Методические рекомендации по составлению технико-экономических обоснований для энергосберегающих мероприятий

Методические рекомендации
Содержание скрыть

Cтраницы: 1 | |

СОГЛАСОВАНО

Заместитель министра

экономики

Республики Беларусь

В.А. Найдунов

«22» декабря 2003г.

УТВЕРЖДЕНО

Председатель Комитета по

энергоэффективности при Совете

Министров Республики Беларусь

Л.А. Дубовик

«22» декабря 2003г.

Общие положения

1. Определение эффективности использования средств, направляемых на выполнение энергосберегающих мероприятий, производится в соответствии с Инструкцией, разработанной совместно Министерством экономики, Министерством энергетики, Национальной академией наук Беларуси и Комитетом по энергоэффективности при Совете Министров Республики Беларусь (Реестр нормативных правовых актов № 8/10387 от 31.12.2003г.).

Настоящие Методические рекомендации устанавливают порядок составления технико-экономических обоснований энергосберегающих мероприятий, включаемых в отраслевые, региональные и республиканскую программы энергосбережения.

Методические рекомендации разработаны в соответствии с Законом Республики Беларусь «Об энергосбережении», согласованы Министерством экономики, облисполкомами и Минским горисполкомом и предназначены для инженерно-технических работников предприятий и организаций, внедряющих энергосберегающие мероприятия.

2. Используемые определения:

энергосбережение

информационная деятельность государственных органов, юридических и физических лиц, направленная на снижение расхода (потерь) топливно-энергетических ресурсов в процессе их добычи, переработки, транспортировки, хранения, производства, использования и утилизации;

эффективное использование топливно — энергетических ресурсов –

использование всех видов энергии экономически оправданными, прогрессивными способами при существующем уровне развития техники и технологий и соблюдения законодательства;

программа энергосбережения –

организационных, технических, экономических и иных мероприятий, взаимоувязанных по ресурсам, исполнителям, срокам реализации и направленных на решение задач энергосбережения в республике, отрасли, регионе. Программы определяют приоритетные направления реализации государственной политики в области энергосбережения, а также пути максимального использования имеющихся резервов экономии топливно-энергетических ресурсов в республике, отрасли, регионе;

топливно-энергетические ресурсы (ТЭР) —

3 стр., 1370 слов

Закон республики беларусь об энергосбережении

... технических нормативных правовых актов в области технического нормирования и стандартизации. Производители и пользователи топливно-энергетических ресурсов обеспечивают единство измерений при осуществлении мероприятий по энергосбережению в соответствии с законодательством Республики Беларусь. Статья 12. Государственный ...

и преобразованных видов топлива и энергии, используемых в республике;

условное топливо

способностью 7000 ккал/кг (для жидких и твердых видов топлива) и 7000 ккал/нм 3 (для газообразных видов топлива).

Применяется для сравнения различных видов топлива по их теплотворной способности;

калорийный эквивалент –

равноценное количество натурального топлива для пересчета по его теплотворной способности в условное топливо. Величина безразмерная.

коэффициент пересчета электрической энергии (далее — электроэнергии) в

условное топливо

коэффициент пересчета тепловой энергии (далее — теплоэнергии) в условное

топливо —

коэффициент полезного действия (КПД) энергоустановки –

величины полезной энергии, получаемой на выходе, к величине подведенной энергии;

простой срок окупаемости энергосберегающего проекта –

которое сумма затрат на разработку и реализацию проекта окупится за счет полученного экономического эффекта от внедрения энергоэффективного мероприятия;

тендер (конкурс) –

оборудования или привлечения подрядчиков для выполнения работ, оказания услуг;

вторичные энергетические ресурсы (ВЭР)-

любого технологического процесса в результате недоиспользования первичной энергии или в виде побочного продукта основного производства и не применяемая в этом технологическом процессе;

нетрадиционные и возобновляемые источники энергии –

электрической и тепловой энергии, использующие энергетические ресурсы рек, водохранилищ и промышленных водостоков, энергию ветра, солнца, редуцируемого природного газа, биомассы (включая древесные отходы), сточных вод и твердых бытовых отходов;

децентрализация теплоснабжения –

от централизованного теплоснабжения из национальной энергосистемы и переход к автономным системам теплоснабжения от заводских мини-ТЭЦ, встроенных и пристроенных к зданиям местных блочных, блок-модульных, крышных котельных и т.п.;

местные виды топлива –

добытые на территории Республики Беларусь и использованные в качестве котельно-печного топлива (КПТ): топливный торф, попутный газ, дрова, используемые для отопления, отходы лесозаготовки и деревообработки, отходы сельскохозяйственной деятельности и прочие виды природного топлива.

состав затрат (укрупненные капиталовложения) –

выполнение предпроектных работ (ТЭО, обоснование инвестиций, бизнес-план) проектных работ, приобретение оборудования, производство строительно-монтажных и пуско-наладочных работ.

СОДЕРЖАНИЕ

ГЛАВА 1. Общие положения.

ГЛАВА 2. Технико-экономические обоснования внедрения энергосберегающих мероприятий:

1. Технико-экономическОЕ ОБОСНОВАНИЕ УСТАНОВКИ турбоаГРЕГАТА малой мощности

2. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ВНЕДРЕНИЯ РЕГУЛИРУЕМОГО ЭЛЕКТРОПРИВОДА:

2.1. Технико-экономическое обоснование внедрения регулируемого электропривода насоса

2.2. Технико-экономическое обоснование внедрения регулируемого электропривода дутьевого вентилятора или дымососа котла

3. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПЕРЕВОДА ПАРОВОГО КОТЛА В ВОДОГРЕЙНЫЙ РЕЖИМ

4. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ЗАМЕНЫ КОТЛОВ С НИЗКИМ КПД НА ВЫСОКОЭКОНОМИЧНЫЕ КОТЛЫ

5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПЕРЕВОДА КОТЛА НА СЖИГАНИЕ ПРИРОДНОГО ГАЗА

13 стр., 6068 слов

Внешнеторговая политика государства и направления совершенствования ...

... политика Республики Беларусь .1 Состояние внешней торговли Беларусь относится к числу малых индустриальных стран с ограниченными природными ресурсами и незначительной емкостью внутреннего рынка. В связи с этим активная внешнеэкономическая ... изменение структуры внешней торговли; обеспечение страны необходимыми ресурсами (сырьем, энергией и т.д.); изменение соотношения экспортных и импортных цен [5, ...

6. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПЕРЕВОДА КОТЛОВ НА СЖИГАНИЕ МЕСТНЫХ ВИДОВ ТОПЛИВА (ДРОВА, ОПИЛКИ, ЩЕПА/ТОРФ И ДР.)

7. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ЗАМЕНЫ ЭЛЕКТРОКОТЛА НА ОТОПИТЕЛЬНЫЙ КОТЕЛ НА МЕСТНЫХ ВИДАХ ТОПЛИВА

8. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ВНЕДРЕНИЯ КОТЛОВ МАЛОЙ МОЩНОСТИ ВМЕСТО НЕЗАГРУЖЕННЫХ КОТЛОВ БОЛЬШОЙ МОЩНОСТИ

9. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ЛИКВИДАЦИИ ДЛИННЫХ ТЕПЛОТРАСС И ПАРОПРОВОДОВ

10. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ ПРЕДИЗОЛИРОВАННЫХ ТРУБ ПРИ ПРОКЛАДКЕ ТЕПЛОТРАСС

11. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ТЕРМОРЕНОВАЦИИ ОГРАЖДАЮЩИХ КОНСТРУКЦИЙ ЗДАНИЙ

12. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ ИНФРАКРАСНЫХ ИЗЛУЧАТЕЛЕЙ

13. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ ЭНЕРГОЭКОНОМИЧНЫХ ОСВЕТИТЕЛЬНЫХ ПРИБОРОВ

14. ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТЕПЛОВЫХ ВЭР В СИСТЕМАХ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ

15. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ВНЕДРЕНИЯ РЕГУЛЯТОРОВ РАСХОДА ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

ГЛАВА 3. Приложения:

1. Средние калорийные (топливные) эквиваленты для перевода натурального топлива в условное

2. Исходные данные, необходимые для проведения расчета стоимости 1 т у.т.

3. Справочные данные по определению типа турбоагрегата

4. Перечень эффективных направлений энергосбережения в Республике Беларусь

1. Технико-экономическОЕ ОБОСНОВАНИЕ установки турбоаГРЕГАТА (ТУРБОУСТАНОВКИ) малой мощности

1.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТИПА ТУРБОАГРЕГАТА И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЧИСЛА ЧАСОВ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ УСТАНОВЛЕННОЙ МОЩНОСТИ

1.1.1. После расчета и определения паровых нагрузок и параметров работы котлоагрегатов, используя приложение 3 к настоящим Методическим рекомендациям, произвести выбор типа турбоагрегата (турбоустановки), возможного к применению на рассматриваемой котельной.

1.1.2. Необходимо для дальнейшего расчета определить число часов использования установленной мощности турбоагрегата при установке на обследуемой котельной. Для этого необходимо определить среднечасовой расход пара на котельной:

D час = Dгод /Tгод , т/ч,

где D час – среднечасовой расход пара на котельной, т/ч

D год – годовой расход пара, т

T год – число часов работы котельной в году, часов.

1.1.2.1. Если среднечасовой расход пара на котельной выше или равен номинальному расходу пара на турбину, то число часов использования установленной мощности будет равно числу часов работы котельной. При этом необходимо учитывать, что пар прошедший через турбину имеет несколько меньший потенциал, чем редуцированный пар. Это в свою очередь вызовет необходимость увеличения производства пара на 10 –20% для получения у потребителя того же количества теплоты.

1.1.2.2. Если среднечасовой расход пара на котельной ниже номинального расхода пара на турбину более чем на 20%, то число часов использования установленной мощности снижается пропорционально расходу пара и мощность турбоагрегата определяется по диаграммам режимов. После определения мощности турбоагрегата по диаграмме режимов, определим число часов использования установленной мощности по формуле:

21 стр., 10360 слов

Образование тарифов на электроэнергию в РФ

... оказание услуг на потребительском рынке электроэнергии и мощности осуществляются по тарифам (нормативам), утвержденным в соответствии с ... Гораздо выгоднее сжигать древесные отходы в котельных отдаленных поселков, чем просто их выбрасывать. ... поддержку предпринимательства и укреплению предпринимательского сектора экономики России, межотраслевой и межрегиональной координации тарифообразования. Создание ...

T уст = Nтг x Tгод /Nуст. , часов,

где T уст – число часов использования установленной мощности,

N тг – мощность турбоагрегата, определенная по диаграмме режимов, кВт;

T год – число часов работы котельной в году, часов;

N уст – установленная мощность выбранного турбоагрегата, кВт.

