Официальный сайт
Адрес райисполкома:
231300, г. Лида,
ул. Советская, 8
Электронная почта:
Lidaisp@mail.lida.by
Телефон: (80154) 53-40-01
Факс: (80154) 53-40-04

Методические рекомендации по составлению ТЭО эля энергосберегающих мероприятий

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Методические рекомендации

по составлению технико-экономических обоснований

для энергосберегающих мероприятий

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

г. Минск,  2016 г.

СОДЕРЖАНИЕ

 

ГЛАВА 1. Общие положения. 4

ГЛАВА 2. Технико-экономические обоснования для типичных энергосберегающих мероприятий  ………………………………………………………………………………………..6

5.    Технико-экономическое обоснование установки турбоагрегата малой мощности. 6

6.    Технико-экономическое обоснование внедрения регулируемого электропривода. 10

6.1. Технико-экономическое обоснование внедрения регулируемого электропривода насоса  10

6.2. Технико-экономическое обоснование внедрения регулируемого электропривода дутьевого вентилятора или дымососа котла. 12

7.    Технико-экономическое обоснование перевода парового котла в водогрейный режим.. 14

8.    Технико-экономическое обоснование замены котлов с низким КПД на высокоэкономичные котлы   16

9.    Технико-экономическое обоснование перевода котлов на сжигание природного газа. 17

10.  Технико-экономическое обоснование перевода котлов на сжигание местных видов топлива (дрова, опилки, торф, щепа и др.) 19

11.  Технико-экономическое обоснование замены электрокотла на отопительный котел на местных видах топлива (МВТ) 21

12.  Технико-экономическое обоснование внедрения котлов малой мощности вместо незагруженных котлов большой мощности. 22

13.  Технико-экономическое обоснование ликвидации длинных теплотрасс и паропроводов……………………………………………………………………………..………..24

14.  Технико-экономическое обоснование применения предизолированных труб. 26

15.  Технико-экономическое обоснование термореновации ограждающих конструкций зданий……………………………………………………………………………………………....28

16.  Технико-экономическое обоснование применения газовых инфракрасных излучателей. 30

17.  Технико-экономическое обоснование применения энергоэкономичных осветительных устройств………………. 33

18.  Технико-экономическое обоснование эффективности использования тепловых вторичных энергоресурсов (ВЭР) в системах теплоснабжения. 35

19.  Технико-экономическое обоснование внедрения регуляторов расхода тепловой энергии………………………………………………………………………………………….….38

20. Технико-экономическое обоснование внедрения когенерационной установки. 44

21. Технико-экономическое обоснование замены аммиачных холодильных агрегатов на автономные фреоновые холодильные агрегаты (сплит-системы) 49

22. Технико-экономическое обоснование замены пневмотранспорта на механическую систему транспортировки. 54

23. Технико-экономическое обоснование внедрения энергоэффективных оконных блоков из ПВХ………….. 56

24. Технико-экономическое обоснование децентрализации компрессорного хозяйства. 59

25. Технико-экономическое обоснование применения энергоэкономичных осветительных приборов с автоматической регулировкой. 62

26. Технико-экономическое обоснование внедрения эффективных пластинчатых теплообменников вместо кожухотрубных. 64

27. Технико-экономическое обоснование создания мини-ТЭЦ на местных видах топлива. 67

28Технико-экономическое обоснование использования тепловых насосных установок (ТНУ) в системах теплоснабжения. 70

29. Технико-экономическое обоснование  строительства малой гидроэлектростанции. 73

30. Технико-экономическое обоснование внедрения автоматических систем компенсации реактивной мощности  77

31. Технико-экономическое обоснование внедрения теплоутилизаторов в системах механической приточно-вытяжной вентиляции и кондиционирования воздуха. 79

32. Технико-экономическое обоснование передачи тепловых нагрузок на ТЭЦ……….……83

ГЛАВА 3. Приложения……….. 88

Приложение 1. Средние калорийные (топливные) эквиваленты.. 88

Приложение 2. Коэффициент использования эффективной электрической мощности, годовое число часов использования средней нагрузки по группам электропотребляющего оборудования. 91

Приложение 3. Удельные показатели притока тепла от открывания дверей в камерах холодильника  91

Приложение 4. Справочные данные по определению типа турбоагрегата. 91

Приложение 5. Основные технико-экономические характеристики когенерационных установок фирмы Jenbacher 91

Приложение 6. Таблица определения реактивной мощности установки, необходимой для достижения заданного (желаемого) cos (ф)……………………………………………………...97

Приложение 7. Методика оценкицелесообразности строительства локальных энергоисточников с учетом экономического эффекта для республики…………………...100

 

 

 

 


 

 

  


ГЛАВА 1

Общие положения

 

1. Настоящие Методические рекомендации разработаны в соответствии с Законом Республики Беларусь «Об энергосбережении», Инструкцией по определению эффективности использования средств, направляемых на выполнение энергосберегающих мероприятий, утвержденной постановлением Министерства экономики, Министерства энергетики и Комитета по энергоэффективности при Совете Министров Республики Беларусь от 24.12.2003 г. №252/45/7, согласованным Национальной академией наук Беларуси.

2. Настоящие Методические рекомендации устанавливают порядок составления технико-экономических обоснований для энергосберегающих мероприятий, включаемых в краткосрочные (ежегодные) программы энергосбережения.

3. В настоящих Методических рекомендацияхиспользуются следующие основные понятия:

тонна условного топлива – учетная единица топлива с низшей теплотворной способностью 7 гигакалорий, применяемая для отражения общего количества всех видов топлива и энергии;

калорийный    эквивалент –   переводной   коэффициент,   определяющий равноценное количество натурального топлива для пересчета по его теплотворной способности в условное топливо. Величина безразмерная;

коэффициенты пересчета электрической и тепловой энергии в условное топливо – средняя величина расхода условного топлива на отпуск энергоисточниками ГПО «Белэнерго» соответственно единицы электрической и тепловой энергии;

коэффициент  полезного действия  (КПД)  энергоустановки  –  характеристика эффективности установки в отношении преобразования энергии, определяемая как отношение полезно используемой энергии к суммарному количеству энергии, переданному установке; 

простой   срок  окупаемости   энергосберегающего   проекта (мероприятия) – время, за которое капиталовложения в реализацию проекта (мероприятия) окупятся за счет полученного экономического эффекта от его внедрения;

состав затрат (укрупненные капиталовложения) – может включать  затраты на выполнение предпроектных работ (ТЭО, обоснование инвестиций, бизнес-план) проектных работ, приобретение оборудования, производство строительно-монтажных и пуско-наладочных работ.

