Расчет тепловых нагрузок на системы отопления по укрупненным показателям используют только для ориентировочных подсчетов при проектировании центрального теплоснабжения.
Исходные данные:
Геометрические размеры административного корпуса – 
.
Расчет тепловой нагрузки
Тепловая мощность системы отопления по укрупненным показателям определяется как:
,
где 
- удельная тепловая характеристика здания;
– объем отапливаемого здания по внешнему обмеру;
– расчетная температура воздуха внутри помещений, принимаем 
;
– расчетная температура наружного воздуха, выбирается по температуре самой холодной пятидневки в году, принимаем 
.
Удельная тепловая характеристика здания определяется по формуле:
,
где 
- доля площади наружных стен занятых окнами;
– площадь наружных стен здания;
– площадь здания в плане.
,
где 
– площадь окон.
;
;
;
;
;
.
Тепловая нагрузка системы отопления:
.
Так как дополнительные потери неизбежны и всегда существуют, нормами предусмотрены допустимые значения. Величина суммарных дополнительных потерь (заприборными участками наружных ограждений и теплопроводами в неотапливаемых помещениях) должна быть по СНиП не более 7% тепловой мощности системы отопления.
С учетом дополнительных потерь тепловая нагрузка системы отопления равна:
Ориентировочно тепловую нагрузку системы отопления можно оценить по формулам:
;
,
где 
- коэффициент, зависящий от материала наружных ограждений здания, 
принимаем 
;
– температурный коэффициент, зависящий от температуры наружного воздуха, при 
.
.
Аспекты экономики и менеджмента
Аспекты экономики
электрический металлургический сеть оборудование
Целью оптимизации, при проектировании электрических сетей промышленных предприятий, является снижения капиталовложений, что в свою очередь отражается на эффективности использования капиталовложений в эти объекты. Экономическая эффективность капиталовложений характеризуется совокупностью таких показателей как: приведенный чистый доход, внутренний срок рентабельности, общие приведенные затраты, срок окупаемости. Для распределительных сетей, к перечисленным показателям можно отнести и некоторые другие, такие как: надежность обеспечения электроэнергией потребителей, потери напряжения, мощности и энергии, качество электрической энергии. В основе методик сравнения вариантов и критериев выбора оптимальных решений лежат перечисленные показатели.
В представленном дипломном проекте для технико-экономического сравнения вариантов применяется метод расчетных годовых затрат (СА). Данный метод практичен и прост, применяется в случаях, когда годовые эксплуатационные издержки не изменяются из года в год. Кроме того, метод позволяет сравнить варианты с различными сроками службы. Метод СА рекомендуется применять для выбора вариантов распределительных электрических сетей промышленных предприятий: выбора линий электропередач, выбора трансформаторов, выбора схемы сети низкого и среднего напряжения.
Одним из наиболее актуальных вопросов электроснабжения промышленных предприятий является выбор рационального напряжения связи с энергоснабжающей организацией, а также системы внутреннего распределения энергии, и напряжения цеховой сети. Уровень напряжения определяет параметры линий электропередачи и устанавливаемого оборудования подстанций и сетей, и как следствие, определяют размеры инвестиций, потери электроэнергии, эксплуатационные расходы и расход проводникового материала.
При выборе напряжения между двумя конкурирующими вариантами предпочтение отдается варианту с наименьшими расчетными годовыми затратами, при незначительной их разнице следует принимать вариант с более высоким уровнем напряжения, так как должен учитываться возможный перспективный рост мощности потребляемой предприятием, кроме того, реализация варианта с более низким напряжением связана со значительным расходом проводникового материала.
Вследствие того, что из года в год нагрузка предприятия не изменяется, т.е. является постоянной, применяется метод расчетных годовых затрат. Критерием оптимальности является требование минимума расчетных годовых затрат (СА ® min).
Для определения оптимального варианта выполняется технико-экономический расчет. При этом, так как схемы выполнены по различным вариантам, имеющим однородную надежность, вероятностный ущерб не учитывается.
В дипломном проекте рассматривается два варианта электроснабжения предприятия по производству бытовой техники:
вариант Ι – питание предприятия осуществляется двухцепной воздушной линией напряжением 35 кВ;
Вариант ΙΙ – питание осуществляется двумя кабельными линиями напряжением 10 кВ.
Технико-экономическое сравнение вариантов схем внешнего электроснабжения осуществляется методом расчетных годовых затрат (СА). Критерием оптимальности варианта считается минимум расчетных годовых затрат (СА ® min).