1.2. РАСЧЕТ ЭКОНОМИИ ТОПЛИВА ОТ УСТАНОВКИ ТУРБОАГРЕГАТА

1.2.1. Для расчета экономии топлива от установки турбоагрегата важно точно знать затраты топлива на производство электроэнергии на обследуемой котельной. Для этого необходимо определить удельный расход топлива на производство 1 Гкал теплоты отпускаемой от котлов или коэффициенты полезного действия котельной и транспорта пара к турбине.

1.2.1.1. Определить с помощью обратного баланса коэффициент полезного действия котлов брутто (при соответствии режимов работы котлов режимным картам его можно взять из данных режимно-наладочных испытаний, в противном случае необходимо проведение замеров топочных режимов с помощью газоанализаторов типа “Testo” с получением коэффициента полезного действия).

Затем определяется коэффициент полезного действия котельной нетто с учетом потребления теплоты на собственные нужды котельной:

h кнетто = hкбрутто х (1-&#945сн /100), %,

где h кнетто – коэффициент полезного действия котельной нетто, т.е. с учетом собственных нужд котельной в теплоте;

  • &#945 сн – коэффициент расхода теплоты на собственные нужды котельной, %;

h кбрутто – коэффициент полезного действия котлов брутто средневзвешенный (по котельной):

h кбрутто = Σ(hкотлабрутто хQкотлагод )/Σ Qкотлагод , %

где h котлабрутто – коэффициент полезного действия котла брутто, %;

Q котлагод – выработка теплоты котлом в году, Гкал.

При этом коэффициент полезного действия фактически должен соответствовать норме расхода топлива на производство 1 Гкал, согласованной Комитетом по энергоэффективности при Совете Министров Республики Беларусь, или быть ниже ее за счет внедрения энергосберегающих мероприятий, направленных на снижение потребления ТЭР.

1.2.1.2. Путем замера температуры поверхности изоляции паропроводов можно определить потери при транспорте пара (при нормальном состоянии теплоизоляции КПД транспорта пара составляет 98% внутри котельной и 96% при установке турбогенератора в отдельностоящем здании с прокладкой наружных паропроводов).

1.2.2. Определение количества теплоты на выработку электроэнергии на выбранном турбоагрегата за год:

Q ээ = Nуст. * Tуст. * kэ * hтг *hкнетто * hтр * 10-6 , Гкал,

20 стр., 9539 слов

Определение рыночной стоимости объекта жилой недвижимости на ...

... принципы оценки, виды стоимости объектов жилой недвижимости, нормативное регулирование процесса оценки жилой недвижимости; рассмотреть подходы к оценке стоимости недвижимости; рассчитать стоимость объекта жилой недвижимости. Объект исследования дипломной работы - оценка жилой недвижимости, а предмет ...

где N уст. – установленная мощность турбогенератора, кВт;

T уст – число часов использования установленной мощности, час;

k э – коэфф-нт перевода электрической энергии в тепловую, равен 1,16;

h тг – коэффициент полезного действия турбоагрегата (Приложение 3);

h кнетто – коэффициент полезного действия котельной нетто после установки турбоагрегата с учетом роста среднечасовой паровой нагрузки, %;

h тр – коэффициент полезного действия транспорта пара, %.

1.2.3. Определение расхода условного топлива на выработку электроэнергии на выбранном турбоагрегата за год:

B ээ = Qээ / Qнр , т у.т.,

где B ээ — расход условного топлива на выработку электроэнергии, т у.т.;

Q ээ – расход теплоты на выработку электроэнергии, Гкал;

Q нр – низшая теплотворная способность условного топлива, равная 7000 ккал/кг.

1.2.4. Определение выработанной электроэнергии на турбоагрегата за год:

Э выр. = Nуст. х Tуст. , кВт ч,

где N уст. – установленная мощность турбоагрегата, кВт;

T уст – число часов использования установленной мощности, час.

1.2.5. Определение количества отпущенной электроэнергии от выбранного турбоагрегата:

Э отп.тг = Эвыр. х (1-aснээ /100), кВт ч,

где a снээ – коэффициент потребления электроэнергии на собственные нужды турбоагрегата (на работу насосов техводоснабжения, пускового маслонасоса и др. электрического оборудования), в зависимости от выбранной схемы технического водоснабжения составляет ориентировочно: при включении в схему технического водоснабжения предприятия – (0,5 – 1 %), при индивидуальной схеме технического водоснабжения – (3 – 8%).

1.2.6. Необходимое количество отпущенной электроэнергии с шин электростанций концерна “Белэнерго” с учетом потерь в электрических сетях на транспорт электроэнергии до вводов токоприемников предприятия составляет:

Э отпэс = Эотп.тг х (1+ kпот /100. ) , кВт ч

где Э отп.тг – отпущенная с шин турбоагрегатом и потребленная предприятием электроэнергия, кВт ч;

k пот – коэффициент потерь в электрических сетях на транспорт электроэнергии в системе концерна «Белэнерго».

1.2.7. Определение экономии топлива от установки выбранного турбоагрегата на котельной предприятия:

ΔВ тг = Эотпэс * bээср * 10 –6 – Bээ , т у.т.

где Э отпэс – количество электроэнергии, отпущенной с шин электростанций концерна “Белэнерго”, с учетом потерь в электросетях на транспорт электроэнергии, тыс. кВт ч;

b ээср – удельный расход топлива на отпуск электроэнергии принимается равным фактическому расходу топлива на замыкающей станции в энергосистеме (Лукомльской ГРЭС) за год, предшествующий составлению расчета, г у.т./кВт ч;

B ээ – годовой расход топлива на выработку электроэнергии выбранным турбоагрегатом, т у.т.

76 стр., 37842 слов

ТЭО Технико-экономическое обоснование внедрения автоматизированной ...

... ею в совокупности с необходимостью повышения эффективности управленческой деятельности и ее совершенствования. Технико-экономическое обоснование внедрения автоматизированной системы управления ресурсами в АО «БашнефтиСервис» Цель работы – разработка проекта ...

1.3. РАСЧЕТ СРОКА ОКУПАЕМОСТИ ВНЕДРЕНИЯ ТУРБОАГРЕГАТА МАЛОЙ МОЩНОСТИ

1.3.1. Определение укрупненных капиталовложений в установку турбоагрегата малой мощности на котельных предприятий с созданием малых ТЭЦ.

1.3.1.1. Стоимость выбранного турбоагрегата определяется по результатам тендера.

1.3.1.2. Стоимость электротехнических устройств составляет ориентировочно

10 – 15 % от стоимости турбоагрегата.

1.3.1.3. Стоимость тепломеханической части (паропроводы, трубопроводы технической воды и т.д.) – 15 – 20% от стоимости турбоагрегата.

1.3.1.4. Стоимость строительно-монтажных работ в зависимости от:

  • расположение турбоагрегата в котельной – 15-20% от стоимости оборудования;
  • расположение турбоагрегата в отдельно стоящем строении – 20 – 30% от стоимости оборудования.

1.3.1.5. Стоимость проектно-изыскательных работ – 5-10% от стоимости строительно-монтажных работ.

1.3.1.6. Стоимость пуско-наладочных работ – 3-5% от стоимости оборудования.

1.3.1.7. Стоимость оборудования:

С об. = Стг + (0,1-0,15) х Стг + (0,15 – 0,2) х Стг , тыс. руб.

1.3.1.8. Капиталовложения в мероприятие:

К тг = Соб + (0,05-0,1) х Ссмр + (0,15-0,3) х Соб + (0,03-0,05) х Соб , тыс.руб.

1.3.2. Определение срока окупаемости мероприятия:

Ср ок = Ктг /(ΣВтг х Стопл ), лет,

где К тг – капиталовложения в мероприятие, тыс. руб.;

ΔВ тг – экономия топлива от внедрения мероприятия, т у.т.;

С топл – стоимость 1 т у.т. (тыс.руб.), уточняется на момент составления расчета (Приложение 2).

2. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ВНЕДРЕНИЯ РЕГУЛИРУЕМОГО ЭЛЕКТРОПРИВОДА

При использовании регулируемого электропривода экономия электроэнергии достигается за счет

  • снижение потерь в трубопроводах;
  • снижение потерь на дросселирование в регулирующих
  • поддержание оптимального гидравлического режима в сетях;
  • устранение влияния холостого хода электродвигателя;

— оптимизация режима работы установки в зависимости от рабочих параметров.

2.1. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ВНЕДРЕНИЯ РЕГУЛИРУЕМОГО ЭЛЕКТРОПРИВОДА НАСОСА

2.1.1. РАСЧЕТ ЭКОНОМИИ ТОПЛИВА ОТ ВНЕДРЕНИЯ РЕГУЛИРУЕМОГО ЭЛЕКТРОПРИВОДА НАСОСА

2.1.1.1. Определение относительной скорости вращения насоса при снижении давления в подающем трубопроводе:

P/P ном = n2 /nном2 ;

n =V¯ P/P ном * nном2 ; об/мин.

Где Р – давление в напорном трубопроводе, кгс/см 2 ;

5 стр., 2361 слов

Экономический расчет котла ТП

... сумма будет использована для расчета экономической эффективности автоматизации. 5. Расчет производственной программы Производственная ... 7. Норма расхода: |Н | | | | а) топлива, (газа) м3/час |Нт |16,2 |16,1 | | б) электроэнергии, квт/час |Нэ |50 |49 | |8. Цена, ... |10120 |10120 | |Наименование приборов, марка, тип |Количес|Сметная | | |тво, |стоимость, руб. | | |шт. | | | | |единицы |общая | |1 |2 ...

Р ном – номинальное давление в напорном трубопроводе, кгс/см2 ;

n ном – номинальные обороты электродвигателя, об/мин.

Примечание: При регулировании расхода (производительности) насоса при неизменном давлении в подающем трубопроводе (при выдерживании гидравлики) необходимо использовать следующую формулу:

Q/Q ном = n/nном ;

n = Q/Q ном * nном ;

  • где Q – фактическая производительность насоса, т/ч;

Q ном – номинальная производительность насоса при заданном давлении, т/ч.

2.1.1.2. Определение мощности на валу насоса при работе на пониженном давлении:

N/N ном = n3 /nном3 ;

N = N ном * n3 /nном3 ; кВт

где N ном – номинальная мощность на валу насоса, кВт;

  • n – обороты электродвигателя при работе на пониженном давлении (производительности) в напорном трубопроводе, об/мин;

n ном – номинальные обороты электродвигателя, об/мин.

2.1.1.3. Годовой расход электроэнергии при работе насоса с номинальной скоростью:

W н = Nном * T * Kи , кВт ч;

  • где Т – количество часов работы, ч;

К и – коэффициент использования.

2.1.1.4. Годовой расход электроэнергии при работе насоса с регулируемым электроприводом:

W = N * T * K и , кВт ч;

  • где Т – количество часов работы, ч;

К и – коэффициент использования.