4. Настоящие методические рекомендации содержат алгоритмы типовых расчетов для предварительной оценки эффективности использования средств, направляемых на реализацию энергосберегающих мероприятий.   

При составлении технико-экономического обоснования расчетный экономический эффект от внедрения планируемого к реализации мероприятия указывается в денежном эквиваленте (белорусских рублях) и определяется как произведение величины ожидаемого экономического эффекта от снижения потребления (экономии) ТЭР, выраженного в тоннах условного топлива, и стоимости тонны условного топлива.

С целью обеспечения единства расчетов при оценке эффективности внедрения энергосберегающих мероприятий информация о расчетной стоимости тонны условного топлива на конкретный календарный год размещается Департаментом по энергоэффективности Государственного комитета по стандартизации Республики Беларусь на официальном сайте.

 


ГЛАВА 2

Технико-экономические обоснования для типичных энергосберегающих мероприятий

 

5.               Технико-экономическое обоснование установки турбоагрегата малой мощности

 5.1. После расчета и определения паровых нагрузок и параметров работы котлоагрегатов, используя приложение 5, произвести выбор типа турбоагрегата, возможного к применению на рассматриваемой котельной.

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:

Dчас = Dгод/Tгод, т/ч,

где Dчас – среднечасовой расход пара на котельной, т/ч

      Dгод – годовой расход пара, т

      Tгод – число часов работы котельной в году, часов.

 

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.

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:

Tуст = Nтг x Tгод/Nуст., часов

где Tуст – число часов использования установленной мощности,

Nтг – мощность турбоагрегата, определенная по диаграмме режимов, кВт;

Tгод – число часов работы котельной в году, часов;

Nуст – установленная мощность выбранного турбоагрегата, кВт.

 

5.2.        Расчет экономии топлива от установки турбоагрегата.

 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.

5.2.1. 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:

hкнетто = hкбрутто х (1-aсн/100), %,

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

aсн – коэффициент расхода теплоты на собственные нужды котельной, %;

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

hкбрутто = S(hкотлабрутто хQкотлагод)/S Qкотлагод, %

где hкотлабрутто – коэффициент полезного действия котла брутто, %;

Qкотлагод – выработка теплоты котлом в году, Гкал.

 

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

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).

5.2.2. Определение количества теплоты на выработку электроэнергии на выбранном турбоагрегате за год:

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

где    Nуст.– установленная мощность турбогенератора, кВт;

Tуст – число часов использования установленной мощности, час;

kэ – коэффициент перевода электрической энергии в тепловую, равен 0,86;

hтг – коэффициент полезного действия турбоагрегата (приложение 5);

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

hтр – коэффициент полезного действия транспорта пара, %.

5.2.3. Определение расхода условного топлива на выработку электроэнергии на выбранном турбоагрегате за год:

Bээ = Qээ/ Qнр, т у.т.,

где Bээ – расход условного топлива на выработку электроэнергии, т у.т.;

Qээ – расход теплоты на выработку электроэнергии, Гкал;

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

5.2.4. Определение выработанной электроэнергии на турбоагрегата за год:

Эвыр. = Nуст. х Tуст., кВт ч,

 

где    Nуст.– установленная мощность турбоагрегата, кВт;

Tуст – число часов использования установленной мощности, час.

5.2.5. Определение количества отпущенной электроэнергии от выбранного турбоагрегата:

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

где aснээ – 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%).

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

Эотп эс= Эотп.тгх (1+ kпот/100) , кВт ч

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

kпот – коэффициент потерь в электрических сетях на транспорт электроэнергии в системе ГПО «Белэнерго».

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

DВтг = Эотп эс * bээср* 10 –6 – Bээ , т у.т.

где Эотп эс – количество электроэнергии, отпущенной с шин электростанций ГПО “Белэнерго”, с учетом потерь в электросетях на транспорт электроэнергии, тыс. кВт ч;

bээср – 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;

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

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

Стоимость выбранного турбоагрегата определяется по результатам тендера.

Стоимость электротехнических устройств составляет ориентировочно 10-15 % от стоимости турбоагрегата.

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

Стоимость строительно-монтажных работ в зависимости от расположения турбоагрегата:

в котельной – 15-20% от стоимости оборудования;

в отдельно стоящем строении – 20-30% от стоимости оборудования.

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

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

Стоимость оборудования:

Соб. = Стг + (0,1÷0,15) х Стг + (0,15÷0,2) х Стг , руб.

Капиталовложения в мероприятие:

 

Ктг = Соб + (0,05÷0,1) х Ссмр+ (0,15÷0,3) х Соб + (0,03÷0,05) х Соб , руб.

 

5.4.        Определение простого срока окупаемости мероприятия:

 

Срок = Ктг/(DВтг х Стопл), лет,

где Ктг – капиталовложения в мероприятие, руб.;

DВтг – экономия топлива от внедрения мероприятия, т у.т.;

Стопл – стоимость 1 т у.т. (руб.), уточняется на момент составления расчета.

Примечание. После определения простого срока окупаемости установки турбоагрегата необходимо будет произвести оценку целесообразности создания такого локального энергоисточника с учетом макроэкономического эффекта в масштабах республики (учесть складывающуюся ситуацию в энергосистеме в связи с вводом БелАЭС). Расчет согласно приложению 7.

 

6.  Технико-экономическое обоснование внедрения средств автоматического регулирования нагрузки электроприводов

 

При использовании регулируемого электропривода экономия электроэнергии достигается за счет следующих мероприятий:

снижение потерь в трубопроводах;

снижение потерь на дросселирование в регулирующих устройствах;

поддержание оптимального гидравлического режима в сетях;

устранение влияния холостого хода электродвигателя;

оптимизация режима работы установки в зависимости от рабочих параметров.

 

6.1. Технико-экономическое обоснование внедрения регулируемого электропривода насоса

Расчет экономии топлива от внедрения регулируемого электропривода насоса осуществляется следующим образом.

