96494

Розрахунки модернізованої теплової схеми ТЕЦ Соколівського цукрового заводу

Курсовая

Энергетика

Показники роботи теплової схеми існуючої ТЕЦ Розрахунок контактного економайзера та визначення потужності утилізації. Багатоваріантний аналіз застосування теплового насоса. Розрахунок теплового насоса на максимальний режим. Розрахунок теплового насоса на оптимальний режим. Розрахунок ГПД та визначення потужності утилізації.

Украинкский

2015-10-06

303.46 KB

1 чел.

АНОТАЦІЯ

В даній курсовій роботі проведені розрахунки модернізованої теплової схеми ТЕЦ Соколівського цукрового заводу з встановленням теплонасосної установки. Потужність теплофікації становить 6,42 МВт.


ЗМІСТ

Вступ…………………………………………………………………….…….….……..5

  1.  Показники роботи теплової схеми існуючої ТЕЦ……….…………..…………….6
  2.  Розрахунок контактного економайзера та визначення потужності

утилізації………………………………………………………………………….….7

  1.  Багатоваріантний аналіз застосування теплового насоса……………...…..…….12

   3.1.Розрахунок теплового насоса на максимальний режим.……………….……12

   3.2 Розрахунок теплового насоса на оптимальний режим………………………14

4  Розрахунок ГПД та визначення потужності утилізації……...………..….............17

5  Розрахунок теплової схеми модернізованої ТЕЦ……...………………..………..20

5.1 Розрахунок існуючої схеми ТЕЦ (максимальний режим)…………………...20

5.2 Розрахунок існуючої схеми ТЕЦ (середній режим)………………………….27

5.3 Розрахунок модернізованої схеми ТЕЦ

(максимальний і середній режим)…………………………………………………28

6   Підбір тепло насосного, когенераційного та допоміжного

обладнання……......................………………………………………………………...31

7   Аналіз економічної ефективності ТЕЦ з ТНУ……….…………………………..32

Висновки……………………………………………………………………………….38

Перелік посилань.....................................................................................................................39

Додаток А Технічне завдання...............................................................................................40

ВСТУП

На сьогоднішній день економія паливно-енергетичних ресурсів і охорона навколишнього середовища набувають все більш пріоритетного значення; задача підвищення ефективності теплотехнологічних систем стає дедалі актуальнішою. Одним із засобів економії органічного палива в таких системах є впровадження теплоносних установок (ТНУ). Останні дозволяють утилізувати низькотемпературну енергію практично будь-яких промислових відходів [1-2].

Енергетичні, екологічні та економічні проблеми у світі зумовили широке використання теплонасосних установок в системах центалізованого постачання міст. У західних країнах вже дійшли висновку, що одним з найбільш ефективних заходів по утилізації теплоти вторинних енергоресурсів є ТНУ.

Завдяки раціональному використанню (перетворенню) енергії в ТНУ досягається економія паливно-енергетичних ресурсів. Тут для отримання низькотемпературної енергії не спалюється органічне паливо, як в котлах, а використовується скидна і електрична енергія.

Відсутність процесів горіння в ТНУ знижує забруднення навколишнього середовища. Крім того, утилізація низькотемпературних відходів, масштаби яких зростають пропорційно енергоспоживанню, являє собою один з найефективніших засобів захисту біосфери від теплових забруднень[1]. На теперішній час ТНУ є практично єдиним засобом для використання скидної низькотемпературної енергії.

Для економічної роботи ТНУ необхідними є наступні умови: сприятливе співвідношення цін на паливо та електроенергію, природні або промислові низькотемпературні джерела теплоти, а також достатньо потужна мережа споживачів, яка б забезпечувала цілорічну роботу ТНУ[3].

Метою курсової роботи є модернізація теплової схеми котельні, яка полягає в заміні водогрійних котлів теплонасосною установкою, що використовує низькотемпературну теплоту від утилізатора теплоти відхідних газів.

1 ПОКАЗНИКИ РОБОТИ ТЕПЛОВОЇ СХЕМИ ІСНУЮЧОЇ ТЕЦ

Показники роботи теплової схеми існуючої ТЕЦ показані в таблиці 1.1

Таблиця 1.1– Теплоенергетичні показники роботи ТЕЦ

Назва

Розрахункові режими

Сезонний

Витрата пари на систему теплофікації Dтф  кг/с

2,96

Загальна витрата пари D0,  кг/с

14,84

Теплова потужність ТЕЦ бруто Qб, МВт

42,9

Витрата умовного палива на котли Bук, кг/с

1,59

Витрата робочого палива на котли Bрк, м3

1,34

ККД ТЕЦ брутто ηк

0,92

Потужність технологічних споживачів Qпс, МВт

6,42

2 РОЗРАХУНОК КОНТАКТНОГО ЕКОНОМАЙЗЕРА ТА ВИЗНАЧЕННЯ ПОТУЖНОСТІ УТИЛІЗАЦІЇ

В таблиці 2.1 представлені результати розрахунку контактного економайзера.

Таблиця 2.1 – Розрахунок контактного економайзера та визначення потужності      утилізації для максимального режиму роботи.

Вихідні дані

Позначення

Одинці

вимірюван-ня

Формула

Значення для  1-го сезону

Значення для 2-го сезону

1

2

3

4

5

6

Витрата робочого палива на котел

Вр

м3

з розрахунку парово-го котла

1,34

0,59

Коефіцієнт

надлишку повітря

-

Те ж

1,2

1,2

Теоретичний об’єм димових газів при спалюванні 1м3 робочого палива

V0

м33

Те ж

9,43

9,43

Обємна витрата димових газів 

vг

м3

Вр   V0

15,16

6,77

Температура відхідних газів за контактним

економайзером

t`вг

задаємось

55

55

Температура відхідних газів за котлом

tвг

 

з розраху-нку паро-вого котла

140

140

Питома теплоємність газів

Срг

кДж/(кгК)

з розраху-нку парового котла

1,76

1,76

Теплота згорання робочого палива

Qрн

МДж/м3

з розрахунку парового котла

34,7

34,7

Продовження табл. 2.1

1

2

3

4

5

6

Потужність утилізатора

теплоти відхідних газів з котла

Qут

МВт

Vгcpг×

×( tвг-

-tвг`)0,001

2,268

1,014

Нижча теплота згорання умовного  палива

Qрну

МДж/кг

 

