3,48
Мастер	6	13	3,04
Оператор котла	7	8	2,17
Лаборант	3	6	1,9
Слесарь	15	4	1,57
Общая численность персонала,	38	-	-
Средний тарифный коэффициент,	-	-	2,36

Годовой фонд заработной платы[1], :

(11.29)

где - месячная тарифная ставка первого разряда;

- коэффициент технологических видов работ[18];

- средний тарифный коэффициент[18];

- коэффициент учитывающий премиальные начисления и доплаты (премия- 30%, за контракт- 20%, за стаж- 10%, за условия работы- 5%, за режим работы- 10%, за мастерство- 5%).

Отчисления на социальные нужды[1], :

(11.30)

где - ставка тарифа на социальное страхование;

- ставка тарифа на страхование от несчастных случаев.

Затраты на общекотельные и прочие нужды[1], :

(11.31)

где - норма прочих(накладных) расходов.

Годовые эксплуатационные расходы котельной[1], :

(11.32)



Себестоимость отпускаемой теплоты[1], :

(11.33)

Таблица 11.2- Структура себестоимости отпущенного тепла

№ п/п	Наименование элементов и статей затрат	Условное обозначение	Значение,	Структура, %
1	2	3	4	5
1.	Материальные затраты: в т.ч.:			81,77
2.	-топливо;			71,201
3.	- вода;			6,657
4.	- электроэнергия;			3,912
5.	Амортизационные отчисления			9,062
6.	Затраты на ремонт			4,65
7.	Затраты на заработную плату			2,201
8.	Отчисления на социальные нужды			0,777
9	Прочие затраты			1,541
	Итого:			100

Прибыль, :

(11.34)

где - рентабельность котельной.

Статический срок окупаемости, лет:

(11.35)

11.3 Определение количества и порядок оплаты абонентами тепловой энергии

Количество потребленной бытовыми абонентами тепловой энергии для нужд отопления определяется по показаниям приборов индивидуального учета либо приборов группового учета, установленных в жилом доме, на ЦТП или теплоисточнике.

Снятие показаний приборов индивидуального учета производится бытовым абонентом в последний день расчетного периода. Для регистрации в энергоснабжающей организации снятых показаний бытовой абонент обязан сообщить их ей в течение двух рабочих дней с момента окончания расчетного периода.

Снятие показаний приборов группового учета производится организациями, на балансе которых находятся данные приборы, собственниками приборов группового учета в последний рабочий день расчетного периода. Данные организации обязаны передать в письменном виде для регистрации в энергоснабжающей организации снятые показания в течение первого рабочего дня с момента окончания расчетного периода.

В случае непредставления энергоснабжающей организации сведений, о показаний счётчиков, расчет бытового абонента энергоснабжающая организация производит путем умножения общей площади жилого помещения, занимаемого данным бытовым абонентом, на норматив потребления тепловой энергии на отопление 1 кв.м общей площади жилого помещения.

Порядок определения количества тепловой энергии для нужд отопления, потреблённой в жилых домах

1. Количество тепловой энергии для нужд отопления и горячего водоснабжения, потребленной бытовыми и прочими абонентами, за расчетный период определяется как разность между количеством тепловой энергии, отпущенной теплоисточником в магистральные тепловые сети по показаниям приборов группового учета, и количеством потерь в магистральных и распределительных тепловых сетях.

2. При наличии прибора группового учета, осуществляющего общий учет потребления тепловой энергии на отопление и горячее водоснабжение, распределение количества этой энергии осуществляется пропорционально доле расчетного потребления тепловой энергии для нужд отопления и доле расчетного потребления тепловой энергии для нужд горячего водоснабжения.

3. При наличии на ЦТП прибора группового учета:

1. количество тепловой энергии для нужд отопления, потребленной бытовыми абонентами в жилых домах, имеющих приборы группового учета тепловой энергии, определяется по данным приборов, установленных в этих домах;

2. количество тепловой энергии для нужд отопления потребленной прочими абонентами, имеющими приборы учета тепловой энергии для нужд отопления, определяется по показаниям данных приборов с учетом потерь тепловой энергии на транспортировку по тепловым сетям от границы балансовой принадлежности тепловых сетей до места установки прибора учета;

3. суммарное количество тепловой энергии для нужд отопления, потребленное в жилых домах и прочими абонентами, не имеющими приборов учета тепловой энергии, определяется путем вычитания от показаний прибора группового учета, установленного на этом ЦТП, величины потерь в распределительных тепловых сетях и количества тепловой энергии.