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

 

                                                P/Pном = n2/nном2 ;

   

n =  Ö P/Pном * nном2 ;    об/мин.

 

где Р – давление в напорном трубопроводе, кгс/см2;

Рном – номинальное давление в напорном трубопроводе, кгс/см2;

nном – 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/Qном = n/nном ;

 

n = Q/Qном * nном ;

 где Q – фактическая производительность насоса, т/ч;

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

 

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

N/Nном = n3/nном3;

 

N = Nном * n3/nном3; кВт

где Nном – номинальная мощность на валу насоса, кВт;

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

nном – номинальные обороты электродвигателя, об/мин.

 

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

Wн = Nном* T * Kи, кВт ч;

где Т – количество часов работы, ч;

Ки – коэффициент использования.

 

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

W = N * T * Kи, кВт ч;

где Т – количество часов работы, ч;

Ки – коэффициент использования.

 

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

DW = Wн – W ; кВт ч

 

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

 

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

где bэ – 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;

kпот - потери электроэнергии в электросетях (с учетом распределительных) в системе ГПО “Белэнерго”.

 

6.1.7. Определение укрупненных капиталовложений в регулируемый электропривод:

Стоимость выбранного регулируемого электропривода Срэпсогласно договорной цены фирмы – поставщика (на основании тендера);

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

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

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

Стоимость оборудования:

Соб. = Срэп + (0,03÷0,05) х Срэп, руб.

Капиталовложения в мероприятие:

Крэп = Соб + (0,05÷0,1) х Соб+ (0,03÷0,05) х Соб, руб.

6.1.8. Определение срока окупаемости мероприятия:

Срок = Крэп/(DВ х Стопл), лет,

где Крэп – капиталовложения в мероприятие, руб.;

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

Стопл – стоимость 1 т у.т. (руб.), уточняется на момент составления расчета.

 

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

 

Расчет экономии топлива от внедрения регулируемого электропривода дутьевого вентилятора или дымососа котла.

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

Q/Qном = n/nном ;

 

n = Q/Qном * nном ;

 где Q – фактическая производительность ДВ или ДС, м3/ч;

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

 

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

N/Nном = n3/nном3;

 

N = Nном * n3/nном3; кВт

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

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

nном – номинальные обороты электродвигателя, об/мин.

 

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

Wн = Nном* T * Kи, кВт ч;

 

где Т – количество часов работы, ч;

Ки – коэффициент использования.

 

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

W = N * T * Kи, кВт ч;

где Т – количество часов работы, ч;

Ки – коэффициент использования.

 

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

DW = Wн – W; кВт ч

 

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

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

где bэ – 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;

kпот – потери электроэнергии в электросетях (с учетом распределительных) в системе ГПО “Белэнерго”.

 

6.2.7. Определение укрупненных капиталовложений в регулируемый электропривод:

Стоимость выбранного регулируемого электропривода Срэпсогласно договорным ценам фирмы-поставщика (на основании тендера);

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

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

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

Стоимость оборудования:

Соб. = Срэп + (0,03÷0,05) х Срэп, руб.

 

Капиталовложения в мероприятие:

Крэп = Соб + (0,05÷0,1) х Соб+ (0,03÷0,05) х Соб, руб.

 

6.2.8. Определение срока окупаемости мероприятия:

Срок = Крэп/(DВ х Стопл), лет,

где Крэп – капиталовложения в мероприятие, руб.;

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

Стопл – стоимость 1 т у.т. (руб.), уточняется на момент составления расчета.

 

7.  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.

Расчет экономии топлива от перевода парового котла в водогрейный режим.

7.1. 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%:

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

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

hнеттоф – КПД парового котла нетто фактический, %;

hнеттов – КПД  котла в водогрейном режиме, % :

 

hнеттов = hнеттоф * (1-aсн/100)/(1-aсн/100 - 0,015),

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

 

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

DBт = Qч * Tг * (bтэф – bтэв)*10-3, т у.т.

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

Tг – число часов работы котельной в году, ч;

 

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

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

 

DЭ =( эснп – эснв) * Qч* Тг , кВт ч.

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

DВэ = DЭ * bэ * (1+kпот/100) *10-3 , т у.т.;

где bэ – 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;

kпот – потери электроэнергии в электросетях (с учетом распределительных) в системе ГПО “Белэнерго”.

 

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

DВ = DВт + DВэ, т у.т.

7.6. Определение укрупненных капиталовложений:

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

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

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

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

Капиталовложения в мероприятие:

Квк = Свк + Соб + (0,05÷0,1) х Соб + (0,03÷0,05) х Соб, руб.

7.7. Определение срока окупаемости мероприятия:

Срок = Квк/(DВ х Стопл), лет,

где Квк – капиталовложения в мероприятие, руб.;

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

Стопл – стоимость 1 т у.т. (руб.) уточняется на момент составления расчета.

 

8.  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.

 

Расчет экономии топлива от замены котлов с низким КПД на высокоэкономичные котлы

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

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

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

hнеттон – КПД  нового котла, %:

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

DBт = Qч * Tг * (bтэф– bтэн )*10-3, т у.т.

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

Qч – среднечасовая тепловая нагрузка котельной, Гкал/ч;

Tг – число часов работы котельной в году, ч.

 

8.3. Определение укрупненных капиталовложений:

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

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

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

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

Капиталовложения в мероприятие:

Кз = Соб + 0,1 х Ссмр+(0,25÷0,3) х Соб + (0,03÷0,05) х Соб, руб.

8.4. Определение срока окупаемости мероприятия:

Срок = Кз/(DВ х Стопл), лет,

где Кз – капиталовложения в мероприятие, руб.;

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

Стопл – стоимость 1 т у.т. (руб.) уточняется на момент составления расчета.

 

9.  Технико-экономическое обоснование перевода котлов 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.

 

Расчет экономии топлива.

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

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

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

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

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

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

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

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

hнеттоф – КПД котла нетто фактический, %;

hнеттоп – КПД  котла нетто при сжигании природного газа, % :

hнеттоп = hнеттоф * (1-aсн/100)/(1-aсн/100 - 0,015),

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

 

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

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

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

Qч – среднечасовая тепловая нагрузка котельной, Гкал/ч;

Tг – число часов работы котельной в году, ч.