29,3

29,3

Питомий об’єм водяної пари

rH2O

м33

з розрахунку парового котла

2,14

2,14

Потужність за рахунок конденсації

водяних парів

Qк

МВт

rH2O1,5×    ×(2500-

-2,33×

×t`вг)0,001

10,202

4,561

Температура води на вході в утилізатор

t12

задаємось

35

35

Температура

води на виході з утилізатора

t11

задаємось

50

50

Загальна

потужність

утизаторів

Qут

МВт

Qут +Qк

12,471

5,574

Масова витрата води через

утилізатор

G1

кг/с

Qут/(t11- t12)

198,42

88,70

Потужність

пластинчастого теплообмінника

Qто

МВт

G14,19( t22- -t21)

12,47

5,575

Температура нагріваної води на вході в

пласт. ТА

t21

задаємось

30

30

Продовження табл. 2.1

1

2

3

4

5

6

Температура нагріваної води на виході з ТА

t22

задаємось

45

45

Таблиця 2.2 – Розрахунок контактного економайзера та визначення потужності утилізації для оптимального режиму роботи

Вихідні дані

Позначення

Одинці

вимірювання

Формула

Значення для  1-го сезону

Значення для 2-го сезону

1

2

3

4

5

6

Витрата робочого палива на котел

Вр

м3

з розрахунку парового котла

1,169

0,599

Коефіцієнт надлишку

повітря

Те ж

1,2

1,2

Теоретичний об’єм димових газів при спалюванні 1м3 робочого

палива

V0

м33

Те ж

9,43

9,43

Обємна витра-та димових

газів 

vг

м3

Вр     V0

13,228

6,778

Температура відхідних газів за контактним економайзером

t`вг

 

задаємось

55

55

Температура відхідних газів за котлом

tвг

 

з розраху-нку паро-вого котла

140

140

Питома теплоємність газів

С

з розраху-нку парово-го котла

1,76

1,76

Продовження табл. 2.2

1

2

3

4

5

6

Потужність утилізатора теплоти від-хідних газів з

котла

Qут

МВт

Vгcpг( tвг-

-tвг`)0,001

1,979

1,014

Теплота згорання робочого палива

Qрн

МДж/м3

з розрахунку парового котла

34,7

34,7

Нижча теплота згорання умовного  палива

Qрну

МДж/кг

 

29,3

29,3

Питомий об’єм водяної пари

rH2O

м33

 з розрахунку парового котла

2,14

2,14

Потужність за рахунок конденсації водяних парів

Qк

МВт

rH2O1,5×    ×(2500-

-2,33t`вг)×

×0,001

8,9

4,56

Температура води на вході в утилізатор

t12

задаємось 

35

35

Температура води на виході з утилізатора

t11

задаємось  

50

50

Загальна поту-жність утиза-торів

∑Qут

МВт

Qут +Qк

10,879

5,574

Масова витр. води через ути-лізатор

G1

кг/с

Qут/(t11- t12)

173,1

88,70

Потужність пластинчастого теплообмінника

Qто

МВт

G14,19( t22- -t21)

10,88

5,575

Продовження табл. 2.2

1

2

3

4

5

6

Температура нагріваної води на вході в

пластинчастий ТА

t21

задаємось

30

30

Температура нагріваної води на виході з ТА

t22

задаємось

45

45

Потужність пластинчастого теплообмінника

Qто

МВт

G14,19( t22- -t21)

1,496

0,352

Температура нагріваної води на вході в

пластинчастий ТА

t21

задаємось

30

30

  1.  БАГАТОВАРІАНТНИЙ АНАЛІЗ ЗАСТОСУВАННЯ ТЕПЛОВОГО

НАСОСУ

  1.  Розрахунок теплового насоса  на максимальний режим

В таблиці 3.1 наведені результати розрахунку теплового насосу, проведений по методиці з [1-3].

Таблиця  3.1 – Результати розрахунку теплового насоса в максимальний

режим

Вихідні дані

Позначення

Одиниці вимірю-вання

Формула

Періоди роботи ТНУ

сезон 1

сезон 2

1

2

3

4

5

6

Температура конденсації

холодоагента

tк

75

75

Температура випаровування

холодоагента

tвип

tвип= h''1

Өн

25

25

Температура води на вході в

випарник

tвІ

45

45

Температура води на виході з

випарника

tвІІ

30

30

Величина

недогріву

qн

5

5

Величина

перегріву

q

7

7

Теплоємність води

Cp

кДж/кг

4,19

4,19

Температура

t1

t1 = tвип+ Өп

32

32

Ентальпія

h1

кДж/кг

412

412

Ентальпія

h1І

кДж/кг

419

419

Ентальпія

h

кДж/кг

445

445

Ентальпія

h3

кДж/кг

315

315

Ентальпія

h4

кДж/кг

h4= h'3=

=h3 – qпо

307

307

ККД компресора

ηоікм

0,75

0,75

Продовження табл. 3.1

1

2

3

4

5

6

ККД теплообмінника

ηто

0,980

0,980

Електромеханічний ККД

ηем

0,950

0,950

Питома потужність переохолодника

qпо

кДж/кг

qпо= h'1 – h1

8

8

Адіабатний теплоперепад в компресорі

Hа

кДж/кг

Hа= h – h'1

26

26

Робочий теплоперепад

Hр

кДж/кг

Hр= Hа оікм

34,67

34,67

Ентальпія точки 2

h2

кДж/кг

h2= h + Hр

453,67

453,67

Питома теплота, яка відводиться з конденсатора

qк

кДж/кг

qк= h2 – h3

138,67

138,67

Питома теплота, яка підводиться у випарник

qв

кДж/кг

qв= h1 – h4

104

104

Теплова потужність ТНУ

Qк

кВт

10878

5575

Витрата холодоагента

Gха

кг/с

Gха= Qтну /qк × ×ηто

78,59

40,28

Коефіцієнт перетворення

φ = Qтну /Nкм

3,793

3,793

Потужність компресора

Nк

кВт

Nкм= Gха∙ Hр / /ηем

2867,88

1469,75

Потужність випарника

Qв

кВт

Qв= Qтну

–Nкм

8010

4105

Витрата води у випарнику

Gв

кг/с

Gв= Qв / Ср× ×(tв – t’’в) × ×ηто

130,04

66,65

Питома витр. ел. енергії на вироб. од. теплової енергії

е

МВт.год/кДж

69,70

69,70

Продовження табл. 3.1

1

2

3

4

5

6

Питома витрата електричної ен.