Данное суммарное потребление тепловой энергии распределяется между жилыми домами и прочими абонентами пропорционально доле их расчетного потребления тепловой энергии для нужд отопления.

4. При отсутствии прибора группового учета на ЦТП:

1. количество тепловой энергии, потребленной в жилых домах бытовыми абонентами, имеющими приборы группового учета, определяется по данным приборов, установленных в этих домах;

2. количество тепловой энергии, потребленной прочими абонентами, имеющими приборы учета тепловой энергии для нужд отопления, определяется по показаниям этих приборов с учетом потерь тепловой энергии на транспортировку по тепловым сетям от границы балансовой принадлежности до места установки прибора учета;

3. суммарное количество тепловой энергии для нужд отопления, потребленной в жилых домах и прочими абонентами, не имеющими приборов группового учета тепловой энергии, определяется путем вычитания от количества тепловой энергии, показаний приборов группового учета, установленных на других ЦТП, и количества тепловой энергии.

Данное суммарное потребление тепловой энергии распределяется между жилыми домами и прочими абонентами пропорционально доле их расчетного потребления тепловой энергии для нужд отопления.

Порядок оплаты абонентами тепловой энергии, потреблённой для нужд отопления

1. Начисление платы бытовым абонентам за тепловую энергию для нужд отопления производится энергоснабжающей организацией исходя из установленного в соответствии с законодательством Республики Беларусь тарифа за 1 Гкал тепловой энергии для нужд отопления и количества ее потребления.

2. Энергоснабжающая организация до 10-го числа месяца, следующего за расчетным периодом, в письменной форме обязана извещать бытовых абонентов о суммах платежей, если иной порядок расчетов не предусмотрен договорными отношениями между энергоснабжающей организацией и бытовыми абонентами.

3. Бытовые абоненты обязаны вносить в полном объеме полагающуюся плату за потребленную тепловую энергию для нужд отопления не позднее 15-го числа месяца, следующего за расчетным периодом. За нарушение сроков оплаты с бытовых абонентов взимается пеня в размере и порядке, устанавливаемом законодательством Республики Беларусь.

4. В соответствии со статьей 71 Жилищного кодекса Республики Беларусь наниматели жилых помещений, уклоняющиеся без уважительных причин в течение шести месяцев подряд от внесения платы за пользование коммунальными услугами (включая отопление), могут быть выселены по решению суда с предоставлением жилого помещения типовых потребительских качеств по общей площади менее занимаемого на условиях ранее заключенного договора найма жилого помещения.

5. При установлении факта превышения количества тепловой энергии, предъявленного к оплате бытовому абоненту за расчетный период, над фактическим потреблением тепловой энергии производится перерасчет и сумма переплаты засчитывается бытовому абоненту в счет предстоящих платежей за тепловую энергию для нужд отопления.

6. При установлении факта превышения бытовым абонентом фактического потребления тепловой энергии для нужд отопления за расчетный период над количеством тепловой энергии, предъявленным ему к оплате, разница между фактическим расходом тепловой энергии и количеством тепловой энергии, предъявленным к оплате, дополнительно предъявляется бытовому абоненту при выставлении очередного платежного документа.

7. При обнаружении бытовым абонентом в платежном документе ошибок или неточностей данный абонент обязан в письменном виде немедленно заявить об этом энергоснабжающей организации. Энергоснабжающая организация должна не позднее 10 суток со дня подачи заявления бытовым абонентом проверить расчет и результат проверки сообщить бытовому абоненту.

Подача заявления об ошибке в платежном документе не освобождает бытового абонента от обязанности оплатить потребленную тепловую энергию на нужды отопления в установленный срок.

При обнаружении и подтверждении ошибки в платежном документе энергоснабжающая организация производит перерасчет при выписке очередного платежного документа.

8. Предоставление бытовым абонентам льгот по оплате за тепловую энергию для нужд отопления производится энергоснабжающей организацией в соответствии с законодательством Республики Беларусь с момента обращения данного абонента в энергоснабжающую организацию и при наличии у него необходимых документов, подтверждающих его право на льготы.

9. При установлении факта самовольного переоборудования бытовым абонентом системы отопления жилого помещения, повлекшего увеличение тепловой нагрузки на систему отопления дополнительно к проектной нагрузке, бытовой абонент обязан восстановить систему отопления в соответствии с первоначальным проектом жилого дома.