 

9.3. Определение укрупненных капиталовложений:

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

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

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

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

Капиталовложения в мероприятие:

Кпг = Соб + 0,1 х Ссмр+(0,25÷0,3) х Соб + (0,03÷0,05) х Соб, руб.

9.4. Определение срока окупаемости мероприятия за счет экономии топлива:

Срок = Кпг/(DВ х Стопл), лет,

где Кпг – капиталовложения в мероприятие, руб.;

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

Стопл – стоимость 1 т у.т. (руб.), уточняется на момент составления расчета.

 

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

Определение количества сжигаемого мазута:

Bм = Qч х Тг x bтэф/(Kм х 103), т

где Qч – среднечасовая нагрузка котельной, Гкал/час;

Тг – число часов работы в год, часов;

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

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

Определение количества сжигаемого природного газа:

Bг = Qч х Тг x bтэпг/(Kпг х 103), т

где Qч – среднечасовая нагрузка котельной, Гкал/час;

Тг – число часов работы в год, часов;

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

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

Определение разности в стоимости сжигаемого топлива:

DСтопл = Вм х См – Впгх Спг , тыс. руб.;

где См – стоимость тонны мазута, руб./тонну;

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

 

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

Срок = Кпг/DСтопл, лет,

где Кпг – капиталовложения в мероприятие, руб.;

DСтопл. – разность в стоимости сжигаемого топлива, руб.

 

10.          Технико-экономическое обоснование перевода котлов на сжигание местных видов топлива (дрова, опилки, торф, щепа 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.

 

Расчет срока окупаемости перевода котла на сжигание МВТ.

10.1. Определение укрупненных капиталовложений:

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

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

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

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

Капиталовложения в мероприятие:

Кмвт = Соб + 0,1 х Ссмр+(0,25÷0,3) х Соб + (0,03÷0,05) х Соб, руб.

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

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

Bм = Qчх Тг x bтэф /(Kм х 103), т

где Qч – среднечасовая нагрузка котельной, Гкал/час;

Тг – число часов работы в год, часов;

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

Kм – топливный эквивалент мазута (ПБТ) для перевода в натуральное топливо равен 1,37 (1,45) (Приложение 1).

 

10.2.2. Определение количества сжигаемого местного топлива:

Bг = Qч х Тг x bтэмвт/(Kмвт х 103), т

где Qч – среднечасовая нагрузка котельной, Гкал/час;

Тг – число часов работы в год, часов;

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

bтэмвт = 142,76/(hмвт х 10-2),

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

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

 

10.2.3. Определение разности в стоимости сжигаемого топлива:

DСтопл = Вм х См – Вмвтх Смвт , руб.;

где См – стоимость тонны мазута (ПБТ), руб./тонну;

Смвт – стоимость МВТ (тонна, м3и т.д.), руб.

 

Определение срока окупаемости мероприятия за счет разности стоимости сжигаемого топлива:

Срок = Кпг/DСтопл, лет,

где Кпг – капиталовложения в мероприятие, руб.;

DСтопл. – разность в стоимости сжигаемого топлива за год, руб./год.

 

11.          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.

 

Расчет срока окупаемости замены электрокотла на отопительный котел на местных видах топлива

11.1. Определение укрупненных капиталовложений:

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

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

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

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

Капиталовложения в мероприятие:

Кмвт = Соб + 0,1 х Ссмр+(0,25÷0,3) х Соб + (0,03÷0,05) х Соб, руб.

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

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

Bэ = Qч х Тг x Кперх (1+kпот/100) х Ктоплэ, т у.т.

где Qч – среднечасовая нагрузка котельной, Гкал/час;

Тг – число часов работы в год, часов;

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

kпот – коэффициент, учитывающий потери в электрических сетях;

Ктоплэ – коэффициент пересчета электроэнергии в условное топливо, кг у.т./кВт ч.

11.2.2. Определение количества сжигаемого местного топлива:

Bг = Qч х Тг x bтэмвт/(Kмвт х 103), т

где Qч – среднечасовая нагрузка котельной, Гкал/час;

Тг – число часов работы в год, часов;

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

bтэмвт = 142,76/(hмвт х 10-2),

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

Kмвт – топливный эквивалент местных видов топлива для перевода в натуральное топливо (приложение 1).

 

11.2.3. Определение разности в стоимости сжигаемого топлива:

DСтопл = Вэ х Сэ – Вмвтх Смвт , руб.;

где Сэ – стоимость 1 т у.т. (руб.), уточняется на момент составления расчета;

Смвт – стоимость тонны МВТ (м3 и т.д.), руб./тонну (м3 и т.д.).

 

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

Срок = Кз/DСтопл, лет,

где Кз – капиталовложения в мероприятие, руб.;

DСтопл. – разница в стоимости сжигаемого топлива за год, руб./год.

 

12.          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).

 

12.1. Определение экономии топлива от внедрения котлов малой мощности вместо незагруженных котлов большой мощности

12.1.1. Определение расхода топлива при использовании котла большой мощности.

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

 

Определяем удельный расход топлива на данном котле при фактической загрузке:

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

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

 

Вбк = Qфx bтэб x 10-3, т у.т.,

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

12.1.2. Определяем расход топлива при использовании котла малой мощности.

Определяем удельный расход топлива на данном котле при фактической загрузке:

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

где hкм  - коэффициент полезного действия котла малой мощности.

 

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

Вмк = Qф x bтэмx 10-3, т у.т.,

где Qф – фактический отпуск тепловой энергии.

Определяем экономию топлива от внедряемого мероприятия:

DВ = Вбк – Вмк , т у.т.

12.2. Определение укрупненных капиталовложений:

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

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

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

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

Капиталовложения в мероприятие:

Кмк = Соб + 0,1 х Ссмр+(0,25÷0,3) х Соб + (0,03÷0,05) х Соб, руб.

12.3. Определение срока окупаемости мероприятия за счет экономии топлива:

Срок = Кмк/(DВ х Стопл), лет,

где Кмк – капиталовложения в мероприятие, руб.;

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

Стопл – стоимость 1 т у.т. (руб.), уточняется на момент составления расчета.

 

13.          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.

 

13.1. Определение экономии топлива от  ликвидации длинных теплотрасс и паропроводов

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

 

По результатам испытаний либо по расчету определяем потери ΔQпот по теплотрассе. Для расчета тепловых потерь можно использовать «Инструкцию по расчету тепловых потерь в водяных и паровых тепловых сетях».

