Транскрипт
1 СОГЛАСОВАНО УТВЕРЖДЕНО Министерство экономики Департамент по энергоэффективности Республики Беларусь Государственного комитета по стандартизации Республики Беларусь / Филонов А.В./ / Шенец Л.В./ «29» г. «29» г. Методические рекомендации по составлению технико-экономических обоснований для энергосберегающих мероприятий (дополнение) Минск, 2008
2 СОДЕРЖАНИЕ Общие положения. 1. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ВНЕДРЕНИЯ ЭНЕРГО- ЭФФЕКТИВНЫХ ОКОННЫХ БЛОКОВ ИЗ ПВХ. 2. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ДЕЦЕНТРАЛИЗАЦИИ КОМПРЕССОРНОГО ХОЗЯЙСТВА 3. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ ЭНЕРГО- ЭКОНОМИЧНЫХ ОСВЕТИТЕЛЬНЫХ ПРИБОРОВ С АВТОМАТИЧЕСКОЙ РЕГУЛИРОВКОЙ 4. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ВНЕДРЕНИЯ ЭФФЕК- ТИВНЫХ ПЛАСТИНЧАТЫХ ТЕПЛООБМЕННИКОВ ВМЕСТО КОЖУХОТ- РУБНЫХ 5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ СОЗДАНИЯ МИНИ-ТЭЦ НА МЕСТНЫХ ВИДАХ ТОПЛИВА 6. ТЕХНИКО- ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТЕ- ПЛОВЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК (ТНУ) В СИСТЕМАХ ТЕПЛОСНАБ- ЖЕНИЯ 7. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ СТРОИТЕЛЬСТВА МА- ЛОЙ ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИИ Приложения: 1. Компрессоры винтовые (роторные) (поставщик ООО «Ремеза-БелТС») 2. Расчет стоимости 1 т у.т. 3. Средние калорийные эквиваленты для перевода натурального топлива в условное.
3 Общие положения. Дополнить Методические рекомендации по составлению техникоэкономических обоснований для энергосберегающих мероприятий, согласованные с Министерством экономики и утвержденные Комэнергоэффективности 22 декабря 2003г. (с дополнениями, утвержденными Комэнергоэффективности 7 марта 2006г. и согласованными Минэкономики 10 марта 2006г.) расчетами по следующим мероприятиям: 1. Технико-экономическое обоснование внедрения энергоэффективных оконных блоков из ПВХ. 2. Технико-экономическое обоснование децентрализации компрессорного хозяйства. 3. Технико-экономическое обоснование применения энергоэкономичных осветительных приборов с автоматической регулировкой. 4. Технико-экономическое обоснование внедрения эффективных пластинчатых теплообменников вместо кожухотрубных. 5. Технико-экономическое обоснование создания мини-тэц, работающей на местных видах топлива. 6. Технико-экономическое обоснование применения тепловых насосных установок (ТНУ) в системах теплоснабжения. 7. Технико-экономическое обоснование строительства малой гидроэлектростанции (мини-гэс).
4 1. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ВНЕДРЕНИЯ ЭНЕР- ГОЭФФЕКТИВНЫХ ОКОННЫХ БЛОКОВ ИЗ ПВХ Экономический эффект от внедрения оконных блоков из ПВХ достигается за счет:
Обоснование экономической эффективности открытия магазина подарков ...
... текущие показатели, долгосрочный период не важен Измерение эластичности спроса (с целью эффективности снижения или повышения цен). Увеличение доли рынка, захват регионов Низкие цены для ... заинтересовать покупателя, объяснить, чем именно привлекательны те подарки, которые предлагает магазин. Менеджер магазина подарков должен хорошо знать ассортимент, понимать, что можно рекомендовать покупателю. ...
- увеличения термосопротивления оконных блоков и уменьшения расхода тепловой энергии на компенсацию потерь тепла;
- увеличения коэффициента воздухопроницания и уменьшения расхода тепловой энергии на нагревание наружного воздуха, поступающего путем инфильтрации через щели оконных проемов;
- увеличения срока службы и отсутствия эксплуатационных затрат (оклейка, покраска).
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭКОНОМИИ ТЕПЛОЭНЕРГИИ И ТОПЛИВА ЗА СЧЕТ ВНЕДРЕНИЯ МЕРОПРИЯТИЯ 1.1.Определение расхода теплоэнергии на компенсацию потерь тепла через оконные проемы: Q = Q от + Q и, Гкал; Основной годовой расход теплоэнергии на компенсацию потерь тепла через ограждающие конструкции оконных проемов рассчитывается по формуле: Q от = F о / R т * (t вн t н ) * n * Т от * 10-6, Гкал; где F о площадь ограждающих конструкций оконных проемов, м 2 ; R т сопротивление теплопередаче ограждающих конструкций оконных проемов, м 2 0 С ч/ккал; t вн, t н — расчетные температуры воздуха внутри помещения и наружного воздуха, 0 С; n коэффициент, зависящий от положения наружной поверхности ограждающих конструкций оконных проемов по отношению к наружному воздуху, принимаемый согласно СНБ «Строительная теплотехника»; Т от — длительность отопительного периода, суток; Добавочный годовой расход теплоэнергии на нагревание наружного воздуха, поступающего путем инфильтрации через щели ограждающих конструкций оконных проемов рассчитывается по формуле: Q и = 0,24 * A * G * F о * (t вн t н ) * Т от * 10-6, Гкал; где A коэффициент, учитывающий влияние встречного теплового потока, для окон и балконных дверей с раздельными переплетами А = 0,8, со спаренными переплетами А = 1,0; F о площадь ограждающих конструкций оконных проемов, м 2 ;
5 t вн, t н — расчетные температуры воздуха внутри помещения и наружного воздуха, 0 С; Т от — длительность отопительного периода, суток; G количество воздуха, поступающего в помещения жилых и общественных зданий путем инфильтрации через окна и балконные двери, определяемое по формуле: G = ΔР/ R и, кг/( м 2 ч ); где R и — сопротивление воздухопроницанию оконных блоков м 2 ч Па/ кг; ΔР разность давления воздуха у наружной и внутренней поверхностей ограждающих конструкций оконных проемов (Па), определяемая по формуле: ΔР = 0,55 * H * (р н — р в ) + 0,03 * р н * V ср 2, Па где Н высота здания от поверхности земли до верха карниза, м; V ср 2 максимальная из средних скоростей ветра по румбам за январь, повторяемость которых составляет 16% и более, принимаемая по таблице 4.5 СНБ «Строительная теплотехника», м/с; р н и р в удельный вес внутреннего и наружного воздуха, Н/м 3 ; Определение годовой экономии тепловой энергии от внедрения энергоэффективных оконных блоков из ПВХ ΔQ = Q сущ Q зам, Гкал; где Q сущ — годовой расход теплоэнергии на компенсацию потерь тепла через существующие ограждающие конструкции оконных проемов, подлежащие замене, Гкал; Q зам — годовой расход теплоэнергии на компенсацию потерь тепла через ограждающие конструкции оконных проемов, предлагаемые в качестве замены, Гкал; Определение экономии топлива от снижения потребления тепловой энергии: ΔВ тэ = Q * (1+k пот /100) * b тэ * 10-3, т у.т. где Q годовое снижение тепловых потерь через ограждающие конструкции (экономия 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 тэ коэффициент потерь в существующих тепловых сетях.