е1

МВт.год/кДж

 

291,6

291,6

3.2 Розрахунок теплового насоса  на робочий оптимальний режим

В таблиці 3.2 представлені результати розрахунку теплового насоса на теплий і холодний періоди роботи.

Таблиця  3.2 – Результати розрахунку теплового насоса

   Вихідні дані

Позначення

Одиниці вимірю-вання

Формула

Періоди роботи ТНУ

Теплий

Холодний

1

2

3

4

5

6

Температура конденсації холодоагента

tк

75

75

Температура випаровування холодоагента

tвип

tвип= h''1

Өн

25

25

Температура води на вході в

випарник

tвІ

45

45

Температура води на виході з

випарника

tвІІ

30

30

Величина недогріву

qн

5

5

Величина перегріву

q

7

7

Теплоємність води

Cp

кДж/кг

4,190

4,190

Температура

t1

32

32

Ентальпія

h1

кДж/кг

t1 = tвип+ Өп

411

411

Ентальпія

h1І

кДж/кг

419

419

Ентальпія

h

кДж/кг

445

445

Ентальпія

h3

кДж/кг

315

315

Ентальпія

h4

кДж/кг

h4= h'3=

=h3 – qпо

307

307

Продовження табл. 3.2

1

2

3

4

5

6

ККД компресора

ηоікм

0,75

0,75

ККД теплообмінника

ηто

0,980

0,980

Електромеханічний ККД

ηем

0,950

0,950

Питома потужність переохолодника

qпо

кДж/кг

qпо= h'1 – h1

8

8

Адіабатний теплоперепад в компресорі

Hа

кДж/кг

Hа= h – h'1

26

26

Робочий теплоперепад

Hр

кДж/кг

Hр= Hа оікм

34,67

34,67

Ентальпія точки 2

h2

кДж/кг

h2= h + Hр

453,33

453,33

Питома теплота, яка відводиться з конденсатора

qк

кДж/кг

qк= h2 – h3

138,67

138,67

Питома теплота, яка підводиться у випарник

qв

кДж/кг

qв= h1 – h4

104

104

Теплова потужність ТНУ

Qк

кВт

10878

5575

Витрата холодоагента

Gха

кг/с

Gха= Qтну /qк × ×ηто

78,59

40,29

Коефіцієнт перетворення

φ = Qтну /Nкм

3,793

3,793

Потужність компресора

Nк

кВт

Nкм= Gха×

×Hр ем

2867,88

1469,75

Потужність випарника

Qв

кВт

Qв= Qтну

–Nкм

8010

4105

Продовження табл. 3.2

1

2

3

4

5

6

Витрата води у випарнику

Gв

кг/с

Gв= Qв / Ср× ×(tв – t’’в) × ×ηто

130,04

66,65

Питома витр. ел. енергіі на вироб. одиниці теплової енергії

е

МВт.год/кДж

69,7

69,7

Питома витрата електричної ен.

е1

МВт.год/кДж

 

291,63

291,63

        

Отже, теплова потужність ТНУ становить в холодний період 10878 кВт та в теплий період 5575 кВт;  потужність випарника становить в холодний період роботи 8010 кВт теплий період 4105 кВт; потужність компресора становить в холодний період 2867,88 кВт та теплий період 1469,75 кВт.


  1.  РОЗРАХУНОК ГПД ТА ВИЗНАЧЕННЯ ПОТУЖНОСТІ УТИЛІЗАЦІЇ

Результати розрахунку ГПД та потужності утилізаторів, проведений по методиці з [4, 8], показані в таблиці 4.1.

Таблиця 4.1 – Розрахунок ГПД

Вихідні

дані

Позначення

Одиниці вимірювання

Формула

Значення для сезону 1

Значення для сезону 2

1

2

3

4

5

6

Питома витрата умовного

палива

by

м3/кВт.год

0,286

0,286

Електромеханічний ККД

ηем

0,95

0,95

Теоретичний об’єм повітря для спалювання 1м3 

робочого

палива

V0

м33

9,52

9,52

Густина

повітря

ρпов

кг/м3

1,165

1,165

Коефіцієнт надлишку

повітря

α

2,1

2,1

Споживана електрична

потужність ГПД

NГПД

МВт

2,868

1,470

Питома

теплоємність газів після ГПД

Срг

кДж/кг∙К

1,125

1,125

ККД теплообмінника

ηто

0,98

0,98

Теплота

згорання

робочого

палива

Qнр

МДж/м3

34,7

34,7

Продовження табл. 4.1

1

2

3

4

5

6

Нижча теплота

згорання

умовного  

палива

Qну

МДж/кг

29,3

29,3

Температура

відхідних газів після ГПД

tд

475

475

Температура

відхідних газів після

утилізатора

tут

140

140

Температура води на вході в

утилізатор

t2

49

42

Температура води на виході з утилізатора

t1

110

110

Теплоємність води

Cp

кДж/кг∙К

4,19

4,19

Ефективний ККД ГПД

ηеф

ηеф=0,123/ by

0,43

0,43

Повний ККД ГПД і електрогенератора

ηд

ηд= ηеф ηем

0,409

0,409

Питома витрата умовного

палива на

дизельгенератор

вду

кг/с

bуд= 0,123 / ηд

0,301

0,301

Теоретична маса повітря для спалювання 1м3 палива

М0

кг/м3

М0= Vo ρ

11,091

11,091

Питома витрата суміші повітря і палива

Мсум

кг/м3

Мсум= 1 + α ∙ М0

24,291

24,291

Витрата умовного палива на ГПД

Вуд

кг/с

Вуд= bуд ∙ Nдвз / 3600

0,24

0,123

Продовження табл. 4.1

1

2

3

4

5

6

Витрата робочого палива на ГПД

Врд

м3

Врд= Вуд ∙Qрну/ Qрн

0,203

0,104

Витрата відхідних газів після ГПД

Gвг

кг/с

Gвг= Врд Мсум

4,919

2,521

Потужність утилізатора

відхідних газів

Qут

МВт

Qут= Gвг∙Ср×

×( tд- tут)∙ ηто

3,193

1,637

Потужність

системи охолодження

Qох

МВт

Qох=0,2∙ Врд×

× Qнр∙ ηто

1,377

0,706

Загальна потужність теплоутилізаційного устаткування ГПД

Qут

МВт

ΣQут= Qут+ Qох

0,69

0,138

Масова витрата

води через

утилізатор

Gут

кг/с

Gут= Qут /(t2t1)

12,75

5,86

Загальна потужність  ТНУ  з ГПД

ΣQ

МВт

ΣQ= Qтну+ Qгпд

11,568

5,713

Отже, витрата робочого палива на ГПД в 1 сезон становить 0,203 м3/с та 0,104 м3/с в 2 сезон;  потужність утилізатора відхідних газів в 1сезон становить 3,193 МВт та 1,637 МВт  в 2 сезон; потужність системи охолодження в 1 сезон становить 1,377 МВт та 0,706 МВт в 2 сезон.