2.1.1.5. Годовая экономия электроэнергии при работе насоса с регулируемым электроприводом, по сравнению с насосом с обычным электроприводом:

ΔW = W н – W ; кВт ч

2.1.1.6. Годовая экономия условного топлива от внедрения регулируемого электропривода с учетом потерь на транспорт электроэнергии в электросетях:

ΔВ = ΔW * b э * (1+kпот /100) * 10 –3 , т у.т.;

где b э – удельный расход топлива на отпуск электроэнергии принимается равным фактическому расходу топлива на замыкающей станции в энергосистеме (Лукомльской ГРЭС) за год, предшествующий составлению расчета, кг у.т./кВт ч;

k пот — потери электроэнергии в электросетях (с учетом распределительных) в системе концерна “Белэнерго”.

2.1.2. РАСЧЕТ СРОКОВ ОКУПАЕМОСТИ ВНЕДРЕНИЯ РЕГУЛИРУЕМОГО ЭЛЕКТРОПРИВОДА

2.1.2.1. Определение укрупненных капиталовложений в регулируемый электропривод:

2.1.2.1.1. Стоимость выбранного регулируемого электропривода С рэп согласно договорной цены фирмы – поставщика (на основании тендера);

2.1.2.1.2. Стоимость электротехнических устройств и КИП составляет ориентировочно

3-5 % от стоимости РЭП.

2.1.2.1.3. Стоимость строительно-монтажных работ – 5-10% от стоимости оборудования;

2.1.2.1.4. Стоимость пуско-наладочных работ – 3-5% от стоимости оборудования.

2.1.2.1.5. Стоимость оборудования:

С об. = Срэп + (0,03 – 0,05) х Срэп , тыс. руб.

11 стр., 5186 слов

Определение эффективности производства

... темы курсовой работы. Целью курсовой работы является изучение путей и резервов повышения эффективности производства на примере предприятия ОАО «Пищекомбинат Бежицкий». Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи: изучить сущность и критерии экономической эффективности производства; ...

2.1.2.1.6. Капиталовложения в мероприятие:

К рэп = Соб + (0,05-0,1) х Соб + (0,03-0,05) х Соб , тыс.руб.

2.1.2.2. Определение срока окупаемости мероприятия:

Ср ок = Крэп /(ΔВ х Стопл ), лет,

где К рэп – капиталовложения в мероприятие, тыс. руб.;

  • DВ – экономия топлива от внедрения мероприятия, т у.т.;

С топл – стоимость 1 т у.т. (тыс.руб.), уточняется на момент составления расчета (Приложение 2).

2.2. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ВНЕДРЕНИЯ РЕГУЛИРУЕМОГО ЭЛЕКТРОПРИВОДА (РЭП) ДУТЬЕВОГО ВЕНТИЛЯТОРА ИЛИ ДЫМОСОСА КОТЛА

2.2.1. РАСЧЕТ ЭКОНОМИИ ТОПЛИВА ОТ ВНЕДРЕНИЯ РЕГУЛИРУЕМОГО ЭЛЕКТРОПРИВОДА ДУТЬЕВОГО ВЕНТИЛЯТОРА ИЛИ ДЫМОСОСА КОТЛА

2.2.1.1. Определение относительной скорости вращения насоса при снижении производительности дутьевого вентилятора (ДВ) или дымососа (ДС):

Q/Q ном = n/nном ;

n = Q/Q ном * nном ;

где Q – фактическая производительность ДВ или ДС, м 3 /ч;

Q ном – номинальная производительность ДВ или ДС при заданном давлении, м3 /ч.

2.2.1.2. Определение мощности на валу ДВ или ДС при работе на сниженной производительности:

N/N ном = n3 /nном3 ;

N = N ном * n3 /nном3 ; кВт

где N ном – номинальная мощность на валу ДВ ли ДС, кВт;

  • n – обороты электродвигателя при работе на пониженной производительности, об/мин;

n ном – номинальные обороты электродвигателя, об/мин.

2.2.1.3. Годовой расход электроэнергии при работе ДВ или ДС с номинальной скоростью:

W н = Nном * T * Kи , кВт ч;

  • где Т – количество часов работы, ч;

К и – коэффициент использования.

2.2.1.4. Годовой расход электроэнергии при работе ДВ или ДС с регулируемым электроприводом:

W = N * T * K и , кВт ч;

  • где Т – количество часов работы, ч;

К и – коэффициент использования.

2.2.1.5. Годовая экономия электроэнергии при работе ДВ или ДС с регулируемым электроприводом по сравнению с насосом с обычным электроприводом:

DW = W н – W; кВт ч

2.2.1.6. Годовая экономия условного топлива от внедрения регулируемого электропривода с учетом потерь на транспорт электроэнергии в электросетях (с учетом распределительных):

DВ = DW * b э * (1+kпот /100) * 10 –3 , т у.т.;

где b э – удельный расход топлива на отпуск электроэнергии принимается равным фактическому расходу топлива на замыкающей станции в энергосистеме (Лукомльской ГРЭС) за год, предшествующий составлению расчета, кг у.т./кВт ч;

k пот – потери электроэнергии в электросетях (с учетом распределительных) в системе концерна “Белэнерго”.

2.2.2. РАСЧЕТ СРОКА ОКУПАЕМОСТИ ВНЕДРЕНИЯ РЕГУЛИРУЕМОГО ЭЛЕКТРОПРИВОДА

2.2.2.1. Определение укрупненных капиталовложений в регулируемый электропривод:

2.2.2.1.1. Стоимость выбранного регулируемого электропривода С рэп согласно договорным ценам фирмы-поставщика (на основании тендера);

3 стр., 1070 слов

Курсовая Определение стоимости объекта недвижимости (НГАСУ(Сибстрин))

... стоимости объекта недвижимости. Цель курсовой работы - оценка недвижимости; - Задача - закрепление теоретических знаний и приобретение практических навыков в области экономики и оценки недвижимости ... на основе самостоятельного изучения и обобщения законодательных и нормативных актов, экономической литературы, приведения расчетов по определению стоимости ...

2.2.2.1.2. Стоимость электротехнических устройств и КИП составляет ориентировочно 3-5 % от стоимости РЭП.

2.2.2.1.3. Стоимость строительно-монтажных работ – 5-10% от стоимости оборудования;

2.2.2.1.4. Стоимость пуско-наладочных работ – 3-5% от стоимости строительно-монтажных работ.

2.2.2.1.5. Стоимость оборудования:

С об. = Срэп + (0,03 – 0,05) х Срэп , тыс. руб.

2.2.2.1.6. Капиталовложения в мероприятие:

К рэп = Соб + (0,05-0,1) х Соб + (0,03-0,05) х Соб , тыс. руб.

2.2.2.2. Определение срока окупаемости мероприятия:

Ср ок = Крэп /(ΔВ х Стопл ), лет,

где К рэп – капиталовложения в мероприятие, тыс. руб.;

  • DВ – экономия топлива от внедрения мероприятия, т у.т.;

С топл – стоимость 1 т у.т. (тыс.руб.), уточняется на момент составления расчета (Приложение 2).

3. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПЕРЕВОДА ПАРОВОГО КОТЛА В ВОДОГРЕЙНЫЙ РЕЖИМ

При переводе паровых котлов в водогрейный режим экономический эффект достигается за счет:

  • снижения расхода тепла на собственные нужды:
  • потери тепла с продувкой котлов;
  • потери тепла в паропроводах и пароводяных теплообменниках;
  • потери тепла с потерей конденсата;
  • снижения расхода электроэнергии на производственные нужды:
  • на питательные насосы;
  • на конденсатные насосы;
  • снижения затрат на химводоподготовку.

    3.1.

РАСЧЕТ ЭКОНОМИИ ТОПЛИВА ОТ ПЕРЕВОДА ПАРОВОГО КОТЛА В ВОДОГРЕЙНЫЙ РЕЖИМ

3.1.1. Определение удельного расхода топлива на отпуск тепловой энергии после перевода котла в водогрейный режим.

Снижение удельного расхода топлива на отпуск тепловой энергии вызвано снижением расхода тепла на собственные нужды на 1,5%:

b тэв = bтэф * hнеттоф /hнеттов , кг у.т./Гкал;

где b тэф – удельный расход топлива на отпуск тепловой энергии от парового котла фактический, кг у.т./Гкал;

h неттоф – КПД парового котла нетто фактический, %;

h неттов – КПД котла в водогрейном режиме, % :

h неттов = hнеттоф * (1-aсн /100)/(1-aсн /100+0,015),

где a сн – коэффициент расхода тепла на собственные нужды для паровой котельной: природный газ — 3,5-5,5%, мазут – 4,5 – 6,5%.

3.1.2. Определение экономии условного топлива от изменения КПД котла нетто:

ΔBт = Q ч * Tг * (bтэф – bтэв )*10-3 , т у.т.

где Q ч – среднечасовая тепловая нагрузка котельной, Гкал/ч;

T г – число часов работы котельной в году, ч;

3.1.3. Определение снижения расхода электроэнергии после перевода на водогрейный режим.

Среднее удельное потребление электроэнергии на отпуск тепловой энергии на паровой котельной составляет э снп = 30 – 45 кВт ч/Гкал, для котельной, работающей в водогрейном режиме — эснв = 20 – 25 кВт ч/Гкал.

ΔЭ =( э снп – эснв ) * Qч * Тг , кВт ч.

3.1.4. Определение экономии топлива от снижения потребления электроэнергии с учетом потерь в электросетях на транспорт электроэнергии:

ΔВ э = ΔЭ * bэ * (1+kпот /100) *10-3 , т у.т.;

где b э – удельный расход топлива на отпуск электроэнергии принимается равным фактическому расходу топлива на замыкающей станции в энергосистеме (Лукомльской ГРЭС) за год, предшествующий составлению расчета, кг у.т./кВт ч;

k пот – потери электроэнергии в электросетях (с учетом распределительных) в системе концерна “Белэнерго”.

3.1.5. Определение экономии топлива от перевода парового котла в водогрейный режим:

ΔВ = ΔВ т + ΔВэ , т у.т.

3.2. РАСЧЕТ СРОКОВ ОКУПАЕМОСТИ ПЕРЕВОДА ПАРОВОГО КОТЛА В ВОДОГРЕЙНЫЙ РЕЖИМ

3.2.1. Определение укрупненных капиталовложений:

3.2.1.1. Стоимость выбранного на основании тендера проекта перевода парового котла в водогрейный режим С вк – согласно договорным ценам фирмы-проектанта;

3.2.1.2. Стоимость оборудования (трубопроводов, арматуры и т.п.) определяется согласно договорным ценам на основании тендера;

3.2.1.3. Стоимость строительно-монтажных работ – 5-10% от стоимости оборудования;

3.2.1.4. Стоимость пуско-наладочных работ – 3-5% от стоимости оборудования.

3.2.1.5. Капиталовложения в мероприятие:

К вк = Свк + Соб + (0,05-0,1) х Соб + (0,03-0,05) х Соб , тыс.руб.