Учет расходов и калькулирования себестоимости продукции, работ, услуг
... филиала ОАО «РЖД». Достижение поставленной цели обеспечивается решением следующих задач: определить экономическую сущность расходов в рыночных условиях; рассмотреть их классификацию; изучить основные приёмы и методы ...
6 РАСЧЕТ СРОКА ОКУПАЕМОСТИ ВНЕДРЕНИЯ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНЫХ ОКОН- НЫХ БЛОКОВ ИЗ ПВХ 1.2. Определение укрупненных капиталовложений: Стоимость теплоизоляционного материала и приспособлений определяется согласно договорных цен на основании тендера; Стоимость проектных работ до 10 % от стоимости строительномонтажных работ; Стоимость строительно-монтажных работ % от стоимости материала; Капиталовложения в мероприятие: К = С м + 0,1 * С смр + (0,45-0,5) * С м, тыс. руб Определение срока окупаемости мероприятия за счет экономии топлива: Ср ок = К / ( В * С топл ), лет, где К капиталовложения в мероприятие, тыс. руб.; В экономия топлива от внедрения мероприятия, т у.т.; С топл стоимость 1 т у.т. (тыс. руб.), уточняется на момент составления расчета.
7 2. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ДЕЦЕНТРАЛИЗА- ЦИИ КОМПРЕССОРНОГО ХОЗЯЙСТВА В технологическом процессе производства некоторых видов продукции ряд предприятий республики используют сжатый воздух. Для его производства, как правило, имеются компрессорные станции, а для транспортировки сеть воздухопроводов. С переходом предприятий на новые современные технологии потребность в сжатом воздухе уменьшается и содержание энергоемких компрессорных станций становится неэкономичным. Целесообразным становится применение локальных компрессоров меньшей мощности непосредственно у потребителей. При децентрализации компрессорных станций с переходом на локальное производство сжатого воздуха экономический эффект достигается за счет: снижения расхода электроэнергии на производственные нужды вследствие вывода из эксплуатации энергоемких поршневых компрессоров и отключения питающей подстанции, ликвидации протяженных магистральных линий подачи сжатого воздуха и исключения потерь при его транспортировке, разделения потребителей сжатого воздуха по уровням необходимого давления и поддержания его выработки на уровне фактически необходимой потребности, снижения расхода электроэнергии за счет отключения неэкономичной станции осушки воздуха и системы оборотного водоснабжения, уменьшения эксплуатационных затрат: отсутствие необходимости диагностики и освидетельствования стационарных ресиверов, прекращения отопления и содержания здания центральной компрессорной.
РАСЧЕТ ЭКОНОМИИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ОТ ДЕЦЕНТРАЛИЗАЦИИ КОМПРЕС- СОРНОГО ХОЗЯЙСТВА 2.1. Определяем годовой расход электроэнергии при производстве сжатого воздуха централизованным способом по формуле Э ц = N y * K и * Т с, квт ч/год где N y суммарная установленная мощность группы электропотребляющего оборудования (компрессоры, питающая подстанция, станция сушки воздуха, система охлаждения поршневых компрессоров), квт K и коэффициент использования электрической мощности электропотребляющего оборудования, определяется технологией производственного процесса, Т с годовое число часов использования средней нагрузки для электропотребляющего оборудования, определяется технологией производственного процесса Определяем годовой расход электроэнергии при обеспечении потребности производства в сжатом воздухе посредством установки локальных (винтовых) компрессоров по формуле
Курсовая Определение стоимости объекта недвижимости (НГАСУ(Сибстрин))
... оценку 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 ...
8 Э л = Э 1 + Э Э п, квт ч/год, где Э 1, Э п годовой расход электроэнергии каждым локальным компрессором, который определяется по формуле: Э = N y * K и * Т с, квт ч/год где N y установленная мощность компрессора, квт; K и коэффициент использования электрической мощности; Т с годовое число часов использования средней нагрузки Определяем экономию электроэнергии от снижения потерь при исключении магистральных трубопроводов подачи сжатого воздуха и от применения автоматической регулировки производительности новых компрессоров, которая составляет порядка 12 % Э тр = 0,12 * Э ц, квт ч/год 2.4. Определяем экономию электроэнергии от внедрения мероприятия: ΔЭ = Э ц + Э тр — Э л, квт ч/год 2.5. Определяем экономию топлива от децентрализации компрессорного хозяйства с установкой локальных компрессоров с учетом потерь в электрических сетях на транспортировку электроэнергии до вводов токоприемников предприятия: В = Э * (1+ k пот ээ. ) * b ээ ср * 10-6, т у.т., где b ср 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 ээ пот — коэффициент потерь в электрических сетях на транспортировку электроэнергии, равен 0,105 в среднем по ГПО Белэнерго. РАСЧЕТ СРОКА ОКУПАЕМОСТИ ДЕЦЕНТРАЛИЗАЦИИ КОМПРЕССОРНОГО ХОЗЯЙСТВА 2.6. Определение укрупненных капиталовложений: Тип локального компрессора подбирается по потребности производства в сжатом воздухе и необходимому давлению. (Приложение 1) Предварительная стоимость локальных компрессоров определяется по прайс-листам предприятий-изготовителей и уточняется по результатам тендерных торгов на поставку оборудования.