13.1.2. Определяем перерасход топлива, получаемый при использовании теплопровода:

Δ Втэ = (Q + ΔQпот) * bтэ/1000 – Q* bтэ ли/1000, т у.т.,

где Q – количество полученной тепловой энергии, Гкал;

ΔQпот  – потери по теплотрассе, Гкал;

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

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

 

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

Эп= (Q + ΔQпот )* Эсн тэ , кВт ч;

где Q – количество полученной тепловой энергии, Гкал;

ΔQпот  – потери по теплотрассе, Гкал;

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

 

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

Эли = Q* Эсн ли, кВт ч;

где Q – количество полученной тепловой энергии, Гкал

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

 

13.1.5. Определяем 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 Вэ = (Эп  Эли)* kпот* bэ *10-6, т у.т.

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

Эли  – расход электроэнергии, необходимой для производства и транспорта тепловой энергии от локального источника, кВт ч;

kпот – коэффициент, учитывающий потери в электрических сетях;

bэ – 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.

 

13.1.6. Общая экономия топлива от ликвидации длинной теплотрассы составит

ΔВ = Δ Втэ + Δ Вэ, т у.т.

13.2. Определение укрупненных капиталовложений:

Стоимость оборудования определяется на основании тендера;

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

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

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

Капиталовложения в мероприятие:

Кли= Соб  + 0,1 * Ссмр+ (0,25÷0,3) * Соб + (0,03÷0,05) * Соб, руб.

 

13.3. Определение срока окупаемости мероприятия:

Срок = Кли /(Δ В * Стопл ), лет,

где Кли  – капиталовложения в мероприятие, руб.

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

Стопл – стоимость 1 т у.т. (руб.), уточняется на момент составления расчета.

 

14.          Технико-экономическое обоснование применения предизолированных труб

Экономический эффект от применения предизолированных труб достигается за счет:

сокращения тепловых потерь в теплотрассах;

снижения потребления электроэнергии на транспорт тепловой энергии.

 

14.1.  Определение экономии топлива от применения предизолированных труб.

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

По результатам испытаний либо по расчету определяем потери ΔQпот  по теплотрассе. Для расчета тепловых потерь можно использовать «Методику по определению потерь тепловой энергии в сетях теплоснабжения с учетом из износа, срока и условий эксплуатации», утвержденную постановлением Комитета по энергоэффективности при Совете Министров Республики Беларусь от 29.09.2006 г. № 2.

 

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

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

где Q – количество полученной тепловой энергии, Гкал;

Δ Qпот – потери по существующей теплотрассе, Гкал;

QпотПИ – потери по теплотрассе из предизолированных труб;

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

 

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

Эп = (Q + Δ Qпот)*Эсн тэ, кВт ч;

где Q – количество полученной тепловой энергии, Гкал;

Δ Qпот – потери по теплотрассе, Гкал;

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

 

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

Эпи = (Q + QпотПИ)* Эсн тэ,  кВт ч,

где Q – количество полученной тепловой энергии, Гкал;

QпотПИ – потери по теплотрассе из предизолированных труб, Гкал,

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

 

14.1.5. Определяем расход топлива необходимый для покрытия перерасхода электроэнергии на производство и транспорт тепловой энергии с учетом потерь в электросетях:

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

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

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

kпот – коэффициент, учитывающий потери в электрических сетях;

bтэ – 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.

 

14.1.6. Общая экономия топлива от применения предизолированных труб:

Δ В = Δ Втэ+ Δ Вэ, т у.т.

 

14.2. Определение укрупненных капиталовложений:

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

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

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

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

 

Капиталовложения в мероприятие:

Кпи = Соб + 0,1* Ссмр + (0,25÷0,3)*Соб+ (0,03÷0,05)*Соб, руб.

 

14.3. Определение срока окупаемости мероприятия

Срок = Кпи/(Δ В*Стопл),  лет

где Кпи - капиталовложения в мероприятие, руб.;

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

Стопл – стоимость 1 т у.т. (руб.),  уточняется на момент составления расчета.

 

15.          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.

Определение экономии топлива и тепловой энергии (теплоты) за счет внедрения мероприятия.

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

15.1.1. Количество теплоты для отопления:

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

15.1.2. Количество теплоты для вентиляции:

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

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

Vзд – строительный объем здания, м3;

qо, qв – удельные расходы тепловой энергии на отопление и вентиляцию (по справочнику), ккал/м3 0С ч;

tвн , tн – температура воздуха внутри помещения и наружного воздуха, 0С;

Тот  – 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.

Количество тепла за отопительный период:

Qг = Qот + Qв, Гкал.

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

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

r = (Rт норм –Rт факт )/Rт факт ,

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

Rт норм = 2,0 м2 0С/Вт – нормативное сопротивление теплопередаче для наружных стен крупнопанельных домов (не менее).

 

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

DQ = Fзд. * (tвн – tн) * (1/Rт факт – 1/Rт дост ) * Tот * 24 * n * 1,16 * 10-6, Гкал;

где Fзд. – площадь ограждающих конструкций, подвергнутых термореновации,  м2;

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

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

Tот – 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);

1,16 * 10-6 – переводной коэффициент Вт в Гкал ч.

 

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

ΔЭ = эсн * DQ, кВт ч;

где эсн – 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.

 

15.2.4. Определение экономии топлива на источнике электроснабжения:

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

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

kпотэ – коэффициент потерь электроэнергии в электросетях;

bээ – 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.

 

15.2.5. Определение экономии топлива от снижения потребления тепловой энергии:

ΔВтэ = DQ * (1+kпот/100) * bтэ * 10-3 , т у.т.

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

bтэ – удельный расход топлива на производство тепловой энергии на теплоисточнике, кг у.т./Гкал;

kпот – коэффициент потерь в существующих тепловых сетях.

 

15.2.6. Определение суммарной экономии топлива

ΔВ = ΔВэ + ΔВтэ, т у.т.

15.3. Определение укрупненных капиталовложений:

Стоимость теплоизоляционного материала и приспособлений принимается согласно договорным ценам, определяемым на основании тендера;

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

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

Капиталовложения в мероприятие:

Кток = См + 0,1 * Ссмр+(0,45÷0,5) * См, руб.