3.2.2. Определение срока окупаемости мероприятия:

Ср ок = Квк /(ΔВ х Стопл ), лет,

где К вк – капиталовложения в мероприятие, тыс. руб.;

  • ΔВ – экономия топлива от внедрения мероприятия, т у.т.;

С топл – стоимость 1 т у.т. уточняется на момент составления расчета (Приложение 2).

4. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ЗАМЕНЫ КОТЛОВ, С НИЗКИМ КПД НА ВЫСОКОЭКОНОМИЧНЫЕ КОТЛЫ

При замене котлов с низким КПД на высокоэкономичные котлы экономический эффект достигается за счет снижения потребления топлива при более эффективном процессе его сжигания для получения тепловой энергии.

4.1. РАСЧЕТ ЭКОНОМИИ ТОПЛИВА ОТ ЗАМЕНЫ КОТЛА, С НИЗКИМ КПД НА ВЫСОКОЭКОНОМИЧНЫЙ КОТЕЛ

4.1.1. Определение удельного расхода топлива на отпуск тепловой энергии после замены котла.

Снижение удельного расхода топлива на отпуск тепловой энергии вызвано увеличением КПД котельной установки:

b тэн = (142,76/hнеттон ) *100, кг у.т./Гкал;

h неттон – КПД нового котла, % :

4.1.2. Определение экономии условного топлива от изменения КПД котла нетто:

ΔBт = Q ч * Tг * (bтэф – bтэн )*10-3 , т у.т.

где b тэф – удельный расход топлива на отпуск тепловой энергии фактический, кг у.т./Гкал;

Q ч – среднечасовая тепловая нагрузка котельной, Гкал/ч;

T г – число часов работы котельной в году, ч.

4.2. РАСЧЕТ СРОКА ОКУПАЕМОСТИ ЗАМЕНЫ КОТЛА С НИЗКИМ КПД, НА ВЫСОКОЭКОНОМИЧНЫЙ КОТЕЛ

4.2.1. Определение укрупненных капиталовложений:

4.2.1.1. Стоимость оборудования определяется согласно договорным ценам (на основании тендера);

4.2.1.2. Стоимость проектных работ – до 10% от стоимости строительно-монтажных работ;

4.2.1.3. Стоимость строительно-монтажных работ – 25-30% от стоимости оборудования;

4.2.1.4. Стоимость пуско-наладочных работ – 3-5% от стоимости оборудования.

4.2.1.5. Капиталовложения в мероприятие:

К з = Соб + 0,1 х Ссмр +(0,25-0,3) х Соб + (0,03-0,05) х Соб , тыс.руб.

4.2.2. Определение срока окупаемости мероприятия:

Ср ок = Кз /(ΔВ х Стопл ), лет,

где К з – капиталовложения в мероприятие, тыс. руб.;

  • ΔВ – экономия топлива от внедрения мероприятия, т у.т.;

С топл – стоимость 1 т у.т. (тыс.руб.) уточняется на момент составления расчета (Приложение 2).

5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПЕРЕВОДА КОТЛА НА СЖИГАНИЕ ПРИРОДНОГО ГАЗА

При переводе котла на сжигание газа экономический эффект достигается за счет:

  • снижения потребления условного топлива (повышение КПД котла, снижение расхода тепла на собственные нужды)
  • разности в стоимости сжигаемого топлива.

    5.1.

РАСЧЕТ ЭКОНОМИИ ТОПЛИВА ОТ ПЕРЕВОДА КОТЛА НА СЖИГАНИЕ ПРИРОДНОГО ГАЗА

5.1.1. Определение удельного расхода топлива на отпуск тепловой энергии после перевода котла на сжигание природного газа.

5.1.1.1.Снижение удельного расхода топлива на отпуск тепловой энергии вызвано увеличением КПД котельной установки:

b тэп = (142,76/hнеттон ) *100, кг у.т./Гкал;

h неттоп – КПД котла после перевода на сжигание природного газа, %.

Ориентировочно увеличение КПД котельной установки при сжигании природного газа составляет от 1-2,5%.

5.1.1.2.Снижение удельного расхода топлива на отпуск тепловой энергии вызвано снижением расхода тепла на собственные нужды на 1,5%:

b тэпг = bтэп * hнеттоф /hнеттоп , кг у.т./Гкал;

где b тэп – удельный расход топлива на отпуск тепловой энергии от котла на природном газе, кг у.т./Гкал;

h неттоф – КПД котла нетто фактический, %;

h неттоп – КПД котла нетто при сжигании природного газа, % :

h неттоп = hнеттоф * (1-aсн /100)/(1-aсн /100+0,0015),

где a сн – коэффициент расхода тепла на собственные нужды для котельной: мазут – 4,5 – 6,5%.

5.1.2. Определение экономии условного топлива от изменения КПД котла нетто:

DB = Q ч * Tг * (bтэф – bтэпг )*10-3 , т у.т.

где b тэф – удельный расход топлива на отпуск тепловой энергии фактический, кг у.т./Гкал;

Q ч – среднечасовая тепловая нагрузка котельной, Гкал/ч;

T г – число часов работы котельной в году, ч.

5.2. РАСЧЕТ СРОКА ОКУПАЕМОСТИ ПЕРЕВОДА КОТЛА НА СЖИГАНИЕ ПРИРОДНОГО ГАЗА

5.2.1. Определение укрупненных капиталовложений:

5.2.1.1. Стоимость оборудования определяется согласно договорным ценам (на основании тендера);

5.2.1.2. Стоимость проектных работ – до 10% от стоимости строительно-монтажных работ;

5.2.1.3. Стоимость строительно-монтажных работ – 25-30% от стоимости оборудования;

5.2.1.4. Стоимость пуско-наладочных работ – 3-5% от стоимости оборудования.

5.2.1.5. Капиталовложения в мероприятие:

К пг = Соб + 0,1 х Ссмр +(0,25-0,3) х Соб + (0,03-0,05) х Соб , тыс.руб.

5.2.2. Определение срока окупаемости мероприятия за счет экономии топлива:

Ср ок = Кпг /(ΔВ х Стопл ), лет,

где К пг – капиталовложения в мероприятие, тыс. руб.;

  • ΔВ – экономия топлива от внедрения мероприятия, т у.т.;

С топл – стоимость 1 т у.т. (тыс.руб.), уточняется на момент составления расчета (Приложение 2).

5.2.3. Определение срока окупаемости мероприятия за счет разности в стоимости сжигаемого топлива.

5.2.3.1. Определение количества сжигаемого мазута:

B м = Qч х Тг x bтэф /(Kм х 103 ), т

где Q ч – среднечасовая нагрузка котельной, Гкал/час;

Т г – число часов работы в год, часов;

b тэф – удельный расход топлива при работе на мазуте на производство тепловой энергии, кг у.т./Гкал;

K м – топливный эквивалент мазута (печного бытового топлива – ПБТ) для перевода в натуральное топливо = 1,37 (1,45) (Приложение 1).

5.2.3.2. Определение количества сжигаемого природного газа:

B г = Qч х Тг x bтэпг /(Kпг х 103 ), т

где Q ч – среднечасовая нагрузка котельной, Гкал/час;

Т г – число часов работы в год, часов;

b тэпг – удельный расход топлива при работе на природном газе на производство тепловой энергии, кг у.т./Гкал;

K пг – топливный эквивалент природного газа для перевода в натуральное топливо = 1,15 (Приложение 1).

5.2.3.3. Определение разности в стоимости сжигаемого топлива:

ΔС топл = Вм х См – Впг х Спг , тыс. руб.;

где С м – стоимость тонны мазута, тыс. руб./тонну;

С пг – стоимость тысячи метров кубических природного газа, тыс. руб./тыс. м3 .

5.2.3.4. Определение срока окупаемости мероприятия за счет разности стоимости сжигаемого топлива:

Ср ок = Кпг /ΔСтопл , лет,

где К пг – капиталовложения в мероприятие, тыс. руб.;

ΔС топл. – разность в стоимости сжигаемого топлива, тыс. руб.

6. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПЕРЕВОДА КОТЛОВ НА СЖИГАНИЕ МЕСТНЫХ ВИДОВ ТОПЛИВА (ДРОВА, ОПИЛКИ, ЩЕПА/ТОРФ И ДР.)

При переводе котла на сжигание местных видов топлива происходит замещение местными видами топлива (МВТ) импортируемых видов топлива и экономический эффект достигается за счет:

  • разности в стоимости сжигаемого топлива.

6.1. РАСЧЕТ СРОКА ОКУПАЕМОСТИ ПЕРЕВОДА КОТЛА НА СЖИГАНИЕ МЕСТНЫХ ВИДОВ ТОПЛИВА (МВТ)

6.1.1. Определение укрупненных капиталовложений:

6.1.1.1. Стоимость оборудования определяется согласно договорным ценам (на основании тендера);

6.1.1.2. Стоимость проектных работ – до 10% от стоимости строительно-монтажных работ;

6.1.1.3. Стоимость строительно-монтажных работ – 25-30% от стоимости оборудования;

6.1.1.4. Стоимость пуско-наладочных работ – 3-5% от стоимости оборудования.

6.1.1.5. Капиталовложения в мероприятие:

К мвт = Соб + 0,1 х Ссмр +(0,25-0,3) х Соб + (0,03-0,05) х Соб , тыс.руб.

6.1.2. Определение сроков окупаемости мероприятия за счет разности в стоимости сжигаемого топлива.

6.1.2.1. Определение количества сжигаемого топлива (ПБТ, мазут и т.д.):

B м = Qч х Тг x bтэф /(Kм х 103 ), т

где Q ч – среднечасовая нагрузка котельной, Гкал/час;

Т г – число часов работы в год, часов;

b тэф – удельный расход топлива при работе на мазуте (печном бытовом топливе – ПБТ) на производство тепловой энергии, кг у.т./Гкал;

K м – топливный эквивалент мазута (ПБТ) для перевода в натуральное топливо = 1,37 (1,45) (Приложение 1).

6.1.2.2. Определение количества сжигаемого местного топлива:

B г = Qч х Тг x bтэмвт /(Kмвт х 103 ), т

где Q ч – среднечасовая нагрузка котельной, Гкал/час;

Т г – число часов работы в год, часов;

b тэмвт – удельный расход топлива при работе на местном виде топлива на производство тепловой энергии, кг у.т./Гкал:

b тэмвт = 142,76/(hмвт х 10-2 ),

h мвт – коэффициент полезного действия котла на местных видах топлива, %;

K мвт – топливный эквивалент местных видов топлива для перевода в натуральное топливо (Приложение 1).

6.1.2.3. Определение разности в стоимости сжигаемого топлива:

ΔС топл = Вм х См – Вмвт х Смвт , тыс. руб.;

где С м – стоимость тонны мазута (ПБТ), тыс. руб./тонну;

С мвт – стоимость тонны МВТ (м3 и т.д.), тыс. руб./тонну.