9 Стоимость демонтажных работ определяется по сметам организаций, выполняющих аналогичные работы Стоимость проектно-изыскательных работ 5-10 процентов от стоимости оборудования Стоимость строительно-монтажных работ определяется по сметам организаций, выполняющих аналогичные работы. К = С об + (0,05-0,1) С об + С дем + С смр, тыс. руб Определение срока окупаемости мероприятия: Ср ок = К / ( В х С топл ), лет, где К капиталовложения в мероприятие, тыс. руб.; В экономия топлива от внедрения мероприятия, т у.т.; С топл стоимость 1 т у.т., (тыс.руб.), уточняется на момент составления расчета.
10 3. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ ЭНЕРГО- ЭКОНОМИЧНЫХ ОСВЕТИТЕЛЬНЫХ ПРИБОРОВ С АВТОМАТИЧЕСКОЙ РЕГУЛИРОВКОЙ Экономический эффект от применения энергоэкономичных осветительных приборов с ЭПРА и автоматической регулировкой достигается за счет:
Экономика и управление тепловыми электростанциями
... фондов тепловых электростанций; - исследовать экономические методы управления персоналом на ТЭС; - сделать выводы. Методологической основой исследования, выполненного в данной курсовой работе, послужили работы ведущих экономистов, посвященные вопросам экономики и управления бизнесом ...
- 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 * поддержания точного уровня освещенности без запаса и автоматического регулирования светового потока относительно интенсивности естественного освещения.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭКОНОМИИ ТОПЛИВА ОТ ПРИМЕНЕНИЯ ЭНЕРГОЭКОНОМИЧНЫХ ОСВЕТИТЕЛЬНЫХ ПРИБОРОВ С АВТОМАТИЧЕСКОЙ РЕГУЛИРОВКОЙ 3.1. Определение расхода топлива при применении ламп накаливания либо люминесцентных ламп с электромагнитным дросселем Определение потребляемого количества электроэнергии при работе освещения: Э 1 = Σ (n i *N лi *Т рi ), 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 Определение расхода топлива на отпуск электроэнергии, используемой на освещение: В 1 = Э 1 * (1+ k пот ээ /100) * b ээ * 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 ээ коэффициент, учитывающий потери в электрических сетях. При этом электроэнергия, необходимая для освещения, принимается от замыкающей станции энергосистемы с учетом потерь в электрических сетях Определение расхода топлива при применении люминесцентных ламп с электронной пускорегулирующей аппаратурой: Определение потребляемого количества электроэнергии при работе освещения с применением осветительных приборов с автоматической регулировкой светового потока:
11 Э 2 = Σ (k i * (1 0,3) * N элi * Т рi ), квт ч, где k i количество энергоэкономичных осветительных приборов одинаковой мощности, шт.; N элi мощность применяемых одинаковых осветительных приборов с автоматической регулировкой, квт; Т рi число часов работы в году, часов. Снижение потребления электроэнергии осветительными приборами за счет автоматизации достигает 30%, из которых 10% — за счет поддержания освещенности на уровне 500лк без запаса, 20% — за счет автоматического регулирования светового потока относительно естественного освещения Определение расхода топлива на отпуск электроэнергии, используемой на освещение: В 2 = Э 2 * (1+ k пот ээ /100) * b ээ * 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 ээ коэффициент, учитывающий потери в электрических сетях, %. При этом электроэнергия, необходимая для освещения, принимается от замыкающей станции энергосистемы с учетом потерь в электрических сетях Определение экономии топлива от внедряемого мероприятия: В = В 1 В 2, т у.т. РАСЧЕТ СРОКА ОКУПАЕМОСТИ ПРИ ВНЕДРЕНИИ ЭНЕРГОЭКОНОМИЧНЫХ ОСВЕТИТЕЛЬНЫХ ПРИБОРОВ С АВТОМАТИЧЕСКОЙ РЕГУЛИРОВКОЙ 3.4. Определение укрупненных капиталовложений: Стоимость оборудования определяется согласно договорным ценам (на основании тендера); Стоимость проектных работ до 10 % от стоимости строительномонтажных работ; Стоимость строительно-монтажных работ % от стоимости оборудования; Стоимость пуско-наладочных работ 3-5 % от стоимости оборудования Капиталовложения в мероприятие: К оп = С об + 0,1* С смр + (0,25 0,3) * С об + (0,03 0,05) * С об, тыс. руб.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ РЫНОЧНОЙ СТОИМОСТИ
Цель выполнения работы – определение рыночной стоимости объекта недвижимости (ОН) с использованием трех традиционных подходов к оценке недвижимости. Исходные данные Для выполнения курсовой работы студенты должны представить исходные данные для оценки. В качестве ...
12 ва: 3.5. Определение сроков окупаемости мероприятия за счет экономии топли- Ср ок = К оп / (Δ В*С топл ), 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.
13 4. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ВНЕДРЕНИЯ ЭФФЕКТИВНЫХ ПЛАСТИНЧАТЫХ ТЕПЛООБМЕННИКОВ ВМЕСТО КОЖУХОТРУБНЫХ Экономический эффект от внедрения пластинчатых теплообменников достигается за счет:
- увеличения коэффициента теплопередачи;
- уменьшения потерь тепловой энергии по сравнению с кожухотрубным теплообменником вследствие уменьшения наружной поверхности теплообменника (при равной тепловой нагрузке) и более полного использования тепла в процессе теплообмена;
- наличия возможности изменения параметров теплообменника (площади поверхности теплообмена, коэффициента теплопередачи);
- увеличения срока службы, удешевления и простоты обслуживания, отсутствия необходимости в теплоизоляции.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭКОНОМИИ ТЕПЛОЭНЕРГИИ И ТОПЛИВА ЗА СЧЕТ ВНЕДРЕНИЯ МЕРОПРИЯТИЯ 4.1. Определение годовой экономии тепловой энергии при установке пластинчатого теплообменника за счет снижения потерь: ΔQ пот = Q кож Q пласт, Гкал; где Q кож — потери тепловой энергии кожухотрубным теплообменником, Гкал; Q пласт — потери тепловой энергии пластинчатым теплообменником, Гкал; Определяем площади наружных поверхностей теплообмена кожухотрубного (S кож ) теплообменника S кож = π х D х L х n, м 2 где π = 3,14 D наружный диаметр корпуса (секции); L длина корпуса (секций); n количество корпусов (секций).