15.4. Определение срока окупаемости мероприятия за счет экономии топлива:

Срок = Кток/(DВ * Стопл), лет,

где Кток – капиталовложения в мероприятие, руб.;

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

Стопл – стоимость 1 т у.т. (руб.), уточняется на момент составления расчета.

 

16.          Технико-экономическое обоснование применения газовых инфракрасных излучателей

Экономический эффект от применения газовых инфракрасных излучателей достигается за счет:

снижения потребления топлива за счет локализации зоны обогрева  производственных помещений;

снижения потребления топлива из-за равномерного распределения теплоты в воздушном объеме помещения;

исключения тепловых потерь по теплотрассе или паропроводу;

снижения потребления электроэнергии на транспортировку.

 

16.1. Определение экономии топлива от применения инфракрасных излучателей. 

16.1.1. Определение расхода топлива на отпуск тепловой энергии в виде горячей воды для обеспечения нужд отопления.

Определяем часовое количество тепловой энергии необходимое для нужд отопления и вентиляции помещения:

Qо = 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, м3;

qо – удельный расход теплоты на отопление, ккал/ч м3 0С;

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

Qв = 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, м3;

qв – удельный расход теплоты на вентиляцию, ккал/ч м3 0С;

tвнtн – температура воздуха внутри помещения и снаружи соответственно, 0С.

Q = Qо + Qв, Гкал/ч.

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

Qг = (Qо * Tо + Qв * Tв) * n, Гкал

где Tо – время работы отопления в сутки, часов;

Tв – время работы системы вентиляции в сутки, часов;

n – продолжительность отопительного периода в году, суток.

 

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

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

гдеQ – количество полученной тепловой энергии, Гкал;

Δ Qпот – потери по теплотрассе, Гкал;

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

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

 

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

Эп = (Q + Δ Qпот) * Эсн тэ, кВт ч;

гдеQ – количество полученной тепловой энергии, Гкал;

Δ Qпот – потери по теплотрассе, Гкал;

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

 

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

Эли = Q * Эсн ли, кВт ч;

гдеQ – количество полученной тепловой энергии, Гкал;

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

 

16.1.6. Определим расход топлива, необходимый для покрытия перерасхода электроэнергии на производство тепловой энергии с учетом потерь в электросетях:

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

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

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

kпот – коэффициент, учитывающий потери в электрических сетях;

bэ – 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.

 

16.1.7. Общая экономия топлива от ликвидации длинной теплотрассы составит

ΔВ = ΔВ тэ + ΔВэ, т у.т.

16.2. Определение укрупненных капиталовложений:

Стоимость оборудования определяется согласно договорной цене на основе тендера;

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

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

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

Капиталовложения в мероприятие:

Кли = Соб + 0,1 х Ссмр+(0,25÷0,3) х Соб + (0,03÷0,05) х Соб, руб.

16.3. Определение сроков окупаемости мероприятия за счет экономии топлива:

Срок = Кли/(DВ х Стопл), лет,

где Кли – капиталовложения в мероприятие, руб.;

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

Стопл – стоимость 1 т у.т. (руб.), уточняется на момент составления расчета.

 

17.          Технико-экономическое обоснование применения энергоэкономичных осветительных устройств

Экономический эффект от применения энергоэкономичных осветительных устройств (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.

 

17.1. Определение экономии топлива от применения энергоэкономичных осветительных устройств

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

Определение потребляемого количества электроэнергии при работе освещения:

Э1 = Σ (ni*Nлiрi), кВт ч,

где ni – количество осветительных приборов одинаковой мощности, шт.;

Nлi – мощность применяемых одинаковых ламп, кВт;

Трi – число часов работы в году, часов.

Определение расхода топлива на отпуск электроэнергии, используемой на освещение:

В1 = Э1 * (1+kпот/100) * bээ*10-6, т у.т.,

 где bээ – 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;

kпот – коэффициент, учитывающий потери в электрических сетях.

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

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

Определение потребляемого количества электроэнергии при работе освещения:

Э2 = Σ (ki*Nэлiрi), кВт ч,

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

Nэлi – мощность применяемых одинаковых осветительных приборов, кВт;

Трi – число часов работы в году, часов.

Определение расхода топлива на отпуск электроэнергии, используемой на освещение:

В2 = Э2 * (1+kпот/100) * bээ* 10-6, т у.т.,

где bээ – 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;

kпот – 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:

DВ = В1 – В2 , т у.т.

 

17.2. Определение укрупненных капиталовложений:

стоимость оборудования определяется согласно договорным ценам (на основании тендера);

стоимость проектных работ – до 10% от стоимости строительно-монтажных работ;

стоимость строительно-монтажных работ – 25-30% от стоимости оборудования;

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

Капиталовложения в мероприятие:

Коп= Соб + 0,1* Ссмр + (0,25÷0,3) * Соб + (0,03÷0,05) * Соб, руб.

 

17.3. Определение сроков окупаемости мероприятия за счет экономии топлива:

Срок = Коп/(Δ В*Стопл), лет,

где Коп - капиталовложения в мероприятие, руб.;

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

Стопл – стоимость 1 т у.т. (руб.), уточняется на момент составления расчета.

 

18.          Технико-экономическое обоснование эффективности использования тепловых вторичных энергоресурсов (ВЭР) в системах теплоснабжения

18.1. Расчет экономии 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):

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

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

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

Δbтнур – 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):

Bк = (QкэВЭР* bкот +Δbтну* QтнуВЭРQкэВЭР* (bкэсээbтээ)* W) * 10-3, т у.т.,

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

bкэсээ – 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;

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

W – удельная   выработка  электроэнергии   по   теплофикационному   циклу, кВт ч/Гкал.

 

18.2.    Определение экономической эффективности использования тепловых ВЭР.

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

Зпр = КдВЭР + ИВЭР,

где КдВЭР – дополнительные капиталовложения, связанные с использованием тепловых ВЭР;

ИВЭР – 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:

ИВЭР = fар* КдВЭРптпт

Годовые издержки на перекачку воды в транзитной тепловой сети:

Ип=Nсн* n * Сээ

Годовые издержки на теплопотери в транзитной тепловой сети:

Итп =qн* Qгод* 10-2* Стэ

где Nсн – установленная мощность сетевого насоса, кВт;

n – годовое число часов работы сетевого насоса, ч;

qн – нормативные годовые теплопотери в сети, %;

QгодВЭР – годовой отпуск теплоты за счет использования ВЭР, Гкал;

Сээ – тариф на электроэнергию руб./кВт ч;

Стэ – тариф за тепловую энергию, руб./Гкал.