6.1.2.4. Определение срока окупаемости мероприятия за счет разности стоимости сжигаемого топлива:

Ср ок = Кпг /ΔСтопл , лет,

где К пг – капиталовложения в мероприятие, тыс. руб.;

ΔС топл. – разность в стоимости сжигаемого топлива за год, тыс. руб. /год.

7. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ЗАМЕНЫ ЭЛЕКТРОКОТЛА НА ОТОПИТЕЛЬНЫЙ КОТЕЛ НА МЕСТНЫХ ВИДАХ ТОПЛИВА (МВТ)

При замене электрического котла на отопительный котел на местных видах топлива происходит замещение местными видами топлива (МВТ) импортируемых видов топлива и экономический эффект достигается за счет:

  • разности в стоимости сжигаемого топлива и потребляемой электроэнергии в пересчете на условное топливо.

7.1. РАСЧЕТ СРОКА ОКУПАЕМОСТИ ЗАМЕНЫ ЭЛЕКТРОКОТЛА НА ОТОПИТЕЛЬНЫЙ КОТЕЛ НА МЕСТНЫХ ВИДАХ ТОПЛИВА

7.1.1. Определение укрупненных капиталовложений:

7.1.1.1. Стоимость оборудования определяется согласно договорным ценам (на основании тендера);

7.1.1.2. Стоимость проектных работ – до 10% от стоимости строительно-монтажных работ;

7.1.1.3. Стоимость строительно-монтажных работ – 25-30% от стоимости оборудования;

7.1.1.4. Стоимость пуско-наладочных работ – 3-5% от стоимости оборудования.

7.1.1.5. Капиталовложения в мероприятие:

К мвт = Соб + 0,1 х Ссмр +(0,25-0,3) х Соб + (0,03-0,05) х Соб , тыс.руб.

7.1.2. Определение сроков окупаемости мероприятия за счет разности в стоимости сжигаемого топлива и потребленной электроэнергии (в пересчете на условное топливо).

7.1.2.1. Определение количества потребленной электроэнергии с переводом в условное топливо:

B э = Qч х Тг x Кпер х (1+kпот /100) х Ктоплэ , т у.т.

где Q ч – среднечасовая нагрузка котельной, Гкал/час;

Т г – число часов работы в год, часов;

K пер – переводной коэффициент Гкал в МВт ч = 1,16;

k пот – коэффициент, учитывающий потери в электрических сетях;

К топлэ – коэффициент пересчета электроэнергии в условное топливо равный 0,28 кг у.т./кВт ч.

7.1.2.2. Определение количества сжигаемого местного топлива:

B г = Qч х Тг x bтэмвт /(Kмвт х 103 ), т

где Q ч – среднечасовая нагрузка котельной, Гкал/час;

Т г – число часов работы в год, часов;

b тэмвт – удельный расход топлива при работе на местном виде топлива на производство тепловой энергии, кг у.т./Гкал:

b тэмвт = 142,76/(hмвт х 10-2 ),

h мвт – коэффициент полезного действия котла на местных видах топлива, %;

K мвт – топливный эквивалент местных видов топлива для перевода в натуральное топливо (Приложение 1).

7.1.2.3. Определение разности в стоимости сжигаемого топлива:

ΔС топл = Вэ х Сэ – Вмвт х Смвт , тыс. руб.;

где С э – стоимость 1 т у.т. (тыс.руб.), уточняется на момент составления расчета (Приложение 2);

С мвт – стоимость тонны МВТ (м3 и т.д.), тыс. руб./тонну (м3 и т.д.).

7.1.2.4. Определение срока окупаемости мероприятия за счет разности стоимости сжигаемого топлива:

Ср ок = Кз /ΔСтопл , лет,

где К з – капиталовложения в мероприятие, тыс. руб.;

ΔС топл. – разность в стоимости сжигаемого топлива за год, тыс. руб. /год.

8. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ВНЕДРЕНИЯ КОТЛОВ МАЛОЙ МОЩНОСТИ ВМЕСТО НЕЗАГРУЖЕННЫХ КОТЛОВ БОЛЬШОЙ МОЩНОСТИ

Экономический эффект от внедрения котлов малой мощности вместо незагруженных котлов большой мощности достигается за счет:

  • повышения коэффициента полезного действия малого котла при работе на номинальной нагрузке;
  • снижения потребления электроэнергии;
  • для паровых котлов дополнительный эффект достигается за счет снижения собственных нужд на производство тепла (уменьшение объема продувки и потерь через теплоизоляцию).

8.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭКОНОМИИ ТОПЛИВА ОТ ВНЕДРЕНИЯ КОТЛОВ МАЛОЙ МОЩНОСТИ ВМЕСТО НЕЗАГРУЖЕННЫХ КОТЛОВ БОЛЬШОЙ МОЩНОСТИ

8.1.1. Определение расхода топлива при использовании котла большой мощности.

8.1.1.1. По режимным картам определяем коэффициент полезного действия котла большой мощности при фактической загрузке.

8.1.1.2. Определяем удельный расход топлива на данном котле при фактической загрузке:

b тэб = 142,76/(hкб х 10-2 ), кг у.т./Гкал;

8.1.1.3. Определяем расход топлива необходимый для производства тепловой энергии на котле большой мощности:

В бк = Qф x bтэб x 10-3 , т у.т.,

где Q ф – фактический отпуск тепловой энергии с малой нагрузкой, Гкал.

8.1.2. Определение расхода топлива при использовании котла малой мощности.

8.1.2.1. Определяем удельный расход топлива на данном котле при фактической загрузке:

b тэм = 142,76/(hкм х 10-2 ), кг у.т./Гкал;

где h км — коэффициент полезного действия котла малой мощности.

8.1.2.2. Определяем расход топлива необходимый для производства тепловой энергии на котле малой мощности:

В мк = Qф x bтэм x 10-3 , т у.т.,

где Q ф – фактический отпуск тепловой энергии.

8.1.3. Определение экономии топлива от внедряемого мероприятия:

ΔВ = В бк – Вмк , т у.т.

8.2. РАСЧЕТ СРОКА ОКУПАЕМОСТИ УСТАНОВКИ КОТЛОВ МАЛОЙ МОЩНОСТИ ВМЕСТО КОТЛОВ БОЛЬШОЙ МОЩНОСТИ

8.2.1. Определение укрупненных капиталовложений:

8.2.1.1. Стоимость оборудования определяется согласно договорным ценам

(на основании тендера);

8.2.1.2. Стоимость проектных работ – до 10% от стоимости строительно-монтажных работ;

8.2.1.3. Стоимость строительно-монтажных работ – 25-30% от стоимости оборудования;

8.2.1.4. Стоимость пуско-наладочных работ – 3-5% от стоимости оборудования.

8.2.1.5. Капиталовложения в мероприятие:

К мк = Соб + 0,1 х Ссмр +(0,25-0,3) х Соб + (0,03-0,05) х Соб , тыс.руб.

8.2.2. Определение срока окупаемости мероприятия за счет экономии топлива:

Ср ок = Кмк /(ΔВ х Стопл ), лет,

где К мк – капиталовложения в мероприятие, тыс. руб.;

  • ΔВ – экономия топлива от внедрения мероприятия, т у.т.;

С топл – стоимость 1 т у.т. (тыс.руб.), уточняется на момент составления расчета (Приложение 2).

9. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ЛИКВИДАЦИИ ДЛИННЫХ ТЕПЛОТРАСС И ПАРОПРОВОДОВ

Экономический эффект от ликвидации длинных теплотрасс и паропроводов достигается за счет:

  • устранения тепловых потерь по теплотрассе или паропроводу;
  • снижения потребления электроэнергии.

Способы ликвидации длинных теплотрасс и паропроводов:

  • создание локального источника тепловой энергии с высокими экономическими показателями;
  • уход от использования пара в технологии и на нужды отопления.

    9.1.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭКОНОМИИ ТОПЛИВА ОТ ЛИКВИДАЦИИ ДЛИННЫХ ТЕПЛОТРАСС И ПАРОПРОВОДОВ

9.1.1. Определение перерасхода топлива при отпуске тепловой энергии в виде горячей воды или пара.

9.1.1.1. По результатам испытаний либо по расчету определяем потери Δ Q пот

по теплотрассе. Для расчета тепловых потерь можно использовать «Инструкцию по расчету тепловых потерь в водяных и паровых тепловых сетях».

9.1.1.2. Определяем перерасход топлива, получаемый при использовании теплопровода:

Δ В тэ = (Q + ΔQпот ) * bтэ /1000 – Q* bтэли /1000, т у.т.,

где Q – количество полученной тепловой энергии, Гкал;

ΔQ пот — потери по теплотрассе, Гкал;

b тэ – удельный расход топлива действующего теплоисточника, кг у.т./Гкал;

b тэли – удельный расход топлива локального теплоисточника, кг у.т./Гкал;

9.1.1.3. Определяем расход электроэнергии, необходимой для передачи тепловой энергии по длинной теплотрассе:

Э п = (Q + ΔQпот )* Эсн тэ , кВт ч;

  • где Q – количество полученной тепловой энергии, Гкал;

ΔQ пот — потери по теплотрассе, Гкал;

Э сн тэ – удельный расход электроэнергии, необходимой для транспорта и производства 1 Гкал тепловой энергии, кВт ч/Гкал.

9.1.1.4. Определяем расход электроэнергии, необходимой для производства и транспорта тепловой энергии от локального источника:

Э ли = Q* Эсн ли , кВт ч;

где Q – количество полученной тепловой энергии, Гкал

Э сн ли – удельный расход электроэнергии, необходимой для транспорта и производства 1 Гкал тепловой энергии на локальном источнике, кВт ч/Гкал.

9.1.1.5. Определим расход топлива, необходимый для покрытия перерасхода электроэнергии на производство тепловой энергии с учетом потерь в электросетях (при этом Лукомльская ГРЭС принимается замыкающей станцией в белорусской энергосистеме):

Δ В э = (Эп – Эли )* kпот * bэ *10-6 , т у.т.

где Э п – расход электроэнергии, необходимой для передачи тепловой энергии по длинной теплотрассе, кВт ч;

Э ли — расход электроэнергии, необходимой для производства и транспорта тепловой энергии от локального источника, кВт ч;

k пот – коэффициент, учитывающий потери в электрических сетях;

b э – удельный расход топлива на отпуск электроэнергии принимается равным фактическому расходу топлива на замыкающей станции в энергосистеме (Лукомльской ГРЭС) за год, предшествующий составлению расчета, г у.т./кВт ч.

9.1.1.6. Общая экономия топлива от ликвидации длинной теплотрассы составит

Δ В = Δ В тэ + Δ Вэ , т у.т.