Расчетные годовые затраты определяются по формуле:
где 
- годовые затраты;
- годовая ставка на обслуживание кредита.
Годовые затраты определяются по формуле:
где 
- годовые затраты на обслуживание и ремонт;
- стоимость потерь электроэнергии.
Годовые затраты на обслуживание и ремонт определяются по формуле:
где 
- норма амортизационных отчислений на обслуживание и ремонт;
- инвестиции.
Годовая ставка на обслуживание кредита определяется по формуле:
где 
- суммарные инвестиции;
- банковский процент на кредит.
Банковский процент на кредит определяется по формуле:
где 
- коэффициент актуализации;
- нормативный срок службы;
Коэффициент актуализации равен:
где 
- банковский процент, 
;
- процент инфляции, 
;
- процент риска, 
.
Стоимость потерь энергии определяется по формуле:
где 
- суммарные потери энергии;
- время максимальных потерь;
- стоимость 1 кВт·ч электроэнергии, 
Время максимума потерь определяется по формуле:
где 
- годовое число часов использования максимума нагрузки, 
(табл. 30–24 [7]);
- число часов в году, 
.
Суммарные инвестиции определяются по формуле
где - эффективные инвестиции в линии;
- эквивалентные инвестиции.
Эквивалентные инвестиции определяются по формуле:
где 
- потери мощности в линиях;
- стоимость 1 кВт установленной мощности на электростанции эталон, 
Вариант Ι – 35 кВ
Питание предприятия осуществляется двухцепной воздушной линией длиной 3 км.
Определяется расчетный ток в одной цепи линии для нормального режима:
где 
- расчетная мощность предприятия на стороне высшего напряжения ГПП с учетом потерь в трансформаторах ГПП;
- средне номинальное напряжение связи с системой, 
;
- число цепей в линии, 
.
где 
- расчетная активная мощность предприятия на стороне высшего напряжения, 
;
- реактивная мощность обеспечиваемая энергосистемой, 
;
Определяется сечение провода по экономической плотности тока, исходя из условия минимума расчетных годовых затрат (СА Þ min):
;
,
где – затраты на обслуживание и ремонт. Для воздушных линий 35 кВ 
(7, табл. 3);
– коэффициент актуализации (приложение 2 [10]), при суммарном банковском проценте 
и периоде исследования 
- 
;
– стоимость 1 км линии сечением 1 мм2, 
;
– удельное сопротивление алюминия, 
;
- стоимость потерь электроэнергии за расчетный период:
;
;
;
.
Полученное значение округляется до ближайшего большего стандартного значения 
. Так как минимальное сечение для двухцепной воздушной линии, предусмотренной для питания предприятия, составляет 70 мм2, принимается провод АС-70/11 для которого 
. Технические характеристики провода (табл. 7 [6]): 
; 
.
Определяется ток в одной цепи в аварийном режиме:
Определяются потери напряжения в нормальном и аварийном режимах
Потери напряжения в нормальном режиме определяются по формуле:
где 
- активное сопротивление линии;
- индуктивное сопротивление линии.
Потери напряжения в аварийном режиме определяются по формуле:
Определяются потери мощности в линии в нормальном режиме:
где 
- потери мощности на 1 км линии, 
(табл. П4.2 [4]);
- коэффициент загрузки линии;
- число кабельных линий, 
;
- длина линии, 
.
Данный вариант электроснабжения предусматривает строительство ГПП на предприятии с двумя трансформаторами 35/10 кВ. Распределительное устройство 10 кВ комплектуется из 8 ячеек КРУ типа К-XXVI с выключателями ВМП и совмещается с ГПП.
Мощность трансформаторов определяется по формуле:
где 
- коэффициент загрузки трансформаторов, для трансформаторов ГПП 
;
- число трансформаторов ГПП, 
.
Для установки на ГПП принимается два трансформатора типа ТМН-2500/35 (табл. П4.16. [4]). Технические данные трансформаторов:
.
Потери мощности в трансформаторах ГПП:
где 
- переменные потери мощности (потери в короткого замыкания);
- постоянные потери мощности (потери холостого хода).
где 
- мощность, на которую загружен один трансформатор.
Потери энергии в линии составляют:
Потери энергии в трансформаторах ГПП составляют:
Суммарная стоимость потерь электроэнергии:
Суммарные инвестиции определяются как:
где 
- инвестиции в ГПП;
- инвестиции в линию;
- эквивалентные инвестиции.