 

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

Эт = Вэк * Ст,  руб.

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

Ст – стоимость 1 т у.т. уточняется на момент составления расчета.

 

Срок окупаемости дополнительных капиталовложений:

Т = КдВЭР/(Эт  - fар *  КдВЭР – Ип – Итп), лет

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

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

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

 

 

 

 

 

19.          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.

19.1. Расчет экономии топлива от внедрения регуляторов расхода тепловой энергии

19.1.1. Расчет годового расхода тепловой энергии.

Годовой расход теплоты жилыми и общественными зданиями определяется по формулам:

       а) на отопление жилых и общественных зданий:

Qoгод = 24 *Qo. ср. * noккал;

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

 no – 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.

                                                        Qo. ср = Qo. *   tвн  - tср. о.;

                                                                             tвн  - tр. о.  

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

 tвн – 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);

tср.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.);

tр. 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:

 

Qвгод = z * Qв.ср. * no; ккал

 

где Qв.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);

no – 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 приниматьz = 16 ч.).

 

                                                Qв. ср = Qв.*  tвн  - tср. о.;  ккал/ч

                                                                   tвн  - tр. в.  

 

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

tвн -  расчетная температура внутреннего воздуха отапливаемых зданий, °С ;

tср. о. -  средняя температура наружного воздуха за отопительный период, °С ;

tр. 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:

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

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

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

no -  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.

Qг.в ср.Qг.в . * k; ккал/ч

где Qг.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).

                                                              Qлг.в ср. = Qг.в ср *. 55 – tх.л.  * b   ; ккал/ч

                                                                      55  - tх.з. 

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

tх.з. – температура холодной (водопроводной) воды в отопительный период, °С (допускается принимать tх.з. = 5°С);

b – коэффициент, учитывающий снижение среднечасового расхода воды на горячее водоснабжение в летний период по отношению к отопительному (допускается принимать b = 0,8);

55 – температура горячей воды, °С.

 

Годовые расходы теплоты предприятиями определяются исходя из числа дней работы предприятия в году, количества смен работы в сутки с учетом режима теплопотребления предприятия. Для действующих предприятий годовые расходы теплоты допускается определять по эксплуатационным данным или ведомственным нормам.

19.1.2. Расчет годовой экономии тепловой энергии.

Экономия тепловой энергии за счет поддержание комфортной температуры воздуха в помещениях жилых,  общественных и производственных зданий путем соблюдения заданного графика зависимости температуры теплоносителя, поступающего в систему отопления, от температуры наружного воздуха составляет 2 % (принимается на основании практических наработок) от годового расхода теплоты на отопление:

D1Qoгод = 0,02 * Qoгод , ккал.

 

Экономия тепловой энергии за счет ликвидации весенне-осенних перетопов в помещениях жилых, общественных и производственных зданий составляет 12% (принимается на основании практических наработок) от годового расхода теплоты на отопление:

 

D2Qoгод = 0,12 * Qoгод , ккал.

 

Экономия тепловой энергии за счет автоматического снижения потребления тепловой энергии системой отопления общественных и производственных зданий в нерабочее время, в выходные и праздничные дни составляет 23% (принимается на основании практических наработок) от годового расхода теплоты на отопление:

 

D3Qoгод = 0,23 * Qoгод , ккал.

 

Для систем отопления жилых зданий не практикуется автоматическое снижение потребления тепловой энергии.

Экономия тепловой энергии за счет поддержание требуемой температуры горячей воды в системе ГВС жилых,  общественных и производственных зданий составляет 2% (принимается на основании практических наработок) от годового расхода теплоты на горячее водоснабжение:

D1Qг.в.год = 0,02 * Qг.в.год , ккал.

 

Экономия тепловой энергии за счет автоматического снижения температуры горячей воды в ночное время в жилых зданиях составляет 13% (принимается на основании практических наработок) от годовой расхода теплоты на горячее водоснабжение.  Экономия тепловой энергии за счет автоматического снижения температуры горячей воды в ночное время, в выходные и праздничные дни, вплоть до полной остановки системы ГВС,  общественных и производственных зданий составляет 21% (принимается на основании практических наработок) от годового расхода теплоты на горячее водоснабжение:

D2Qг.в.год = (0,13 или 0,21) * Qг.в.год , ккал.

Экономия тепловой энергии за счет поддержание комфортной температуры воздуха в помещениях путем автоматического изменения расхода теплоносителя, поступающего на калорифер вентиляционной установки, составляет 9% (принимается на основании практических наработок) от годового расхода теплоты на вентиляцию:

 

D1Qв.год = 0,09 * Qв.год , ккал.

 

Экономия тепловой энергии за счет автоматического включения вентиляционной установки в рабочее время и отключение в нерабочее время, в выходные и праздничные дни составляет 2% (принимается на основании практических наработок) от годовой расхода теплоты на вентиляцию:

D2Qв.год = 0,02 * Qв.год , ккал.

 

Годовая экономия тепловой энергии DQгодсоставит:

 

DQгод = D1Qoгод  +D2Qoгод  +  D3Qoгод + D1Qг.в.год  + D2Qг.в.год  D1Qв.год + D2Qв.год , ккал.

 

Годовая экономия условного топлива  DВгод составит:

 

DВгод =  DQгод  * bтэ * 10 –3, т у.т.;

                                                                           

где bтэ  - удельный расход условного топлива на выработку одной Гкал тепловой энергии, кг у.т./Гкал.

 

19.2. Расчет капиталовложений

Стоимость проектных работ по внедрению регуляторов расхода тепловой  энергии  на  объекте Сп.р. определяется  по  СНБ 1.02.06-98 «Порядок определения стоимости проектной документации в строительстве».