Расчет и подбор пластинчатых теплообменников производится организацией-производителем с помощью специальной компьютерной программы на основании данных, предоставляемых заказчиком, при этом для каждой модели и типа теплообменника площадь поверхности теплообмена указана в каталогах выпускаемого оборудования. При отсутствии данных, можно рассчитать по формуле пластинчатого (S пласт ) теплообменника
14 S пласт = s пласт х n, м 2 где s пласт — площадь наружной поверхности пластины (равна толщине пластины умноженной на длину ее наружного периметра), м 2 ; n количество пластин Определяем годовые потери тепловой энергии каждым теплообменником (Q кож и Q пласт ) по формуле: Q = S х q х (t 1 t 2 ) х n х Т, Гкал, где S площадь наружной поверхности теплообмена, м 2 ; q плотность теплового потока, ккал/м 2 (табл. 3 СНИП «Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов»); (t 1 — t 2 ) — разность температур наружной поверхности теплообменника и внутреннего воздуха в помещении, 0 С; n продолжительности периода работы теплообменника в году, суток; Т — число часов работы теплообменника в сутки, ч/сутки; Определение экономии тепловой энергии за счет увеличения коэффициента теплопередачи: ΔQ т = Q потр х (k пласт — k кож ), Гкал, k кож где Q потр годовая потребность в тепловой энергии; k пласт, k кож коэффициенты теплопередачи. Коэффициент теплопередачи у пластинчатых теплообменников, как правило, на 5-10% выше, чем у кожухотрубных Определение годовой экономии тепловой энергии: ΔQ = ΔQ пот + ΔQ т, Гкал, где ΔQ пот — снижение годового расхода теплоэнергии на компенсацию ее потерь при замене кожухотрубного теплообменника на пластинчатый, Гкал; ΔQ т — годовая экономия теплоэнергии за счет увеличения коэффициента теплопередачи, Гкал Определение экономии топлива от снижения потребления тепловой энергии: ΔВ тэ = Q * (1+ k пот тэ /100) * b тэ * 10-3, т у.т.
Образование тарифов на электроэнергию в РФ
... тарифами на электроэнергию осуществляется в законодательном порядке. Перед экономистами лесных предприятий, выход на рынок энергоуслуг ставит дополнительные вопросы, такие как определение тарифов на тепло- и электро- энергию, ... и тепловой энергии, а также тарифы на электрическую и тепловую энергию на ... и укреплению предпринимательского сектора экономики России, межотраслевой и межрегиональной ...
15 где Q годовая экономия 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 тэ коэффициент потерь в существующих тепловых сетях. РАСЧЕТ СРОКА ОКУПАЕМОСТИ ВНЕДРЕНИЯ ЭФФЕКТИВНЫХ ПЛАСТИНЧАТЫХ ТЕПЛООБМЕННИКОВ ВМЕСТО КОЖУХОТРУБНЫХ 4.2. Определение укрупненных капиталовложений: Стоимость основного и вспомогательного оборудования и материалов определяется согласно договорных цен на основании конкурсного отбора; Стоимость проектных работ до 10 % от стоимости строительномонтажных работ; Стоимость строительно-монтажных работ % от стоимости оборудования; Капиталовложения в мероприятие: К = С обор + 0,1 * С смр + (0,45-0,5) * С обор, тыс. руб Определение срока окупаемости мероприятия за счет экономии топлива: Ср ок = К / ( В тэ * С топл ), лет, где К капиталовложения в мероприятие, тыс. руб.; В тэ экономия топлива от внедрения мероприятия, т у.т.; С топл стоимость 1 т у.т. (тыс. руб.), уточняется на момент составления расчета.
16 5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ СОЗДАНИЯ МИ- НИ-ТЭЦ НА МЕСТНЫХ ВИДАХ ТОПЛИВА В случае внедрения мини-тэц, работающей на местных видах топлива (МВТ) экономический эффект достигается за счет: снижения расхода электро- и теплоэнергии вследствие децентрализации и исключения потерь при транспортировке, замещения дорогостоящих импортируемых видов топлива более дешевыми местными видами топлива, повышения надежности электроснабжения, исключения сетевой составляющей в себестоимости производства и потребления электроэнергии. РАСЧЕТ ЭКОНОМИИ ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОЭНЕРГИИ ОТ СОЗДАНИЯ МИНИ-ТЭЦ НА МЕСТНЫХ ВИДАХ ТОПЛИВА 5.1. Определение расхода топлива на выработку необходимой потребителю электро- и теплоэнергии в энергосистеме и на теплоисточнике с учетом потерь на ее транспортировку: на выработку электроэнергии В ээ = Э х (1+ k пот ээ /100) х b ээ х 10-6, т у.т., где Э потребность в электроэнергии, квт ч; k пот ээ 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. на выработку тепловой энергии В тэ = Q х (1 + k пот тэ /100) х b тэ х 10-3, т у.т., где Q потребность в 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 тэ коэффициент потерь тепловых сетях Определяем суммарный расход топлива при выработке электро- и теплоэнергии на централизованных источниках: В 1 = В ээ + В тэ, т у.т Определяем годовой расход топлива (МВТ) при производстве электрои теплоэнергии на мини-тэц по формуле:
Социально-экономические аспекты производства электроэнергии на АЭС
... и экономической эффективности. Кроме того, широко pаспpостpанено мнение о возможной утечке ядерного топлива из ... после 1973, быстрый рост потребности в электроэнергии, а также растущая озабоченность возможностью утраты ... расходов, что освобождает общество от бремени постоянных перевозок огромных количеств органического топлива [10; стр. 248-253]. В целом можно назвать следующие воздействия АЭС ...