9.2. РАСЧЕТ СРОКА ОКУПАЕМОСТИ ВНЕДРЕНИЯ ЛОКАЛЬНОГО ТЕПЛОИСТОЧНИКА И ЛИКВИДАЦИИ ДЛИННОЙ ТЕПЛОТРАССЫ ИЛИ ПАРОПРОВОДА

9.2.1. Определение укрупненных капиталовложений:

9.2.1.1. Стоимость оборудования определяется на основании тендера;

9.2.1.2. Стоимость проектных работ – до 10% от стоимости строительно-монтажных работ;

9.2.1.3. Стоимость строительно-монтажных работ – 25 – 30% от стоимости оборудования;

9.2.1.4. Стоимость пуско-наладочных работ – 3 – 5% от стоимости оборудования.

9.2.1.5. Капиталовложения в мероприятие:

К ли = Соб + 0,1 * Ссмр + (0,25-0,3) * Соб + (0,03-0,05) * Соб , тыс.руб.

9.2.2. Определение срока окупаемости мероприятия:

Ср ок = Кли /(Δ В * Стопл ), лет,

где К ли — капиталовложения в мероприятие, тыс.руб.

Δ В – экономия топлива от внедрения мероприятия, т у.т.

С топл – стоимость 1 т у.т. (тыс.руб.), уточняется на момент составления расчета ( Приложение 2).

10. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ, ПРЕДИЗОЛИРОВАННЫХ ТРУБ

Экономических эффект от применения предизолированных труб достигается за счет:

  • сокращения тепловых потерь в теплотрассах;
  • снижения потребления электроэнергии на транспорт тепловой энергии.

    10.1.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭКОНОМИИ ТОПЛИВА ОТ ПРИМЕНЕНИЯ, ПРЕДИЗОЛИРОВАННЫХ ТРУБ

10.1.1. Определение перерасхода топлива при отпуске тепловой энергии в виде горячей воды или пара.

10.1.1.1. По результатам испытаний либо по расчету определяем потери Δ Q пот

по теплотрассе. Для расчета тепловых потерь можно использовать «Инструкцию по расчету тепловых потерь в водяных и паровых тепловых сетях».

10.1.1.2. Определяем перерасход топлива, получаемый при использовании данного теплопровода:

Δ В тэ = (Q + Δ Qпот ) * bтэ /1000 – (Q + QпотПИ ) * bтэ /1000, т у.т.,

где Q – количество полученной тепловой энергии, Гкал;

Δ Q пот – потери по существующей теплотрассе, Гкал;

Q потПИ – потери по теплотрассе из предизолированных труб;

b тэ – удельный расход топлива действующего теплоисточника, кг у.т./Гкал.

10.1.1.3. Определяем расход электроэнергии необходимый на передачу тепловой энергии по существующей теплотрассе:

Э п = (Q + Δ Qпот )*Эсн тэ , кВт ч;

  • где Q – количество полученной тепловой энергии, Гкал;

Δ Q пот – потери по теплотрассе, Гкал;

Э сн тэ – удельный расход электроэнергии необходимой для транспорта и производства 1 Гкал тепловой энергии, кВт ч/Гкал.

10.1.1.4. Определяем количество электроэнергии необходимое для производства и транспорта тепловой энергии по теплотрассе из предизолированных труб:

Э пи = (Q + QпотПИ )* Эсн тэ , кВт ч,

где Q – количество полученной тепловой энергии, Гкал;

Q потПИ – потери по теплотрассе из предизолированных труб, Гкал,

Э сн тэ – удельный расход электроэнергии необходимой для транспорта и производства 1 Гкал тепловой энергии, кВт ч/Гкал.

10.1.1.5. Определим расход топлива необходимый для покрытия перерасхода электроэнергии на производство и транспорт тепловой энергии с учетом потерь в электросетях (при этом Лукомльская ГРЭС принимается замыкающей станцией в белорусской энергосистеме):

Δ В э = (Эп – Эпи )* kпот /100 * bтэ *10-6 , т у.т.,

где Э п – расход электроэнергии необходимый на передачу тепловой энергии по существующей теплотрассе, кВт ч;

Э пи – расход электроэнергии необходимый для производства и транспорта тепловой энергии по теплотрассе из предизолированных труб, кВт ч;

k пот – коэффициент, учитывающий потери в электрических сетях;

b тэ – удельный расход топлива на отпуск электроэнергии принимается равным фактическому расходу топлива на замыкающей станции в энергосистеме (Лукомльской ГРЭС) за год, предшествующий составлению расчета, г у.т./кВт ч.

10.1.1.6. Общая экономия топлива от ликвидации длинной теплотрассы составит

Δ В = Δ В тэ + Δ Вэ , т у.т.

10.2. РАСЧЕТ СРОКА ОКУПАЕМОСТИ ВНЕДРЕНИЯ ПРЕДИЗОЛИРОВАННЫХ ТРУБ

10.2.1. Определение укрупненных капиталовложений:

10.2.1.1. Стоимость оборудования определяется согласно договорным ценам (на основании тендера);

10.2.1.2. Стоимость проектных работ – до 10% от стоимости строительно-монтажных работ;

10.2.1.3. Стоимость строительно-монтажных работ – 25-30% от стоимости оборудования;

10.2.1.4. Стоимость пуско-наладочных работ – 3-5% от стоимости оборудования.

10.2.1.5. Капиталовложения в мероприятие:

К пи = Соб + 0,1* Ссмр + (0,25 – 0,3)*Соб + (0,03 – 0,05)*Соб , тыс. рублей

10.2.2. Определение срока окупаемости мероприятия

Ср ок = Кпи /(Δ В*Стопл ), лет

где К пи — капиталовложения в мероприятие, тыс. руб.;

  • Δ В – экономия топлива от внедрения мероприятия, т у.т.;

С топл – стоимость 1 т у.т. (тыс.руб.), уточняется на момент составления расчета (приложение 2).

11. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ТЕРМОРЕНОВАЦИИ ОГРАЖДАЮЩИХ КОНСТРУКЦИЙ ЗДАНИЙ

Экономический эффект от термореновации ограждающих конструкций зданий достигается за счет:

  • увеличения термосопротивления ограждающих конструкций и уменьшения тепловых потерь.

Примечание: фактический эффект может быть снижен за счет того, что в жилых помещениях восстанавливается температурный режим внутри помещений согласно санитарных норм, но не происходит снижение расхода тепла.

11.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭКОНОМИИ ТОПЛИВА И ТЕПЛОТЫ ЗА СЧЕТ ВНЕДРЕНИЯ МЕРОПРИЯТИЯ

11.1.1. Определение количества теплоты, необходимого для здания, ограждающие конструкции которого подвергаются термореновации:

11.1.1.1. Количество теплоты для отопления:

Q от = A x Vзд x qо x (tвн – tн ) х Тот х 24, Гкал,

11.1.1.2. Количество теплоты для вентиляции:

Q в = A x Vзд x qв x (tвн – tн ) х Тот х 8, Гкал,

где A – поправочный коэффициент = 1,08 (для Беларуси);

V зд – строительный объем здания, м3 ;

q о , qв – удельные расходы тепловой энергии на отопление и вентиляцию (по справочнику), ккал/м30 С ч;

t вн , tн — температура воздуха внутри помещения и наружного воздуха, 0 С;

Т от — длительность отопительного периода, суток;

24 и 8 – время работы (часов) в сутки отопления и вентиляции для административных зданий.

Для зданий другого назначения, число часов работы вентиляции определяется условиями работы персонала и оборудования.

11.1.1.3. Количество тепла за отопительный период:

Q г = Qот + Qв , Гкал.

11.1.2. Определение экономии тепловой энергии от выполнения термореновации ограждающих конструкций зданий.

11.1.2.1. Определение коэффициента сокращения потерь тепловой энергии через ограждающие конструкции:

r = (R т норм –Rт факт )/Rт факт ,

где R т факт – фактическое термосопротивление ограждающих конструкций здания до выполнения мероприятия.

R т норм = 2,0 м20 С/Вт – нормативное сопротивление теплопередаче для наружных стен крупнопанельных домов (не менее).

11.1.2.2. Определение годовой экономии тепловой энергии за счет снижения тепловых потерь через ограждающие конструкции:

DQ = F зд. * (tвн – tн ) * (1/Rт факт – 1/Rт дост ) * Tот * 24 * n * 0,86 * 10-6 , Гкал;

где F зд. – площадь ограждающих конструкций, подвергнутых термореновации, м2 ;

t вн , tн – температура воздуха внутри помещения и снаружи соответственно, 0 С;

R т факт , Rт достиг – фактическое и достигнутое термосопротивление ограждающих конструкций здания до выполнения и после выполнения мероприятия, м2 0 С/Вт;

T от – продолжительность отопительного периода, суток;

24 – число часов в сутках, ч;

  • n – поправочный коэффициент на разность температур, принимается по климатологическим данным для региона, где внедряется мероприятие (0,4 – 1,2);

0,86 – переводной коэффициент кВт ч в Гкал.

11.1.3. Определение снижения потребления электроэнергии на теплоисточнике на производство тепловой энергии:

ΔЭ = э сн * ΔQ, кВт ч;

где э сн – удельный расход электроэнергии на производство и транспорт тепловой энергии для теплоисточника, кВт ч/Гкал;

  • DQ – годового снижения тепловых потерь через ограждающие конструкции (экономии тепловой энергии), Гкал.

11.1.4. Определение экономии топлива на источнике электроснабжения:

ΔВ э = ΔЭ * (1+ kпотэ /100) * bээ * 10-6 , т у.т.,

где ΔЭ – снижение потребления электроэнергии на теплоисточнике на производство тепловой энергии, кВт ч;

k потэ – коэффициент потерь электроэнергии в электросетях;

b ээ – удельный расход топлива на отпуск электроэнергии принимается равным фактическому расходу топлива на замыкающей станции в энергосистеме (Лукомльской ГРЭС) за год, предшествующий составлению расчета, г у.т./кВт ч.

11.1.5. Определение экономии топлива от снижения потребления тепловой энергии:

ΔВ тэ = ΔQ * (1+kпот /100) * bтэ * 10-3 , т у.т.

где DQ – годового снижения тепловых потерь через ограждающие конструкции (экономии тепловой энергии), Гкал;

b тэ – удельный расход топлива на производство тепловой энергии на теплоисточнике. В целях соблюдения сопоставимости в расчетах средний удельный расход принимается равным коэффициенту пересчета тепловой энергии в условное топливо 175 кг у.т./Гкал;

k пот – коэффициент потерь в существующих тепловых сетях.

11.1.6. Определение суммарной экономии топлива

ΔВ = ΔВ э + ΔВтэ , т у.т.

11.2. РАСЧЕТ СРОКА ОКУПАЕМОСТИ термореновации ограждающих конструкций здания

11.2.1. Определение укрупненных капиталовложений:

11.2.1.1. Стоимость теплоизоляционного материала и приспособлений определяется согласно договорных цен на основании тендера;

11.2.1.2. Стоимость проектных работ – до 10 % от стоимости строительно-монтажных работ;

11.2.1.3. Стоимость строительно-монтажных работ – 45-50 % от стоимости материала;

11.2.1.5. Капиталовложения в мероприятие:

К ток = См + 0,1 * Ссмр +(0,45-0,5) * См , тыс.руб.