        Загальна потужність теплоутилізаційного устаткування ДВЗ в 1 сезон становить 0,69 МВт  та 0,138 МВт  в 2 сезон.

5 РОЗРАХУНОК ТЕПЛОВОЇ СХЕМИ ТЕЦ

В модернізованій схемі котельні було поставлено підігрівник хімочищеної води.

75

5.1 Розрахунок існуючої схеми ТЕЦ (максимальний режим)

Початкові дані:

Ентальпія пари за котлом

Ентальпія пари після РОУ1

Ентальпія пари після РОУ2

Ентальпія котлової води (при Р = 40 бар)

Ентальпія зливної води після ПСВ (підігрівник сирої води)                                                                                                    (ºC)

Ентальпія пари на деаератор

Ентальпія сирої води (ºC)

Ентальпія додаткової води (ºC)

Ентальпія зворотної мережної води (ºC)

Ентальпія прямої мережної води (ºC)

Ентальпія живильної та підживлювальної води

Ентальпія пари після РУ перед ПМВ

Ентальпія охолодної води після РОУ2

Витрата мережної води

95,96 т/год=26,66 () .

Потужність теплофікації

                                 

                                 , [Вт]                        (5.1)

                                

                                  (МВт).

Витрата пари на теплофікацію

          

      , []                                          (5.2)

                                    ().          

Витрата води на підживлення мережі

=3,25 (т/год)=0,9 ().

Знаходимо адіабатний перепад ентальпій.

                                         , [кДж/кг]                                     (5.3)

=3310-2770=540 (кДж/кг).

Витрата пари на турбіну

=  ,                                     (5.4)

де  (3310 – 2730)·0,86=499 (кДж/кг).                            (5.5)

Ентальпія пари після турбіни

                 ,[кДж/кг]                                         (5.6)

(кДж/кг).

Розрахунок РОУ2

418 кДж/кг

697 кДж/кг

3310 кДж/кг

2764 кДж/кг

Питома витрата охолодної води

, []                       (5.7)

де -  частка охолодної води, що перетворюється на пару,

().

Витрата пари після РОУ2

         ().                         (5.8)

Витрата пари на РОУ2

, []                                        (5.9)

().

Витрата охолодної води на РОУ2

, []                                      (5.10)

().

Витрата охолодної води після РОУ2

,   []                                 (5.11)

().

Паровидатність котельні

, []

Тепловий баланс ПСВ (підігрівник сирої води)

 

                             (5.12)

Ентальпія сирої води після ПСВ

, []                          (5.13)

де - витрата сирої води на ХВО.

().

Тепловий баланс ОВ (охолодник випару)

 

                             (5.14)

Температура додаткової води після охолодника випару

      ,                (5.15)

tов=40+1071/4,19·Gдв.

Отже, витрата додаткової води

().                        (5.16)

Витрата живильної води на котел

, []                           (5.17)

      ().      (5.18)

              

Матеріальний баланс деаератора

                  (5.19)

                                      (5.20)

Тепловий баланс деаератора

                  (5.21)

 

                (5.22)

Витрата пари на ПСВ

().

Витрата пари на РОУ2

().

Витрата пари після РОУ2

().

Витрата додаткової води

().

Витрата сирої води

().

Витрата живильної води

().

Паровидатність котельні

 ().

Ентальпія сирої води після ПСВ

().

Витрата охолодної води на РОУ2

.

Витрата охолодної води після РОУ2

.

Температура додаткової води після охолодника випару

tов=40+1071/4,19·14,78=57,3 0С.

Теплова потужність котельні

, []             (5.23)

().

Витрата умовного палива на котельню

, []                                    (5.24)

().

Витрата робочого палива на котельню

, []                                     (5.25)

().

5.2 Розрахунок існуючої схеми ТЕЦ (середній режим)

Розрахунок проводимо за формулами 5.1 – 5.25

Результати розрахунку зводяться в таблицю 5.1

Таблиця 5.1 – Розрахунок існуючої схеми ТЕЦ (середній режим)