Расчет дополнительной тепловой нагрузки производится по фактически установленным отопительным приборам. Расчет количества тепловой энергии, потребленной на дополнительную тепловую нагрузку в результате самовольного переоборудования жилых помещений или систем отопления, определяется расчетным путем до восстановления проектной системы отопления.

10. В случае переоборудования системы отопления жилого помещения по индивидуальному проекту, согласованному с энергоснабжающей организацией, повлекшего увеличение тепловой нагрузки дополнительно к первоначальному проекту жилого дома, расчет дополнительной нагрузки производится по фактически установленным отопительным приборам и определяется коэффициент увеличения нагрузки путем деления фактической нагрузки на проектную тепловую нагрузку.

Расчет оплаты за тепловую энергию в случае переоборудования системы отопления производится путем умножения норматива потребления тепловой энергии на отопление 1 кв.м общей площади жилого помещения на коэффициент увеличения нагрузки и действующий тариф.



Заключение

В результате выполненного проекта осуществлено типовое проектирование производственно-отопительной котельной мощностью 89 МВт.

Котельная оснащена паровыми котлами типа ДЕ-25-14ГМ и водогрейными КВ-ГМ-10-150, суммарная мощность которых покрывает требуемую потребность производства в тепловой энергии.

В результате выполнения данного дипломного проекта была рассчитана тепловая схема котельной, произведены тепловой расчет и аэродинамический расчет парового и водогрейного котла, а также расчет и выбор водоподготовительной установки. Рассмотрены вопросы охраны труда и экологии. Произведен расчет технико-экономических показателей проектируемой котельной.

Котельной вырабатывается 355500 Гкал/год тепла. По результатам расчета себестоимость отпускаемой тепловой энергии составила 71159 руб/Гкал, в том числе топливная составляющая составляет 50781 руб/Гкал. Срок окупаемости проекта при принятой рентабельности 15% составит 8,5 лет.



Литература

1. Эстеркин Р.И. Курсовое и дипломное проектирование. Котельные установки. Л.: "Энергоатомиздат", 1989г.

2. Гусев Ю.Л. Основы проектирования котельных установок (учебное пособие для ВУЗов). Изд. 2-е, переработанное и дополненное. М.: "Стройиздат", 1973г.

3. Роддатис К.Ф., Полтарецкий А.Н. Справочник по котельным установкам малой производительности. М.: "Энергоатомиздат", 1989г.

4. Роддатис К.Ф. Котельные установки (учебное пособие для ВУЗов). М.: "Энергия", 1977г.

5. Тепловой расчет котельных агрегатов (нормативный метод). Под ред. Н.В. Кузнецова и др. М.: "Энергия", 1973г.

6. Аэродинамический расчет котельных установок. Нормативный метод. Л.; "Энергия", 1977г.

7. Бузников Е.Ф., Роддатис К.Ф., Берзиньш Э.Я. Производственные и отопительные котельные. М.: "Энергия",1974г.

8. Лифшиц О.В. Справочник по водоподготовке котельных установок. Изд.2-е. М.: "Энергия", 1976г.

9. Методические материалы по расчету количества выделяющихся вредностей от основного и технологического оборудования. Л.: "Гидрометиздат", 1987г.

10. Зах Р.Г. Котельные установки, М.: "Энергия", 1987г.

11. Нащокин В.В. Техническая термодинамика и теплопередача - М.: “Высшая школа” 1973г.-497с.

12. СНиП 2.35 - 76 Котельные установки.

13. ГОСТ 2.701-84 (с изменениями и дополнениями), “Схемы”.

14. Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов. - Мн.:”БОИМ” 2006г. - 194 с.

15. ТКП 17.08-01-2006. Охрана окружающей среды и природопользование. Атмосфера. Выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух. Порядок определения выбросов при сжигании топлива в котлах теплопроизводительностью до 25МВт. - Мн.

16. СНБ 2.0.4.0.2-2000 Строительная климатология.

17. Постановление Министерства Экономики Республики Беларусь от 12.01.2008г. №12 “О ценах на природный газ для юридических лиц и индивидуальных предпринимателей” [Электронный ресурс] - 2008г. - Режим доступа: http://www.neg.by.

18. Инструкция о порядке применения Единой тарифной сетки работников Республики Беларусь [Электронный ресурс] - 2007г. - Режим доступа: http://www.glavbuh.info.

19 Коэффициент пересчёта стоимости основных фондов [Электронный ресурс] - 2008г. - Режим доступа: http://www.baranovichy.by.

Размещено на Allbest.ru

...