11.2.2. Определение срока окупаемости мероприятия за счет экономии топлива:

Ср ок = Кток /(ΔВ * Стопл ), лет,

где К ток – капиталовложения в мероприятие, тыс. руб.;

  • ΔВ – экономия топлива от внедрения мероприятия, т у.т.;

С топл – стоимость 1 т у.т. (тыс.руб.), уточняется на момент составления расчета (Приложение 2).

12. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ, ИНФРАКРАСНЫХ ИЗЛУЧАТЕЛЕЙ

Экономический эффект от применения инфракрасных излучателей достигается за счет:

  • снижение потребления топлива за счет локализации зоны обогрева производственных помещений;
  • снижение потребления топлива из-за равномерного распределения теплоты в воздушном объеме помещения;
  • устранения тепловых потерь по теплотрассе или паропроводу;
  • снижения потребления электроэнергии.

    12.1.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭКОНОМИИ ТОПЛИВА ОТ ПРИМЕНЕНИЯ ИНФРАКРАСНЫХ ИЗЛУЧАТЕЛЕЙ

12.1.1. Определение расхода топлива при отпуске тепловой энергии в виде горячей воды для обеспечения нужд отопления.

12.1.1.1. Определим часовое количество тепловой энергии необходимое для нужд отопления и вентиляции помещения:

Q о = А * V * qо * (tвн — tн ) * 10-6 , Гкал/ч;

  • где А – поправочный коэффициент для различных регионов на температурный график, для республики Беларусь принят 1,02;

V – объем помещений, м 3 ;

q о – удельный расход теплоты на отопление, ккал/ч м30 С;

t вн , tн – температура воздуха внутри помещения и снаружи соответственно, 0 С.

Q в = А *V * qв * (tвн — tн ) * 10-6 , Гкал/ч;

  • где А – поправочный коэффициент для различных регионов на температурный график, для республики Беларусь принят 1,02;

V – объем помещений, м 3 ;

q в – удельный расход теплоты на вентиляцию, ккал/ч м30 С;

t вн , tн – температура воздуха внутри помещения и снаружи соответственно, 0 С.

Q = Q о + Qв , Гкал/ч.

12.1.1.2. Определяем годовое потребление тепловой энергии на отопление и вентиляцию помещений:

Q г = (Qо * Tо + Qв * Tв ) * n, Гкал

где T о – время работы отопления в сутки, часов;

T в – время работы системы вентиляции в сутки, часов;

  • n – продолжительность отопительного периода в году, суток.

12.1.1.3. Определяем перерасход топлива, получаемый при использовании данного теплопровода:

ΔВ тэ =(Q + Δ Qпот ) * bтэ /1000 – Q * bтэ ли /1000, т у.т.,

где Q – количество полученной тепловой энергии, Гкал;

Δ Q пот – потери по теплотрассе, Гкал;

b тэ – удельный расход топлива действующего теплоисточника, кг у.т./Гкал;

b тэ ли – удельный расход топлива локального теплоисточника, кг у.т./Гкал;

12.1.1.4. Определяем расход электроэнергии необходимый на передачу тепловой энергии по длинной теплотрассе:

Э п = (Q + Δ Qпот ) * Эсн тэ , кВт ч;

  • где Q – количество полученной тепловой энергии, Гкал;

Δ Q пот – потери по теплотрассе, Гкал;

Э сн тэ – удельный расход электроэнергии необходимой для транспорта и производства 1 Гкал тепловой энергии, кВт ч/Гкал.

12.1.1.5. Определяем расход электроэнергии необходимый для производства и транспорта тепловой энергии от локального источника:

Э ли = Q * Эсн ли , кВт ч;

  • где Q – количество полученной тепловой энергии, Гкал;

Э сн ли – удельный расход электроэнергии необходимой для транспорта и производства 1 Гкал тепловой энергии на локальном источнике, кВт ч/Гкал.

12.1.1.6. Определим расход топлива, необходимый для покрытия перерасхода электроэнергии на производство тепловой энергии с учетом потерь в электросетях (при этом Лукомльская ГРЭС принимается замыкающей станцией в белорусской энергосистеме):

ΔВ э = (Эп – Эли ) * kпот * bэ * 10-6 , т у.т.

где Э п – расход электроэнергии необходимый на передачу тепловой энергии по длинной теплотрассе, кВт ч;

Э ли – расход электроэнергии необходимый для производства и транспорта тепловой энергии от локального источника, кВт ч;

k пот – коэффициент, учитывающий потери в электрических сетях;

b э – удельный расход топлива на отпуск электроэнергии принимается равным фактическому расходу топлива на замыкающей станции в энергосистеме (Лукомльской ГРЭС) за год, предшествующий составлению расчета, г у.т./кВт ч.

12.1.1.7. Общая экономия топлива от ликвидации длинной теплотрассы составит

ΔВ = ΔВ тэ + ΔВэ , т у.т.

12.2. РАСЧЕТ СРОКА ОКУПАЕМОСТИ ВНЕДРЕНИЯ ЛОКАЛЬНОГО, ТЕПЛОИСТОЧНИКА И ЛИКВИДАЦИИ ДЛИННОЙ ТЕПЛОТРАССЫ ИЛИ ПАРОПРОВОДА

12.2.1. Определение укрупненных капиталовложений:

12.2.1.1. Стоимость оборудования определяется согласно договорной цены на основе тендера;

12.2.1.2. Стоимость проектных работ – до 10% от стоимости строительно-монтажных работ;

12.2.1.3. Стоимость строительно-монтажных работ – 25-30% от стоимости оборудования;

12.2.1.4. Стоимость пуско-наладочных работ – 3-5% от стоимости оборудования.

12.2.1.5. Капиталовложения в мероприятие:

К ли = Соб + 0,1 х Ссмр +(0,25-0,3) х Соб + (0,03-0,05) х Соб , тыс. руб.

12.2.2. Определение сроков окупаемости мероприятия за счет экономии топлива:

Ср ок = Кли /(ΔВ х Стопл ), лет,

где К ли – капиталовложения в мероприятие, тыс. руб.;

  • ΔВ – экономия топлива от внедрения мероприятия, т у.т.;

С топл – стоимость 1 т у.т. (тыс.руб.), уточняется на момент составления расчета (Приложение 2).

13. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ ЭНЕРГОЭКОНОМИЧНЫХ ОСВЕТИТЕЛЬНЫХ ПРИБОРОВ

Экономический эффект от применения энергоэкономичных осветительных приборов (с использованием ЭПРА) достигается за счет:

  • повышения излучающей способности ламп с использованием более высокой частоты колебания электрического тока и, как следствие, снижения мощности ламп при сохранении освещенности;
  • исключения стробоскопического явления, характерного для люминесцентных ламп, и шума электромагнитных дросселей.

    13.1.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭКОНОМИИ ТОПЛИВА ОТ ПРИМЕНЕНИЯ ЭНЕРГОЭКОНОМИЧНЫХ ОСВЕТИТЕЛЬНЫХ ПРИБОРОВ

13.1.1. Определение расхода топлива при применении ламп накаливания либо люминесцентных ламп с электромагнитным дросселем:

13.1.1.1. Определение потребляемого количества электроэнергии при работе освещения:

Э 1 = Σ (ni *Nлiрi ), кВт ч,

где n i – количество осветительных приборов одинаковой мощности, шт.;

N лi – мощность применяемых одинаковых ламп, кВт;

Т рi – число часов работы в году, часов.

13.1.1.2. Определение расхода топлива на отпуск электроэнергии, используемой на освещение:

В 1 = Э1 * (1+ kпот /100) * bээ *10-6 , т у.т.,

где b ээ – удельный расход топлива на отпуск электроэнергии принимается равным фактическому расходу топлива на замыкающей станции в энергосистеме (Лукомльской ГРЭС) за год, предшествующий составлению расчета, г у.т./кВт ч;

k пот – коэффициент, учитывающий потери в электрических сетях.

При этом электроэнергия, необходимая для освещения, принимается от замыкающей станции энергосистемы с учетом потерь в электрических сетях.

13.1.2. Определение расхода топлива при применении люминесцентных ламп с электронной пускорегулирующей аппаратурой:

13.1.2.1. Определение потребляемого количества электроэнергии при работе освещения:

Э 2 = Σ (ki *Nэлiрi ), кВт ч,

где k i – количество энергоэкономичных осветительных приборов одинаковой мощности, шт.;

N элi – мощность применяемых одинаковых осветительных приборов, кВт;

Т рi – число часов работы в году, часов.

13.1.2.2. Определение расхода топлива на отпуск электроэнергии, используемой на освещение:

В 2 = Э2 * (1+ kпот /100) * bээ * 10-6 , т у.т.,

где b ээ – удельный расход топлива на отпуск электроэнергии принимается равным фактическому расходу топлива на замыкающей станции в энергосистеме (Лукомльской ГРЭС) за год, предшествующий составлению расчета, г у.т./кВт ч;

k пот – коэффициент, учитывающий потери в электрических сетях, %.

При этом электроэнергия, необходимая для освещения, принимается от замыкающей станции энергосистемы с учетом потерь в электрических сетях.

13.1.3. Определение экономии топлива от внедряемого мероприятия:

ΔВ = В 1 – В2 , т у.т.

13.2. РАСЧЕТ СРОКА ОКУПАЕМОСТИ ПРИ ВНЕДРЕНИИ, ЭНЕРГОЭКОНОМИЧНЫХ ОСВЕТИТЕЛЬНЫХ ПРИБОРОВ

13.2.1. Определение укрупненных капиталовложений:

13.2.1.1. Стоимость оборудования определяется согласно договорным ценам (на основании тендера);

13.2.1.2. Стоимость проектных работ – до 10 % от стоимости строительно-монтажных работ;

13.2.1.3. Стоимость строительно-монтажных работ – 25-30 % от стоимости оборудования;

13.2.1.4. Стоимость пуско-наладочных работ – 3-5 % от стоимости оборудования.

13.2.1.5. Капиталовложения в мероприятие:

К оп = Соб + 0,1* Ссмр + (0,25 – 0,3) * Соб + (0,03 – 0,05) * Соб , тыс. руб.

13.2.2. Определение сроков окупаемости мероприятия за счет экономии топлива:

Ср ок = Коп /(Δ В*Стопл ), лет,

где К оп — капиталовложения в мероприятие, тыс. руб.;

  • Δ В – экономия топлива от внедрения мероприятия, т у.т.;

С топл – стоимость 1 т у.т. (тыс.руб.), уточняется на момент составления расчета (Приложение 2).

14. ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ, ТЕПЛОВЫХ ВТОРИЧНЫХ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ (ВЭР) В СИСТЕМАХ, ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ

14.1. ЭКОНОМИЯ ТОПЛИВА ЗА СЧЕТ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТЕПЛОВЫХ ВЭР

Методы расчета выхода тепловых ВЭР. Выход тепловых ВЭР определяется из теплового баланса агрегата-источника по его энерготехнологическим характеристикам или путем замеров. Возможное использование тепловых ВЭР определяется с учетом технологических условий утилизации (запыленности продуктов сгорания, температуры точки росы, агрессивности энергоносителя, надежности работы утилизационной установки, наличия потребителей и т.д.).