где 
- стоимость комплектной трансформаторной подстанции, 
(табл. 83 [9]);
- стоимость одной ячейки, 
(табл. 84 [9]);
где 
- стоимость сооружения 1 км линии. Принимается линия на железобетонных опорах для которой 
(табл. П4.3 [4]).
где 
- потери мощности в трансформаторах и линии;
Годовые затраты на обслуживание и ремонт определяются по формуле:
где 
, 
- отчисления на обслуживание и ремонт ГПП и воздушной линии, 
, 
(табл. 3 [5]);
, 
- эффективнее инвестиции в трансформаторную подстанцию и линию соответственно.
Годовые затраты составляют:
Годовая ставка на обслуживание кредита определяется по формуле:
- банковский процент на кредит, при продолжительности нормативного срока службы 
и 
, 
(anexa 2 [5]).
Расчетные годовые затраты составляют:
Вариант ΙΙ – 10 кВ
Питание предприятия осуществляется двумя кабелями на напряжение 10 кВ длиной 3 км.
где 
- средне номинальное напряжение связи с системой, 
;
- число питающих кабелей, .
Определяется сечение жил кабеля по экономической плотности тока, исходя из условия минимума расчетных годовых затрат (СА Þ min):
;
где – затраты на обслуживание и ремонт. Для кабельных линий 10 кВ 
(табл. 3 [7]);
;
;
.
Полученное значение округляется до ближайшего стандартного значения 
. Принимается кабель ААШв 3х120 для которого 
при прокладке кабеля в траншее.
Так как питание предприятия осуществляется двумя кабелями прокладываемыми в одной траншее, необходимо уточнить значение длительно допустимой токовой нагрузки.
где 
- коэффициент снижения токовой нагрузки при групповой прокладке кабелей, 
(табл. 1.3.26 [1]).
Определяется ток в одной цепи в аварийном режиме:
Технико-экономические характеристики кабеля (табл. 3.5 [4]): 
; 
; стоимость 1 км кабельной линии при прокладке в траншее без стоимости траншей составляет 9383 у. е. (табл. 37 [9]); стоимость строительных работ по прокладке кабелей в траншеях на 1 км составляют 480 у. е.
Определяются потери напряжения в нормальном и аварийном режимах
Потери напряжения в нормальном режиме составляют:
Потери напряжения в аварийном режиме составляют:
Определяются потери мощности в линии в нормальном режиме:
где 
(табл. П4.7 [4]).
Данный вариант электроснабжения предусматривает строительство на предприятии распределительного устройства 10 кВ. Принимается к установке распределительное устройство состоящее из 8 ячеек КРУ типа К-ХХVI с выключателями ВМП. Стоимость одной ячейки составляет 9240 у. е. (табл. 84 [5]).
Потери энергии в линии составляют:
Суммарная стоимость потерь электроэнергии:
Суммарные инвестиции определяются как:
где - инвестиции в линию;
- инвестицию в распределительное устройство;
- эквивалентные инвестиции.
Годовые затраты на обслуживание и ремонт составляют:
где 
; 
- отчисления на обслуживание и ремонт кабельной линии распределительного устройства соответственно, 
(табл. 3 [5]), 
(табл. П25 [8]).
Годовые затраты составляют:
Годовая ставка на обслуживание кредита составляет:
где - банковский процент на кредит, при продолжительности нормативного периода функционирования 
и , 
(приложение 2 [5]).
Расчетные годовые затраты составляют:
Результаты расчетов для обоих вариантов приведены в табл. 2.1.
Таблица 4.1. Результаты технико-экономического сравнения вариантов
| Статья | Вариант Ι | Вариант ΙΙ |
| Провод | АС-70/11 | ААШв 3х120 |
| Потери напряжения, % | 0,44 | 2,8 |
| Потери мощности, кВт | 40,2 | 62,7 |
| Годовые затраты на обслуживание и ремонт, у. е. | 14,8 | 5,5 |
| Стоимость потерь электроэнергии, у. е. | 10,4 | 10,5 |
| Суммарные инвестиции, у.е. | 232,2 | 194,4 |
| Годовая ставка по возврату кредита, у. е. | 32,7 | 31,6 |
| Годовые затраты, у. е. | 25,2 | 15,9 |
| Расчетные годовые затраты, у. е. | 57,8 | 47,6 |
Ввиду незначительных преимуществ варианта предусматривающего связь предприятия с энергосистемой на напряжении 35 кВ с технической точки зрения и значительных расчетных годовых затрат по сравнению с вариантом связи предприятия с системой на напряжении 10 кВ принимается вариант ΙΙ.
Аспекты менеджмента
Дата: 2019-12-22, просмотров: 240.