Вихідні дані

Позначення

Одиниці вимірювання

Значення

1

2

3

4

Ентальпія пари за котлом

h0

кДж/кг

3310

Ентальпія пари після РОУ1

hРОУ1

кДж/кг

2764

Ентальпія пари після РОУ2

hРОУ2

кДж/кг

2683

Ентальпія котлової води

hкв

кДж/кг

1087,5

Ентальпія зливної води після ПСВ

hпсв

кДж/кг

168,8

Температура води після ПСВ

tпсв

ºC

40

Ентальпія пари на деаератор

hд

кДж/кг

2683

Ентальпія сирої води

hсв

кДж/кг

20,95

Температура сирої води

tсв

ºC

5

Температура додаткової води

tдв

ºC

40

Ентальпія додаткової води

hдв

кДж/кг

168,8

Ентальпія зворотної мережної води

hзв

кДж/кг

207

Температура зворотної мережної води

tзв

ºC

49

Ентальпія прямої мережної води

hпмв

кДж/кг

295,5

Температура прямої мережної води

tпмв

ºC

70

Ентальпія живильної та підживлювальної води

hжв

кДж/кг

440

Ентальпія пари після РУ перед ПМВ

hрупмв

кДж/кг

2770

Ентальпія охолодної води після РОУ2

hроу2

кДж/кг

440

Витрата мережної води

Gмв

кг/с

26,6

Потужність теплофікації

Qтф

кВт

2246,91

Витрата пари на теплофікацію

Gтф

кг/с

0,91

Витрата води на підживлення мережі

Gпм

кг/с

0,9

Адіабатний перепад ентальпій

H0

кДж/кг

540

Потужність турбіни

Qт

кВт

1500

Витрата пари на турбіну

Dт

кг/с

8,20

Робочий перепад ентальпій

Hр

кДж/кг

366

Ентальпія пари після турбіни

h т

кДж/кг

2944

Ентальпія

h

кДж/кг

418

Ентальпія води перед РОУ 2

hроу2

кДж/кг

697

Питома витрата охолодної води

z

кг/кг

0,28

Продовження табл. 5.1

1

2

3

4

Витрата пари на деаератор

Dд

кг/с

0,056

Витрата пари на ПСВ

Dпсв

кг/с

1,48

Витрата пари на РОУ2

Dроу2

кг/с

3,389

Витрата пари після РОУ2

Dроу2

кг/с

4,136

Витрата додаткової води

Gдв

кг/с

14,97

Витрата сирої води

Gсв

кг/с

17,97

Витрата живильної води

Gжв

кг/с

16,23

Паровидатність котельні

Dо

кг/с

11,91

Ентальпія сирої води після ПСВ

Gсвпсв

кДж/кг

44,05

Витрата охолодної води на РОУ2

Gроу2

кг/с

0,917

Витрата охолодної води після РОУ2

Gроу2’’

кг/с

0,183

Температура додаткової води після охолодника випару

tдв

ºC

57,06

Теплова потужність котельні

Qк

МВт

34,44

Витрата умовного палива на котельню

Bу

кг/с

1,27

Витрата робочого палива на котельню

Bр

м3

1,078

5.3 Розрахунок модернізованої схеми ТЕЦ (максимальний і середній режим)

Розрахунок проводимо за формулами 5.1 – 5.25

Результати розрахунку зводяться в таблицю 5.2

Таблиця 5.2 – Розрахунок модернізованої схеми ТЕЦ (максимальний і середній режим)

Вихідні дані

Позначення

Одиниці вимірювання

Максимальний

режим

Середній

режим

1

2

3

4

5

Ентальпія пари за котлом

h0

кДж/кг

3310

3310

Ентальпія пари після РОУ1

hРОУ1

кДж/кг

2764

2764

Ентальпія пари після РОУ2

hРОУ2

кДж/кг

2683

2683

Ентальпія котлової води

hкв

кДж/кг

1087,5

1087,5

Ентальпія зливної води після ПСВ

hпсв

кДж/кг

168,8

168,8

Температура води після ПСВ

tпсв

ºC

40

40

Ентальпія пари на деаератор

hд

кДж/кг

2683

2683

Продовження табл. 5.2

1

2

3

4

5

Ентальпія сирої води

hсв

кДж/кг

20,95

20,95

Температура сирої води

tсв

ºC

5

5

Температура додаткової води

tдв

ºC

55

55

Ентальпія додаткової води

hдв

кДж/кг

231,7

231,7

Ентальпія зворотної мережної води

hзв

кДж/кг

307,1

207

Температура зворотної мережної води

tзв

ºC

70

49

Ентальпія прямої мережної води

hпмв

кДж/кг

551,4

295,5

Температура прямої мережної води

tпмв

ºC

130

70

Ентальпія живильної та підживлювальної води

hжв

кДж/кг

440

440

Ентальпія пари після РУ перед ПМВ

hрупмв

кДж/кг

2770

2770

Ентальпія охолодної води після РОУ2

hроу2

кДж/кг

440

440

Витрата мережної води

Gмв

кг/с

26,6

26,6

Потужність теплофікації

Qтф

кВт

6419,7

2246,9

Витрата пари на теплофікацію

Gтф

кг/с

0

0

Витрата води на підживлення мережі

Gпм

кг/с

0,9

0,9

Адіабатний перепад ентальпій

H0

кДж/кг

540

540

Потужність турбіни

Qт

кВт

1500

1500

Витрата пари на турбіну

Dт

кг/с

6,01

6,01

Робочий перепад ентальпій

Hр

кДж/кг

366

366

Ентальпія пари після турбіни

h т

кДж/кг

2944

2944

Продовження табл. 5.2

1

2

3

4

5

Ентальпія

h

кДж/кг

418

418

Ентальпія води перед РОУ 2

hроу2

кДж/кг

697

697

Питома витрата охолодної води

z

кг/кг

0,28

0,28

Витрата пари на деаератор

Dд

кг/с

0,03

0,03

Витрата пари на ПСВ

Dпсв

кг/с

1,48

1,46

Витрата пари на РОУ2

Dроу2

кг/с

3,368

3,351

Витрата пари після РОУ2

Dроу2

кг/с

4,11

4,09

Витрата додаткової води

Gдв

кг/с

14,97

14,78

Витрата сирої води

Gсв

кг/с

17,97

17,73

Витрата живильної води

Gжв

кг/с

13,15

13,12

Паровидатність ТЕЦ

Dо

кг/с

11,89

11,88

Ентальпія сирої води після ПСВ

Gсвпсв

кДж/кг

44,059

44,362

Витрата охолодної води на РОУ2

Gроу2

кг/с

0,912

0,907

Витрата охолодної води після РОУ2

Gроу2’’

кг/с

0,182

0,181

Температура додаткової води після охолодника випару

tдв

ºC

57,06

57,29

Теплова потужність ТЕЦ

Qк

МВт

34,37

34,33

Витрата умовного палива на ТЕЦ

Bу

кг/с

1,275

1,273

Витрата робочого палива на ТЕЦ

Bр

м3

1,076

1,075

Отже, теплова потужність ТЕЦ для максимального режиму склала 34,37 МВт, а для середнього – 34,33 МВТ; витрата робочого палива – для максимального режиму 1,076 м3/с, для середнього режиму 1,075 м3/с.

  1.  

36

ПІДБІР ТЕПЛОНАСОСНОГО, КОГЕНЕРАЦІЙНОГО ТА

ДОПОМІЖНОГО ОБЛАДНАННЯ

За результатами розрахунків вибираємо ТНУ, ДВЗ та утилізаційне обладнання.

Вибираємо 2 газопоршневих двигуна-генератора марки 17ГД100А з номінальною потужністю електрогенератора 1600 кВт виробництва ВО «Завод ім. Малишева» (Україна) [1] та марки ГДГ1А500 з номінальною потужністю електрогенератора 500 кВт виробництва ВО «Первомайскдизельмаш» (Україна) [2].