Экономия топлива зависит от направления использования тепловых ВЭР и схемы энергоснабжения предприятия, на котором они используются. При тепловом направлении использования тепловых ВЭР экономия топлива определяется расходом топлива в основных (замещаемых) энергетических установках на выработку такого же количества и тех же параметров тепловой энергии, что использовано за счет тепловых ВЭР.

Годовая экономия топлива при комплексном использовании тепловых ВЭР в раздельной схеме энергоснабжения (теплоснабжения от котельной):

В р = (QкэВЭР * bкот +Δbтнур * QтнуВЭР )* 10-3 , т у.т.

где Q кэВЭР , QтнуВЭР – годовой отпуск теплоты в систему теплоснабжения, утилизируемой соответственно в контактном экономайзере и теплонасосной установкой (ТНУ), Гкал;

b кот – удельный расход топлива на отпуск тепловой энергии котельной, кг у.т./Гкал;

Δb тнур – удельная экономия топлива в энергосистеме при вытеснении ТНУ тепловой нагрузки котельной, кг у.т./Гкал.

Годовая экономия топлива при комплексном использовании ВЭР в комбинированной схеме энергоснабжения (теплоснабжение от ТЭЦ):

B к = (QкэВЭР * bкот +Δbтну * QтнуВЭР – QкэВЭР * (bкэсээ – bтээ )* W) * 10-3 , т у.т.,

где Δb тну – удельная экономия топлива в энергосистеме при вытеснении ТНУ тепловой нагрузки ТЭЦ, кг у.т./Гкал;

b кэсээ – удельный расход топлива на отпуск электроэнергии принимается равным фактическому расходу топлива на замыкающей станции в энергосистеме (Лукомльской ГРЭС) за год, предшествующий составлению расчета, кг у.т./кВт ч;

b тээ – удельный расход топлива на выработку электроэнергии по теплофикационному циклу, кг у.т./кВт ч;

W – удельная выработка электроэнергии по теплофикационному циклу,

кВт ч/Гкал.

14.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ, ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТЕПЛОВЫХ ВЭР

В общем случае при сроке ввода до 1 года приведенные затраты в систему утилизации:

З пр = КдВЭР + ИВЭР ,

где К дВЭР – дополнительные капиталовложения, связанные с использованием тепловых ВЭР;

И ВЭР – ежегодные издержки, связанные с использованием тепловых ВЭР.

В данном случае (при утилизации тепловых ВЭР среднего и высокого потенциала – в контактном поверхностном экономайзере, а низкопотенциальных – охлаждающей и оборотной воды – в парокомпрессионных ТНУ) дополнительные капиталовложения, связанные с комплексным использованием тепловых ВЭР – капиталовложения соответственно в контактный поверхностный экономайзер, в ТНУ, в промежуточные теплообменники, в транзитную тепловую сеть, сетевую насосную установку и др.

Ежегодные издержки, связанные с комплексным использованием тепловых ВЭР (при одинаковых отчислениях на текущий ремонт и амортизацию всех элементов системы) составят:

И ВЭР = fар * КдВЭРптпт

Годовые издержки на перекачку воды в транзитной тепловой сети:

И п =Nсн * n * Сээ

Годовые издержки на теплопотери в транзитной тепловой сети:

И тп =qн * Qгод * 10-2 * Стэ

где N сн – установленная мощность сетевого насоса, кВт;

  • n – годовое число часов работы сетевого насоса, ч;

q н – нормативные годовые теплопотери в сети, %;

Q годВЭР – годовой отпуск теплоты за счет использования ВЭР, Гкал;

С ээ – тариф на электроэнергию руб./кВт ч;

С тэ – тариф за тепловую энергию, руб./Гкал.

Годовая экономия затрат на топливо, обусловленная использованием ВЭР в системе теплоснабжения:

Э т = Вэк * Ст , руб.

где В эк – годовая экономия топлива при комплексном использовании ВЭР, т у.т.;

С т – стоимость 1 т у.т. уточняется на момент составления расчета (Приложение 2).

Срок окупаемости дополнительных капиталовложений:

Т = К дВЭР /(Эт — fар * КдВЭР – Ип – Итп ), лет

где f ар – ежегодные отчисления на ремонт и амортизацию соответственно контактного поверхностного экономайзера, ТНУ, промежуточных теплообменников, транзитной тепловой сети, сетевой насосной установки;

И п , Итп – годовые издержки на перекачку сетевой воды и теплопотери в транзитной тепловой сети;

Э т – годовая экономия затрат на топливо, обусловленная использованием ВЭР в системе теплоснабжения.

15. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ВНЕДРЕНИЯ, РЕГУЛЯТОРОВ РАСХОДА ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

Экономический эффект от внедрения регуляторов расхода тепловой энергии имеет следующие составляющие:

  • поддержание комфортной температуры воздуха в помещениях путем соблюдения заданного графика зависимости температуры теплоносителя, поступающего в систему отопления, от температуры наружного воздуха;
  • ликвидация весенне-осенних перетопов зданий;
  • автоматическое снижение потребления тепловой энергии системой отопления здания в нерабочее время, в выходные и праздничные дни;
  • поддержание требуемой температуры горячей воды в системе ГВС;
  • автоматическое снижение температуры горячей воды в ночное время, в выходные и праздничные дни, вплоть до полной остановки системы ГВС;
  • поддержание комфортной температуры воздуха в помещениях путем автоматического изменения расхода теплоносителя, поступающего на калорифер вентиляционной установки;
  • автоматическое включение вентиляционной установки в рабочее время и отключение в нерабочее время, в выходные и праздничные дни;
  • ограничение температуры теплоносителя, возвращаемого в тепловую сеть.

    15.1.

РАСЧЕТ ЭКОНОМИИ ТОПЛИВА ОТ ВНЕДРЕНИЯ РЕГУЛЯТОРОВ РАСХОДА ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

15.1.1. Расчет годового расхода тепловой энергии.

Годовой расход теплоты жилыми и общественными зданиями определяется по формулам:

а) на отопление жилых и общественных зданий:

Q oгод = 24 * Qo. ср. * no; ккал;

где Q o. ср. – среднечасовой расход тепла за отопительный период, ккал/ч;

n o — продолжительность отопительного периода в сутках по числу дней с устойчивой средней суточной температурой воздуха 8°С и ниже (Брестская обл. – 187 сут, Витебская обл. – 207 сут, Гомельская обл. – 194 сут, Гродненская обл. – 194 сут, Минская обл. – 202 сут, Могилевская обл. – 204 сут);

24 – количество часов в сутках.

Q

o.ср

= Q

o.

*(t

вн

  • t

ср. о.

/ t

вн

  • t

ср. о.

где Q o. – максимальный часовой расход тепла на отопление, ккал/ч (принимается на основании проекта, технических условий на теплоснабжение или договора с энергоснабжающей организацией на теплоснабжение);

t вн — расчетная температура внутреннего воздуха отапливаемых зданий, °С (18°С – для жилых, общественных и административных зданий, 21°С — для дошкольных и детских лечебных учреждений, для производственных зданий принимается температура в зданиях характерная для конкретного производства);

t ср. о. — средняя температура наружного воздуха за отопительный период, °С (0,2°С – Брестская обл., — 2°С – Витебская обл., — 1,6°С – Гомельская обл., — 0,5°С – Гродненская обл., — 1,6°С – Минская обл., — 1,9°С – Могилевская обл.);

t р. о. — расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления принимаемая, как средняя температура воздуха наиболее холодной пятидневки, °С (-21°С – Брестская обл., — 25°С – Витебская обл., — 24°С – Гомельская обл., — 22°С – Гродненская обл., — 24°С – Минская обл., — 25°С – Могилевская обл.);

б) на вентиляцию общественных зданий:

Q вгод = z * Qв.ср. * no; ккал

где Q в.ср – среднечасовой расход тепла на вентиляцию за отопительный период, ккал/ч (принимается на основании проекта, технических условий на теплоснабжение или договора с энергоснабжающей организацией на теплоснабжение);

n o — продолжительность отопительного периода в сутках по числу дней с устойчивой средней суточной температурой воздуха 8°С и ниже;

  • z- усредненное за отопительный период число часов работы системы вентиляции общественных зданий в течении суток, ч (при отсутствии данных допускается принимать z = 16 ч.).

Q в. ср = Qв. * (tвн -tср.о. /tвн -tр.в. )

где Q в. – максимальный часовой расход тепла на вентиляцию, ккал/ч (принимается на основании проекта, технических условий на теплоснабжение или договора с энергоснабжающей организацией на теплоснабжение);

t вн — расчетная температура внутреннего воздуха отапливаемых зданий, °С ;

t ср. о. — средняя температура наружного воздуха за отопительный период, °С ;

t р. в. — расчетная температура наружного воздуха для проектирования вентиляции, принята как средняя температура воздуха наиболее холодного периода, °С

(-21°С – Брестская обл., — 25°С – Витебская обл., — 24°С – Гомельская обл., — 22°С – Гродненская обл., — 24°С – Минская обл., — 25°С – Могилевская обл.);

с) на горячее водоснабжение жилых и общественных зданий:

Q г.в.год = 24 * Qг.в.ср. * no + 24 * Qлг.в ср. * (350 – no ); ккал

где Q г.в.ср – среднечасовой расход тепла в на горячее водоснабжение за отопительный период, ккал/ч;

Q лг.в.ср – среднечасовой расход тепла на горячее водоснабжение в летний период, ккал/ч;

n o — продолжительность отопительного периода в сутках по числу дней с устойчивой средней суточной температурой воздуха 8°С и ниже;

350 – число суток в году работы системы горячего водоснабжения;

24 – количество часов в сутках.

Q г.в ср. = Qг.в . * k; ккал/ч

где Q г.в. – максимальный часовой расход тепла на горячее водоснабжение, ккал/ч (принимается на основании проекта, технических условий на теплоснабжение или договора с энергоснабжающей организацией на теплоснабжение);

  • k–коэффициент часовой неравномерности пользования горячей водой (допускается принимать k = 0,5).

Q лг.в ср. = Qг.в ср *.55 – t х.л. * b ; ккал/ч

55 — t х.з.

где t х.л. – температура холодной (водопроводной) воды в летний период, °С (допускается принимать tх.л. = 15°С);

Cтраницы:

печать | скачать бесплатно Методические рекомендации по составлению технико-экономических обоснований для энергосберегающих мероприятий , Неофициальная редакция

скачать архив

В связи с тем, что на нашем сайте размещены не официальные редакции текстов нормативных документов, при решении юридических вопросов необходимо обращаться к официально публикуемым документам и изменениям в них по состоянию на момент принятия решений.