17 В 2 = B ээ тэц + B тэ тэц, т Годовой расход топлива при производстве теплоэнергии на мини- ТЭЦ определяем по формуле: B тэ тэц = (Q ч х Т x b тэ мвт /(K мвт ) х 10 3, т, где Q ч среднечасовая нагрузка котельной, Гкал/час; Т число часов работы в год, часов; K мвт топливный эквивалент местного вида топлива для перевода в условное топливо (Приложение 3); b тэ мвт удельный расход топлива при работе на местном виде топлива на производство тепловой энергии, кг у.т./гкал: b тэ мвт = 142,76/( мвт х 10-2 ), мвт коэффициент полезного действия котла на местных видах топлива, %; Годовой расход топлива при производстве электроэнергии на мини- ТЭЦ определяем по формуле: B ээ тэц = (Э х Q ч х Т х b ээ мвт ) /(K мвт ) х 10-3, т, где b мвт ээ удельный расход топлива на выработку электроэнергии по теплофикационному циклу при работе на местном виде топлива, кг у.т./квт ч; Э удельная выработка электроэнергии по теплофикационному циклу, квт ч/гкал Определение экономии в денежном выражении за счет разницы в стоимости сжигаемого топлива: С топл = В 1 х С 1 В 2 х С 2, тыс. руб., где С 1 стоимость 1 т у.т. (тыс. руб.), уточняется на момент составления расчета; С 2 стоимость тонны МВТ (м 3 и т.д.), тыс. руб./тонну (м 3 и т.д.); В 1 расход топлива при выработке электро- и теплоэнергии на централизованных источниках, т у.т.; В 2 расход топлива (МВТ) при производстве электро- и теплоэнергии на мини-тэц, т (м 3 и т.д.).
18 РАСЧЕТ СРОКА ОКУПАЕМОСТИ СОЗДАНИЯ МИНИ-ТЭЦ НА МЕСТНЫХ ВИДАХ ТОПЛИВА 5.5. Определение укрупненных капиталовложений: Стоимость оборудования определяется проектно-сметной документацией и уточняется по результатам тендерных торгов на его поставку Стоимость проектных работ 5-10 процентов от стоимости строительно-монтажных работ Стоимость строительно-монтажных работ % от стоимости оборудования; Стоимость пуско-наладочных работ 3-5 % от стоимости оборудования Капиталовложения в мероприятие: К = С об + (0,05-0,1) С смр + (0,25 0,3) х С об + (0,03 0,05) х С об, тыс. руб Определение срока окупаемости мероприятия: Ср ок = К / С топл, лет, где К капиталовложения в мероприятие, тыс. руб.; С топл экономия в денежном выражении от внедрения мероприятия, тыс.руб.
19 6. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТЕПЛОВЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК (ТНУ) В СИСТЕМАХ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ЭКОНОМИЯ ТОПЛИВА ЗА СЧЕТ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТЕПЛОВЫХ ВЭР С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ТНУ Расчет выхода тепловых ВЭР определяется из теплового баланса агрегатаисточника по его энерготехнологическим характеристикам или путем замеров. Возможное использование тепловых ВЭР определяется с учетом технологических условий утилизации (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 использовании тепловых ВЭР с установкой ТНУ в раздельной схеме энергоснабжения (теплоснабжение от котельной): В р = ( b кот * Q тну ВЭР )* 10-3, т у.т., где Q тну ВЭР годовой отпуск теплоты в систему теплоснабжения, утилизируемой теплонасосной установкой (ТНУ), Гкал; b кот удельный расход топлива на отпуск тепловой энергии котельной, кг у.т./гкал Годовая экономия топлива при использовании ВЭР с установкой ТНУ в комбинированной схеме энергоснабжения (теплоснабжение от ТЭЦ): B к = ( b кот * Q тну ВЭР Q тну ВЭР * (b кэс ээ b т ээ )* W) * 10-3, т у.т., где b кэс ээ 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 т ээ удельный расход топлива на выработку электроэнергии по теплофикационному циклу, кг у.т./квт ч; W удельная выработка электроэнергии по теплофикационному циклу в энергосистеме, квт ч/гкал.
Расчет технологических показателей работы свиноводческого комплекса ...
... проверка их на сочетаемость в скрещиваниях. Интенсивная технология вполне приемлема для комплексов и обычных свиноферм после их реконструкции. [9] 1. Проектное задание I. Мощность комплекса, гол. - 21000; ... приемов и методов. Она должна включать, по крайней мере, 4 обязательные составные части, система организация производства кормов. Осуществление этого условия - залог успеха внедрения интенсивной ...
20 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТЕП- ЛОВЫХ ВЭР С УСТАНОВКОЙ ТНУ 6.3. При сроке ввода ТНУ до 1 года приведенные затраты в систему утилизации составят: З пр = К д ВЭР + И ВЭР, где К д ВЭР дополнительные капиталовложения, связанные с использованием тепловых ВЭР и установкой ТНУ. Определение дополнительных капиталовложений: Стоимость оборудования определяется согласно договорным ценам (на основании тендера); Стоимость проектных работ до 10 % от стоимости строительно-монтажных работ; Стоимость строительно-монтажных работ % от стоимости оборудования; Стоимость пуско-наладочных работ 3-5 % от стоимости оборудования Дополнительные капиталовложения в мероприятие составят: К д ВЭР = С об + 0,1* С смр + (0,25 0,3) * С об + (0,03 0,05) * С об, руб., где И ВЭР ежегодные издержки, связанные с использованием тепловых ВЭР и установкой ТНУ. В данном случае (при утилизации тепловых ВЭР охлаждающей и оборотной воды в парокомпрессионных ТНУ) дополнительные капиталовложения, связанные с комплексным использованием тепловых ВЭР капиталовложения в ТНУ, в промежуточные теплообменники, в транзитную тепловую сеть, сетевую насосную установку и др Ежегодные издержки, связанные с использованием тепловых ВЭР с установкой ТНУ (при одинаковых отчислениях на текущий ремонт и амортизацию всех элементов системы) составят: И ВЭР = f ар * К д ВЭР +И п +И тп где f ар ежегодные отчисления на ремонт и амортизацию ТНУ, промежуточных теплообменников, транзитной тепловой сети, сетевой насосной установки; И п, И тп годовые издержки на перекачку сетевой воды и теплопотери в транзитной тепловой сети Годовые издержки на перекачку воды в транзитной тепловой сети: И п = N сн * n * С ээ Годовые издержки на теплопотери в транзитной тепловой сети:
21 И тп = q н * Q тну ВЭР * С тэ где N сн установленная мощность сетевого насоса, квт; n годовое число часов работы сетевого насоса, ч; q н нормативные годовые теплопотери в сети, %; Q тну ВЭР годовой отпуск теплоты за счет использования ВЭР с установкой ТНУ, 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 = В р (B к )* С т, руб., где В р (B к ) годовая экономия топлива при использовании ВЭР с установкой ТНУ в раздельной либо комбинированной схеме энергоснабжения, т у.т.; С т стоимость 1 т у.т. уточняется на момент составления расчета (Приложение 2); Э т годовая экономия затрат на топливо, обусловленная использованием ВЭР в системе теплоснабжения Срок окупаемости дополнительных капиталовложений: Т = К д ВЭР /(Э т — f ар * К д ВЭР И п И тп ), лет.