Із [3] вибираємо 3 теплових насоса виробництва ЗАТ «Енергія»: марки НТ-3000 з розрахунковою теплопродуктивністю 1800…2800 кВт, марки НТ-1000 з розрахунковою теплопродуктивністю 900…1350 кВт та марки НТ-500 з  розрахунковою теплопродуктивністю 450…680 кВт.

Встановлюємо КТАН-утилізатор марки КТАН-4,5УГ; розрахункова теплопродуктивність 0,5-6 МВт [4].

Витрати води у випарнику 53,13 та 16,43 кг/с. Встановлюємо три насоси марки CS 80-200 A з подачею 191 м3/год, напором 48,5 м. вод. ст., ККД 66%, з потужністю електродвигуна 39 кВт [6].
                    7 АНАЛІЗ ЕКОНОМІЧНОЇ ЕФЕКТИВНОСТІ ТЕЦ З ТНУ

       Результати розрахунку економічної ефективності котельні з ТНУ, проведений за методикою з [13],  показані в таблиці 7.1

Таблиця 7.1 – Результати розрахунку економічної ефективності котельні з ТНУ

Параметр

Позначення

Одиниці

вимірювання

Формула

Значення

1

2

3

4

5

Тривалість роботи ТЕЦ в рік

τрічне

год/рік

8760

Тривалість роботи котельні в режимі ГВП

τГВП

год/рік

4200

Тривалість роботи котельні в макс. зимній період

τmax

год/рік

Тривалість роботи котельні в сер.оп. період

τсер.оп

год/рік

2400

Витрати палива в не модернізованій схемі в макс. зимній період

Вpmax

тис∙м3/рік

Витрати палива в немодернізованій схемі в сер.оп. період

Вpсер.оп

тис∙м3/рік

1,55

Витрати палива в немодернізованій схемі в літ. період

Вpліт

тис∙м3/рік

1,2407

Річна витрата робочого палива в немодернізованій схемі

Вpріч

тис∙м3/рік

Вpріч =(Вpmax∙τmax+ +Вpсер.оп∙τсер.оп+ +Вpліт∙τліт)∙3,6

32125,24

Витрати палива в модернізованій схемі в макс. зимній період

Вpmax

тис∙м3/рік

Продовження табл. 7.1

1

2

3

4

5

Витрати палива в модернізованій схемі в сер.оп. період

Вpсер.оп

тис∙м3/рік

1,321

Витрати палива в  модернізованій схемі в літ. період

Вpліт

тис∙м3/рік

1,2

Питома теплота згорання палива

Qнр

МДж/м3

34,7

Річна витрата робочого палива в модернізованій схемі

Вpріч

тис∙м3/рік

Вpріч =(Вpmax∙τmax+ +Вpсер.оп∙τсер.оп+

pліт∙τліт)∙3,6

29591,7

Умовна теплота згорання палива

Qнур

кДж/кг

29,3

Річна витрата умовного палива в немодернізованій схемі

Вуріч

т/рік

Вуріч= Вpріч ∙ Qнр / /Qнур

38045,9

Річна витрата умовного палива в модернізованій схемі

Вуріч

т/рік

Вуріч= Вpріч ∙ Qнр / /Qнур

35045,4

Потужність опалення

Qсер.оп

МВт

42,94

Потужність ГВП

Qгвп

МВт

34,44

Потужність макс. котельні

Qmax

МВт

Річний відпуск теплоти

Qріч

ГДж/рік

Qріч= (Qсер.оп∙τоп+ +Qгвп∙τгвп) ∙3,6

891796,7

Питомі витрати робочого палива в немодернізованій схемі

bp

м3

bp= Вpріч / Qріч

36,02

Продовження табл. 7.1

1

2

3

4

5

Питомі витрати умовного палива в немодернізованій схемі

bу

кг у.п./с

bу= Вуріч / Qріч

42,66

Питомі витрати робочого палива в модернізованій схемі

bp

м3

bp= Вpріч / Qріч

33,18

Питомі витрати умовного палива в модернізованій схемі

bу

кг у.п./с

bу= Вуріч / Qріч

39,29

Капіталовкладення в ТНУ

Kтну

грн.

K  Qk n

18408375

Капіталовкладення в ДВЗ

Kдвз

грн.

12737500

Капіталовкладення в нове обладнання

Кн.о.

грн.

Кн.о.= Ктну+ Kдвз

31145875

Капіталовкладення в нове обладнання з урахуванням витрат на монтаж

К

грн.

45472977

Електрична потужність в не модернізованій схемі в макс. зимній період

Nmax

кВт

Електрична потужність в не модернізованій схемі в сер. оп. період

Nсер.оп

кВт

Електрична потужність в не модернізованій схемі в літн. період

Nліт

кВт

Продовження табл. 7.1

1

2

3

4

5

Втрати електроенергії в не модернізованій схемі

Nріч

кВт∙год/рік

 Nріч= Nmax∙τmax+ +Nсер.оп∙τсер.оп+ +Nліт∙τліт

0

Ціна електроенергії

Це

грн/(кВт∙год)

1,68

Витрати на електроенергію в не модернізованій схемі

Сел

грн/рік

Сел= Це ∙ Nріч

0

Електрична потужність в  модернізованій схемі в макс. зимній період

Nmax

кВт

0

Електрична потужність в  модернізованій схемі в сер. оп. період

Nсер.оп

кВт

37,73

Електрична потужність в  модернізованій схемі в літній період

Nліт

кВт

11,67

Втрати електроенергії в модернізованій схемі

Nріч

кВт∙год/рік

 Nріч= Nmax∙τmax+ +Nсер.оп∙τсер.оп+ +Nліт∙τліт

Витрати на електроенергію в модернізованій схемі

Сел

грн/рік

Сел= Це ∙ Nріч

0

Амортизаційне відрахування в нове обладнання

Сам

грн/рік

Сам= Кно ∙ На

3183108,4

Витрати на поточний ремонт

Спр

грн/рік

Спр= Сам∙ 0,2

63662,16

Заробітна плата працівника

Фз.п.

грн/місяць

2896

49

Продовження табл. 7.1

1

2

3

4

5

Затрати на заробітну плату

Сз.п.