22 7. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ СТРОИТЕЛЬСТВА МА- ЛОЙ ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИИ ВОДНОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ РАСЧЕТЫ, ОПРЕДЕЛЕНИЕ УСТАНОВЛЕННОЙ МОЩНОСТИ ГЭС И УСЛОВНОГО ЧИСЛА ЧАСОВ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ УСТАНОВЛЕННОЙ МОЩНОСТИ. Расчет гидроэнергетического потенциала (ГЭП) речного стока выполняется на основе результатов гидрологических изысканий. По результатам изысканий определяются возможные варианты нормального подпорного уровня (НПУ) гидроузла для обеспечения расчетного напора на ГЭС, обеспечивающего экономическую целесообразность строительства гидроэлектростанции. Выбор отметки НПУ обусловлен соображениями не затопления значительного количества земель и охраны окружающей среды. Расчеты выполняются для среднего по водности года 50% обеспеченности и для маловодных лет 75% и 95% обеспеченности. При проведении расчетов исходят из возможности вести регулирование стока в зависимости от полезного объема водохранилища. При малой полезной емкости водохранилища может быть осуществлено лишь суточное регулирование. В этом случае ГЭС рассчитывается для работы в режиме водотока. При определении ГЭП, обосновании компоновки и размеров конструкций сооружений необходимо иметь в виду, что при работе в будущем в составе каскада ГЭС (если выше по течению будет размещаться водохранилище с достаточно большим объемом, емкость которого позволит производить долговременное регулирование), расчетные расходы через данный гидроузел могут возрасти. Компоновка гидроузла должна позволить в дальнейшем произвести реконструкцию ГЭС с целью увеличения ее мощности. Проводятся исследования гидроэнергетического потенциала водотока и при уменьшенных и при повышенных уровнях (по сравнению с принятыми уровнями) воды в верхнем бьефе Значение годового гидроэнергетического потенциала для лет различной обеспеченности определяется как сумма произведений количества часов в месяце на ежемесячные значения теоретической мощности N ГЭС гидроэлектростанции. Значение N ГЭС определяется по формуле: N ГЭС = 9,81 Q H K Г, где Q среднемесячное значение расхода в м 3 /с; H величина напора, в метрах (м), определяемая как разность отметки НПУ водохранилища и отметки в нижнем бьефе ГЭС; K Г коэффициент полезного действия гидроэнергетического оборyдования. При расчетах необходимо учитывать работает ли ГЭС в каскаде ГЭС. При работе вне каскада среднемесячные значения отметок нижнего бьефа зависят от
23 топографических характеристик, расходов воды в нижнем бьефе и сезонных особенностей водного режима. Данные отметки определяются на основании изысканий. При работе ГЭС в каскаде значения отметок нижнего бьефа определяются условиями эксплуатации нижерасположенной ГЭС. Данный расчет приведен для случая, когда в верхнем бьефе плотины поддерживается постоянный уровень воды. Методика определения установленной мощности для объектов малой энергетики значительно упрощается по той причине, что удельный вес малых гидроэлектростанций в государственных энергосистемах составляет менее 2%. Изменение их мощности практически не сказывается на экономичности работы энергосистемы В общем случае установленная мощность ГЭС состоит из трех слагаемых: N уст = N гар + N сез + N рез, где N гар, N сез и N рез, — соответственно, гарантированная, сезонная и резервная мощности. Гарантированная это мощность, с которой ГЭС участвует в покрытии графика нагрузки энергосистемы. При малом удельном весе ГЭС в энергосистеме, обеспеченность мощности можно принять в пределах 74 85%. Сезонная это мощность, позволяющая увеличить выработку электроэнергии малой ГЭС и тем самым сэкономить топливо в периоды, когда ресурс водотока превосходит гарантированную мощность. Резервная мощность, которая может быть расположена на малой ГЭС и значение которой устанавливается, исходя из потребности в резерве энергосистемы в целом При наличии ограничений полезной емкости водохранилища для проведения суточного регулирования, при назначении установленной мощности малой ГЭС, ее можно принимать равной сумме гарантированной и сезонной мощностей ГЭС, равной при этом мощности по водотоку, обеспеченной на %, то есть: N гар + N сез = N вод(10-15)% Что касается резервной мощности, то при значительной сезонной мощности (свыше 10% от гарантированной мощности), специально резервная мощность может не проектироваться и установленная мощность в таком случае определяется по последней формуле После определения установленной мощности ГЭС уточняется возможная выработка электроэнергии (Э ГЭС ), квт ч, т. е. учитывается ограничение по установленной мощности по формуле:
24 Э ГЭС =N ГЭС t, где N ГЭС мощность ГЭС, (квт), обеспеченная расходом и напором, но не превышающая значения установленной мощности, т.е. N ГЭС N ГЭС уст ; t интервал времени, в течение которого ГЭС работает с мощностью N ГЭС, ч Далее производится деление расходов реки возможных к использованию (Q), при работе ГЭС в режиме водотока на расходы ГЭС и сбросные расходы. При этом расходы ГЭС в периоды, когда N вод N уст будут не выше пропу- ГЭС ГЭС скной способности турбины ГЭС (расчетного расхода ГЭС) (Q ГЭС ), м 3 /с, определяемой по формуле: ГЭС ГЭС N уст Q 9,81 Н, где Н р расчетный напор ГЭС, (м), значение которого рекомендуется принимать равным средневзвешенному напору (Н ср. взв ) Сбросной расход реки (Q сбр ), м 3 /с, определяется по формуле: Q сбр = Q Q ГЭС, 7.7. Средневзвешенный напор ГЭС (Н ср. взв ), (м), необходимый для установления расчетного напора (Н р ) и выбора параметров энергетического оборудования, определяется по формуле: р а или Н Н ср.взв ср.взв ГЭС вод ГЭС Эвод (Э Н), (H Nвод t), ГЭС (N t) вод ГЭС ГЭС где Э вод соответственно, выработка электроэнергии, квт ч; ГЭС N вод мощность ГЭС по водотоку, квт; Н полезный напор, м; t продолжительность расчетного интервала времени, ч Определяется условное число часов использования установленной мощности ГЭС: Т уст. = Э ГЭС / N уст., часов.
25 РАСЧЕТ ЭКОНОМИИ ТОПЛИВА ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ МАЛОЙ ГЭС. Для расчета экономии топлива при строительстве малой ГЭС необходимо знать количество вырабатываемой на ГЭС электроэнергии (Э ГЭС ), а также затраты топлива на производство такого же количества электрической энергии на замещаемой электростанции Определение экономии топлива от строительства малой ГЭС: Определение количества электроэнергии, отпущенной малой ГЭС: Э отп. ГЭС = Э ГЭС. х (1- сн ээ ), квт ч, где сн ээ — коэффициент потребления электроэнергии на собственные нужды малой ГЭС (на электрическое оборудование), принимается равным в диапазоне 0,2 1,0 процент Необходимое количество электроэнергии, отпущенной с шин электростанций ГПО Белэнерго, с учетом потерь в электрических сетях: Э отп эс = Э отп. ГЭС х (1+ Э пот. ), квт ч, где Э отп. ГЭС электроэнергия, отпущенная ГЭС и потребленная предприятием, квт ч; Э пот — коэффициент потерь в электрических сетях на транспортировку электроэнергии, равен 0,105 в среднем по ГПО Белэнерго. Экономия топлива от строительства малой ГЭС: В ГЭС = Э отп эс х b ээ ср * 10-6, т у.т., где Э отп эс — количество электроэнергии, отпущенной с шин электростанций ГПО Белэнерго, с учетом потерь в электросетях, квт ч; b ээ ср — 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.
26 РАСЧЕТ СРОКА ОКУПАЕМОСТИ СТРОИТЕЛЬСТВА МАЛОЙ ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИИ. Необходимо определить укрупненные капиталовложения для строительства малой ГЭС. Стоимость строительства малой ГЭС определяется по сметам или по аналогу, принятому для расчета. В последующем проводятся уточнения в результате выполнения строительного проекта. Капиталовложения определяются как К ГЭС Определение срока окупаемости строительства малой ГЭС: Ср ок = К ГЭС /( В ГЭС х С топл ), лет, где К ГЭС — капиталовложения в строительство малой ГЭС, тыс. руб.; В ГЭС — экономия топлива от строительства малой ГЭС, т у.т.; С топл — стоимость 1 т.у.т., (тыс. руб.), уточняется на момент составления расчета (Приложение 2).
27 Приложение 1 Компрессоры винтовые (роторные) (поставщик ООО «Ремеза-БелТС») Модель Краткие характеристики (эффективная подача воздуха, давление, ресивер, мощность двигателя, краткое описание) ВК15А-10(15)-500* ВК20А-10(15)-500* ВК7Е-8(10/15)* ВК7Е-8(10/15)-300* ВК7Е-8(10/15)- 500Д* ВК10Е-8(10/15)* ВК10Е-8(10/15)*- 300* ВК10Е-8(10/15)*- 500Д* ВК15Е-8(10/15)* ВК15Е-8(10/15)- 500* ВК15Е-8(10/15)- 500Д* ВК20Е-8(10/15)* ВК20Е-8(10/15)- 500* ВК20Е-8(10/15)- 500Д* ВК25-8(10)* ВК30-8* ВК30-10* ВК30-15* ВК40-4 ВК (1000)л/мин, 10 (15)атм, 500л, 11кВт, открытого типа 1900(1300)л/мин, 15атм, 500л, 15кВт, открытого типа 800(700/500)л/мин, 8 (10/15)атм, 5,5 квт 800(700/500)л/м, 8 (10/15)атм, ресивер 300 л, 5,5 квт 800(700/500)л/мин, 8 (10/15)атм, 500 л, 5,5 квт, с фреоновым осушителем 1150(1000/700)л/мин, 8 (10/15)атм, 7,5 квт 1150(1000/700)л/м, 8 (10/15)атм, ресивер 300 л, 7,5 квт 1150(1000/700)л/мин, 8 (10/15)атм, 500 л, 7,5 квт, с фреоновым осушителем 1650(1400/1000)л/мин, 8 (10/15)атм, 11 квт 1650(1400/1000)л/мин, 8 (10/15)атм, ресивер 500 л, 11 квт 1650(1400/1000)л/мин, 8 (10/15)атм, 500 л, 11 квт, с фреоновым осушителем 2100(1900/1300)л/мин, 8(10/15)атм, 15 квт 2100(1900/1300)л/мин, 8(10/15)атм, 500 л, 15 квт 2100(1900/1300)л/мин, 8(10/15)атм, 500 л, 15 квт, с фреоновым осушителем 2800(2400)л/мин, 8(10) атм, 18,5 квт, стационар, без ресивера 3300л/мин, 8 атм, 22 квт, стационар, без ресивера 2900л/мин, 10 атм, 22 квт, стационар, без ресивера 2000л/мин, 15 атм, 22 квт, стационар, без ресивера 5500л/мин, 4 атм, 30 квт, стационар, без ресивера 4500л/мин, 8 атм, 30 квт, стационар, без ресивера
28 ВК л/мин, 10 атм, 30 квт, стационар, без ресивера ВК40Е-8(10/13)* 4500(3900/3500)л/мин, 8(10/13) атм, 30 квт, стационар ВК л/мин, 8 атм, 37 квт, стационар, без ресивера ВК л/мин, 10 атм, 37 квт, стационар, без ресивера ВК50Е-8(10/13)* 5500(4800/4200)л/мин, 8(10/13) атм, 37 квт, стационар ВК75-8* 8500л/мин, 8 атм, 55 квт, стационар, без ресивера ВК75-10* 7500л/мин, 10 атм, 55 квт, стационар, без ресивера ВК75-8(10)ВС* 8500(7500)л/мин, 8(10) атм, 55 квт, стационар, без ресивера ВК100-8* 11500л/мин, 8 атм, 75 квт, стационар, без ресивера ВК100-10* 10000л/мин, 10 атм, 75 квт, стационар, без ресивера ВК100-8(10)ВС* 11500(10000)л/мин, 8(10) атм, 75 квт, стационар, без ресивера ВК150-8* 17000л/мин, 8 атм, 110 квт ВК150-8ВС* 17000л/мин, 8 атм, 110 квт, с частотным преобразователем ВК180-8* 20000л/мин, 8 атм, 132 квт ВК180-8ВС* 20000л/мин, 8 атм, 132 квт, с частотным преобразователем ВК220-8* 26000л/мин, 8 атм, 160 квт ВК220-8ВС* 26000л/мин, 8 атм, 160 квт, с частотным преобразователем Пульт МПУ-4 Микропроцессорный пульт для группы компрессоров серии ВК Д серия с фреоновым осушителем воздуха, ВС — с частотным преобразователем, А компрессоры открытого типа без шумоизоляционного кожуха, *) компрессоры с винтовым блоком.