грн/рік

Сз.п=  Фз.п.∙ Nпр

3152875,2

Ціна палива (газ)

Цпал

грн./тис.м3

11400

Витрати на паливо в не модернізованій схемі

Сп 

Сп= Вріч∙ Цпал

366227762,5

Витрати на паливо в модернізованій схемі

Смп

Смп= Вріч∙ Цпал

337345521,7

Витрата води в макс. зимній період

Gсвmax

кг/с

Витрата води в сер. оп. період

 Gсвсер.оп

кг/с

Витрата води в літ. період

Gсвліт

кг/с

Ціна води

Цв

грн/м3

10

Річна витрата води до модернізції

Gріч.в

м3/рік

Gріч.в=(Gсвmax×

×τmax+Gсвсер.оп×

×τсер.оп+

+Gсвліт∙τліт)∙3,6/ρв

273091,6

Річна витрата води в модерн. схемі

Gріч.в

м3/рік

273091,6

Витрати на воду до модернізації

Св

грн/рік

Св= Gріч.в∙ Цв

2730916,6

Витрати на воду модерн. схемі

Св

грн/рік

2730916,6

Інші витрати до модернізації

Сінші

грн/рік

Сінші= 0,06×

×(Спелв+

зп)

22326693,26

50

Продовження табл. 7.1

1

2

3

4

5

Інші витрати після модернізації

Сінші

грн/рік

Сінші= 0,06∙(Сп+

елвзпампр)

20788565,

Експлуатаційні витрати до модернізації

Се

грн/рік

Се= Сп+

елв+

зпінші

394438247,6

Експлуатаційні витрати після модернізації

Сме

грн/рік

Сме= Спелвзпампрінші

367264649,2

Зменшення експлуатаційних витрат

      ∆Се

грн/рік

∆Се= Се – Сме

27173598,4

Собівартість відпущеної теплоти до модернізації

СВнемод.

грн./ГДж

СВнемод.= Се / Qріч

442,3

Собівартість відпущеної теплоти після модернізації

СВмод.

грн./ГДж

СВмод.= Сме / Qріч

411,9

Економічна ефективність

Еф

грн/рік

Еф= (СВнемод.

–СВмод.) Qріч

27173598,4

Термін окупності капіталовкладень

Т

рік

Т=К / Еф

1,14

Проста окупність

ПО

рік

Т=К /∆Се

1,14

51

    Отже, собівартість відпуска теплоти до  модернізації склалає 442,29 грн/ГДж, а після модернізації – 411,82грн/ГДж. Термін окупності капіталовкладень склав 1 рік і 2 місяці.


ВИСНОВКИ

В даній курсовій роботі розрахована модернізована теплова схема ТЕЦ Соколівського цукрового заводу з теплонасосною установкою. ТЕЦ забезпечує технологічного споживача теплоносієм з температурою 130 оС в максимальний період і 70 оС в середній період.

Розраховано теплову схему ТЕЦ з встановленням ТНУ, підібрано обладнання, проведено розрахунок техніко-економічних показників котельні.

Підібрано 3 теплових насоса виробництва ЗАТ «Енергія»: марки НТ-3000 з розрахунковою теплопродуктивністю 1800…2800 кВт, марки НТ-1000 з розрахунковою теплопродуктивністю 900…1350 кВт та марки НТ-500 з  розрахунковою теплопродуктивністю 450…680 кВт, за рахунок чого знижено собівартість теплоти від 442,29 [грн./ГДж] до 411,82 [грн./ГДж].

Термін окупності встановлення ТНУ становить 1,14 роки.


ПЕРЕЛІК ПОСИЛАНЬ

1. Остапенко О. П. Енергетична, екологічна та економічна ефективність парокомпресійних теплонасосних установок у порівнянні з альтернативними джерелами теплопостачання [Електронний ресурс] / О. П. Остапенко, О. М. Слободянюк // Наукові праці ВНТУ.2014.  № 2. 11 с. Режим доступу до ресурсу: http://praci.vntu.edu.ua/article/view/3619/5318.

2. Остапенко О. П. Енергоекологічна ефективність теплонасосних станцій на природних та промислових джерелах теплоти за умови змінних режимів роботи [Електронний ресурс] / О. П. Остапенко, І. О. Валігура, А. Д. Коваленко. // Наукові праці ВНТУ. 2013. № 2. 10 с. 

3. Остапенко О. П. Енергетична ефективність теплонасосних станцій з різними джерелами теплоти за умови змінних режимів роботи [Електронний ресурс]. / О. П. Остапенко, О. В. Шевченко, О. В. Бакум // Наукові праці ВНТУ. 2013. № 4. 9 с. Режим доступу до ресурсу: http://praci.vntu.edu.ua/article/ view/3448/5066. 

4. Газопоршневі двигуни ВО «Первомайскдизельмаш» [Електронний ресурс]. – Режим доступу до ресурсу: http://dieselmash.com.ua/

5. Теплові насоси ЗАТ НВФ «Тритон ЛТД» [Електронний ресурс]. – Режим доступу до ресурсу: http://www.energy-exhibition.com/Exhibition/Renewable/heatpump/ triton /triton_ about. php#product.

6. Контактний утилізатор КТАН-0,05УГ [Електронний ресурс]. – Режим доступу:  http://www.gosthelp.ru/text/Texnicheskieresheniyapois.html.

7. Пластинчатий теплообмінник [Електронний ресурс]. – Режим доступу: http://www.energetyka.com.ua/271-teploobmennik.

8. Газопоршневі двигуни ВО «Завод ім. Малишева» [Електронний ресурс]. – Режим доступу до ресурсу: http://www.malyshevplant.com/.

9.  Янтовский Е. И. Парокомпрессионные теплонасосные установки / Е. И. Янтовский, Ю. В.  Пустовалов. – М.: Энергоиздат. – 1982.-144 с.

10. Пустовалов Ю. В. Исследование эффективности парокомпрессионных теплонасосных станций в системах энергоснабжения городов / Ю. В. Пустовалов. - М: ВНТИ центр. – 1989. – 179 с.

11. Промышленная теплоенергетика и теплотехника: Справочник / [А. М. Бакластов, В. М. Бродянский, Б. П. Голубев и др.]; Под общ. ред. В. А. Григорьева и В.М.Зорина. - М.: Энергоатомиздат, 1983. – 552 с.


Додаток А

(обов’язковий)

Міністерство освіти і науки України

Вінницький національний технічний університет

Інститут будівництва, теплоенергетики та газопостачання

Затверджую

_____________________

_____________________

‘’____’’____________2015 р.

ТЕХНІЧНЕ ЗАВДАННЯ

На курсову роботу з теми: Теплонасосна установка в тепловій схемі ТЕЦ

1 Область застосування теплової схеми ТЕЦ – промислове виробництво

2 Основа для розрахунку – робочий навчальний план дисципліни СВРЕ

3 Мета та призначення розрахунку: а) мета розрахунку – отримання практичних навичок розрахунків; б) призначення розрахунку – навчальний курсовий проект з дисципліни СВРЕ

4 Джерела розрахунку – індивідуальне завдання на курсову роботу з дисципліни СВРЕ, літературні, патентні та інші технічні матеріали з розрахунку промислових парових котелень

5 Технічні вимоги

5.1 Паровидатність ТЕЦ…..….…………………………………………..23,84 т/год

5.2 Тиск пари.…………..……………………………………………………..14 МПа

5.3 Витрата пари на технологію …………………………………………......9 т/год

5.4 Тиск пари на технологічні споживачі………………………………......14 МПа

5.5 Витрата зворотнього конденсату………………………………….......5,85 т/год

5.6 Температура зворотнього конденсату .........................................................75 оС

5.7 Витрата пари на теплофікацію.............................................................21,29 т/год

5.8 Тиск пари……….…………………...........................................................0,7 МПа

5.9 Витрата пари на деаератор………….…………………………………1,52 т/год

5.10 Тиск………………………………………………………………….....0,12 МПа

5.11 Температурний графік мережної води……………………………....130/70 оС

5.12 Витрата мережної води……………………………………………...95,96 т/год

6 Стадії та етапи розрахунку теплової схеми парової котельні  включають елементи технічної пропозиції, ескізного та технічних проектів.

Крайні терміни виконання КР   ’’_____’’________________20    р.

Початок розробки     ’’_____’’________________20    р.

7 Коректування технічного завдання допускається з дозволу керівника проекту

Розробив студент групи ТЕ-11 ________________ Тіхоненко Р. О.


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

74493. ТЕХНИКА И ТАКТИКА АРГУМЕНТИРОВАНИЯ 82 KB
  Правило №1 правило Гомера Очередность приводимых аргументов влияет на их убедительность. Как видно из примера причина неудачи в том что просительница нарушила правило Гомера. Правило №2 правило Сократа Для получения положительного решения по очень важному для вас вопросу поставьте его на третье место предпослав ему два коротких простых для собеседника вопроса на которые он без затруднения скажет вам да. Правило №3 правило Паскаля Не загоняйте собеседника в угол.
74494. СПОР, ДИСКУССИЯ, ПОЛЕМИКА. ПРОИСХОЖДЕНИЕ И ПСИХОРЛОГИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ 100.5 KB
  Знать правила спора надо не только для того чтобы вести его самому. Вникнуть в суть обсуждаемых ими проблем разобраться в доводах за и против поможет знание психологических особенностей спора. Что же такое спор Какова его сущность с какими видами споров нам приходится иметь дело Понятие спора. Вовторых осуществив процесс спора стороны приходят к более глубокому уяснению позиции как своей собственной так и позиции своего оппонента.
74495. Имидж делового человека 422 KB
  Нет ничего приятнее чем видеть как люди становятся красивыми стильными и уверенными в себе как происходят положительные перемены в их личной жизни и карьере. К сожалению часто бывает так: отработан какойто стереотип приобретены и усвоены определённые формы поведения стиль одежды манера общения и человек не задумываясь переносит этот стереотип в другие обстоятельства. Стиль одежды Стили составляют основу знаний о моде. Правда сегодня в чистом виде каждый стиль встречается не так часто.
74496. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ИНФОРМАЦИОННЫХ СИСТЕМ 80 KB
  Иерархия памяти ПК Память ПК – это совокупность отдельных устройств которые запоминают хранят и выдают информацию. Отдельные устройства памяти называются запоминающими устройствами ЗУ. Общее название указанных процедур носит название обращение к памяти. Основные характеристики памяти – это емкость и быстродействие время обращение к памяти.
74497. Классификация электронных вычислительных машин. Принципы строения и функционирования ЭВМ Джона фон Неймана 122.5 KB
  Классификация электронных вычислительных машин Электронные вычислительные машины ЭВМ в настоящее время более применимый термин компьютеры являются основным элементом информационной системы. В общем случае ЭВМ можно классифицировать по ряду признаков. По принципу действия ЭВМ делятся на три больших класса в зависимости от формы представления информации с которой они работают: АВМ – аналоговые вычислительные машины непрерывного действия работают с информацией представленной в непрерывной аналоговой форме то есть в виде...
74498. Компьютерные информационные технологии (КИТ) 126.5 KB
  Информационно телекоммуникационный рынок По принятой в настоящее время в мире терминологии рынок компьютерных технологий носит название ИКТ рынок – информационно телекоммуникационный рынок. ИКТ – рынок в свою очередь делится: рынок информационных технологий ИТ рынок телекоммуникационный рынок ТЛК рынок ИТ рынок включает следующие сегменты: компьютерное и аппаратное обеспечение офисное аппаратное обеспечение программное обеспечение и услуги по их обслуживанию. ТКЛ рынок включает услуги предоставления связи...
74499. ИНФОРМАЦИОННЫЕ СИСТЕМЫ. ПОНЯТИЕ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ИНФОРМАЙЦИИ 92 KB
  К ЭИ относятся сведения которые циркулируют в экономической системе о процессах производства материальных ресурсах процессах управления производством финансовых процессах а также сведения экономического характера которыми обмениваются между собой различные системы управления. Уточним понятие экономической информации на примере системы управления промышленным предприятием. Структура системы управления Система управления предприятием должна обеспечить требуемое состояние производства Zt план выпуска продукции используя вход X t...
74500. ПРОГРАММНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ИНФОРМАЦИОННЫХ СИСТЕМ 112 KB
  Примерами ОС являются MS DOS практически не используется OS 2 семейство Unix семейство Windows. Операционные системы можно классифицировать по различным признакам: По числу параллельно решаемых на компьютере задач ОС разделяют: однозадачные например MS DOS; многозадачные OS 2 UNIX Windows Linux...
74501. Корпоративные информационные системы. Понятие реинжиниринга бизнес- процессов 204 KB
  Другими словами, реинжиниринг бизнес-процессов (РБП, англ. business process reengineering, BPR) в отличие от известных в последние десятилетия многочисленных методов постепенного совершенствования работы компаний