29 Приложение 3 Средние калорийные эквиваленты для перевода натурального топлива в условное Единица измерения эквивалент Калорийный Вид топлива п/п Угли 1.1 Донецкий т 0, Подмосковный т 0, Кузнецкий т 0, Воркутинский т 0, Интинский т 0, Свердловский т 0, Нерюнгинский т 0, Канско-Ачинский т 0, Карагандинский т 0, Экибастузский т 0, Силезский т 0, Львовско-Волынский т 0, Челябинский т 0, Кизеловский т 0,684 2 Торф топливный 2.1 Фрезерный (при условной влажности 40%) т 0, Кусковой (при условной влажности 33%) т 0,41 Торфяные брикеты (при условной 2.3 влажности 16%) т 0,6 Торфяные полубрикеты (при условной 2.4 влажности 28%) т 0,45 Брикеты и полубрикеты (при условной 2.5 влажности 15%) т 0,56 Торфяная крошка (при условной влажности 40%) 2.6 т 0,37 3 Дрова 3.1 Дрова смешанные Плотный куб. м 0, Дрова смешанные Складской куб. м 0, Граб Складской куб. м 0, Ясень Складской куб. м 0, Дуб Складской куб. м 0, Клен Складской куб. м 0, Бук Складской куб. м 0, Береза Складской куб. м 0, Вяз Складской куб. м 0, Лиственница Складской куб. м 0, Сосна Складской куб. м 0,208
30 Ольха Складской куб. м 0, Ель Складской куб. м 0, Осина Складской куб. м 0, Липа Складской куб. м 0, Пихта Складской куб. м 0, Тополь Складской куб. м 0,146 4 Древесные отходы 4.1 Древесные обрезки, стружка и опилки т 0, Сучья, хвоя, щепа Складской куб. м 0, Пни Складской куб. м 0, Кора т 0, Древесные опилки Складской куб. м 0,11 Шпалы и рудничная стойка, пришедшие 4.6 в негодность Плотный куб. м 0,266 5 Нефтепродукты 5.1 Нефть сырая, газовый конденсат т 1, Мазут топочный т 1, Мазут флотский т 1, Моторное топливо т 1, Дизельное топливо т 1, Печное бытовое топливо т 1, Топливо газотурбинное т 1, Бензин (автомобильный, авиационный) т 1,49 Керосин (тракторный, осветительный, 5.9 авиационный) т 1, Нефтебитум т 1,35 6 Газообразное топливо 6.1 Газ природный 1000 куб. м 1, Газ попутный нефтяной 1000 куб. м 1, Газ сжиженный т 1, Газ нефтепереработки сухой т 1,5 6.5 Газ подземной газификации 1000 куб. м 0,11 7 Сланцы (эстонские и ленинградские) 7.1 Рассортированные , , т 0,324 Рассортированные 0-25, 0-30 и рядовые т 0,3 8 Прочие 8.1 Лигниты т 0, Кокс металлический сухой 25 мм и выше т 0, Коксик (10-25 мм) на сухой вес т 0, Коксовая мелочь (0-10 мм) на сухой вес т 0,9 8.5 Костра льняная, солома (влажностью 10%) т 0,5
31 Исходные данные, необходимые для проведения расчета стоимости 1 т у.т. Приложение 2 Вид топлива Уд. вес в Стоимость натур. топ- Калорийный Цена 1 т у.т. в долл. США п/п потреблении,*лива с НДС, долл. США эквивалент % С нт С тут 1 Газ горючий природный тыс. куб. м С газ 1,15 С газ / 1,15 2 Мазут тнт С мазут 1,37 С мазут / 1,37 3 Уголь тнт С уголь 1,0 С уголь / 1,0 Местные виды топлива в том числе 4 газ нефтедобычи (местный) тыс. куб. м С газ местн 1,15 С газ местн / 1,15 5 брикеты / полубрикеты тнт С брикет 0,6 / 0,45 С брикет / 0,6 (0,45) 6 торф фрезерный / торф кусковой тнт С торф 0,34 / 0,41 С торф / 0,34 (0,41) 7 дрова куб. м С дрова 0,266 С дрова / 0,266 8 отходы лесозаготовок куб. м С отходы лес 0,212 С отходы лес / 0,212 ИТОГО 100,0 Определяется расчетным путем** * — принимается из сложившегося топливного баланса республики на момент проведения расчета ** — Средневзвешенная стоимость 1 т у.т. рассчитывается как сумма произведений стоимости 1 т у.т. в каждом виде топлива, участвующего в топливном балансе, на удельный вес соответствующего топлива