Стоимость регуляторов расхода Срег.  тепловой энергии для систем отопления, вентиляции и горячего водоснабжения определяется на момент выполнения расчета по счет-фактурам предприятия-изготовителя или поставщика оборудования, выбранного на основании тендера, и составляет:

Срег. =  Срег о. + Срег в. + Срег  г.в. , руб.,

где Срег о – стоимость регулятора для системы отопления, руб.;

         Срег в – стоимость регулятора для системы вентиляции, руб.;

         Срег г.в. – стоимость регулятора для системы горячего водоснабжения, руб.

Стоимость оборудования и материалов Соб.рег., необходимых для монтажа регуляторов расхода тепловой энергии на объекте, определяется на момент выполнения расчета предприятия-изготовителя или поставщика оборудования и материалов, выбранного на основании тендера, и составляет:

 

Соб. рег. =  Соб. рег о. + Соб. рег в. + Соб. рег.г.в., руб.,

 

где Соб.рег о – стоимость  оборудования и  материалов для монтажа регулятора системы отопления, руб.;

Соб.рег в – стоимость оборудования и материалов для монтажа регулятора системы вентиляции, руб.;

Соб.рег г.в. – стоимость оборудования и материалов для монтажа регулятора системы горячего водоснабжения, руб.

 

Стоимость сантехнических и электротехнических монтажных работ по установке регуляторов расхода тепловой энергии на объекте См.р.определяется по СНБ 8.03.101-2000…СНБ 8.03.147-2000 «Ресурсно-сметные  нормы  на строительные  конструкции и работы», СНБ 8.03.201-2000…СНБ 8.03.236-2000 «Ресурсно-сметные нормы на монтажные работы.», РСД 8.01.101-2000 «Методические указания по определению стоимости строительства предприятий, зданий и сооружений и составлению сметной документации» и составляет:

 

См.р. = См.р. о. + См.р. в. + См.р. г.в., руб.,

где См.р. о – стоимость монтажных работ по установке регулятора для системы отопления, руб.;

См.р. в – стоимость монтажных работ по установке регулятора для системы вентиляции, руб.;

См.р. г.в. – стоимость монтажных работ по установке регулятора для системы горячего водоснабжения, руб.

Стоимость работ по наладке С н.р.установленных регуляторов расхода тепловой энергии определяется по ЦПНР-91 «Ценник на пусконаладочные работы» и составляет:

 

Сн.р.. = Сн.р. о. + Сн.р. в. + Сн.р. г.в., руб.,

 

где Сн.р. о – стоимость  работ по  наладке  регулятора  для системы  отопления,  руб.;

Сн.р. в – стоимость работ по наладке регулятора для системы вентиляции, руб.;

Сн.р. г.в. – стоимость работ по наладке регулятора для системы горячего водоснабжения, руб.

Капиталовложения Крег., необходимые для выполнения комплекса работ по внедрению систем регулирования на объекте, составляют:

 

Крег.  = Срег. + Соб. рег. + См.р.+ Сн.р., руб.

 

 Если к установке принят регулятор расхода тепловой энергии, сочетающий в себе функции управления несколькими контурами регулирования (например: регулятор для системы отопления и системы горячего водоснабжения), то при выполнении расчета необходимо объединять соответствующие статьи стоимости оборудования и работ

(например:  Срег.о. + г.в. =  Срег о. + Срег г.в.

 

19.3. Определение срока окупаемости мероприятия за счет экономии топлива:

Срок.       Крег       , лет,

                                                       DВгод * Стопл.  

где Стопл. – стоимость 1 т у.т. (руб.), уточняется  на момент выполнения расчета.

 

20. Технико-экономическое обоснование внедрения когенерационной установки

20.1. Определение типа когенерационной установки и числа часов использования ее установленной мощности 

Выбор типа и мощности когенерационной установки осуществляется на основе проведенного обследования объекта энергоснабжения с целью определения его тепловой нагрузки в горячей воде и паре, а также объема потребления электрической энергии. Для ряда помещений производственного и офисного типа с целью увеличения числа использования электрической установленной мощности определяется также потребность в холоде для целей кондиционирования с использованием абсорбционных холодильных машин.

При выборе электрической мощности когенерационной установки используют следующие подходы:

- исходя из тепловой нагрузки объекта энергоснабжения;

- исходя из необходимого объема электрической энергии, т.е. из электрической нагрузки.

20.2.  Выбор устанавливаемой мощности следует производить исходя из тепловой нагрузки объекта, учитывая, что наибольший эффект по экономии топливно-энергетических ресурсов, получается при работе на тепловом потреблении.

Справочно. Избыточная электрическая выработка установки, работающей на невозобновляемых источниках энергии, может передаваться юридическими лицами, не входящими в состав ГПО «Белэнерго», своим обособленным структурным подразделения по сетям энергосистемы с оплатой услуг по передаче электроэнергии по установленному Минэкономики тарифу и (или) продаваться энергоснабжающей организации на договорных условиях. Для установок, работающих с использованием возобновляемых источников энергии, избыточная электрическая выработка приобретается энергоснабжающими организациями в полном объеме по действующим тарифам с применением установленных Минэкономики коэффициентов.

20.3.  При выборе устанавливаемой мощности, исходя из электрической нагрузки объекта, потребуется дополнительная установка котельного оборудования либо подключения к централизованным тепловым сетям.

20.4. Необходимо для дальнейшего расчета определить максимальную, минимальную и среднечасовую нагрузки когенерационной установки. Определение максимальной и минимальной нагрузок производится в результате обследования или при проектировании объекта. Среднечасовые определяются следующим образом:

 

Qчас = Qгод/Tгод, Гкал/ч, либо

Эчас = Эгодгод, кВт ч

 

где Qчас - среднечасовая тепловая нагрузка, Гкал/ч

Qгод - годовое потребление тепловой энергии, Гкал

Эчас  - средняя электрическая нагрузка, кВт ч

Эгод - потребление электроэнергии в год, кВт ч

Tгод - число часов работы в году, часов.

20.5. Исходя из полученных данных, выбирают когенерационную установку (две или более) для покрытия части максимальной тепловой нагрузки (приблизительно 85%). При этом для покрытия пиковой тепловой нагрузки используется обычно дополнительно поставленный котел. По среднечасовой и минимальной нагрузкам определяем необходимое количество когенерационных установок с целью обеспечения максимального числа часов использования установленной мощности.

20.6. Определим число использования установленной мощности:

 

Туст. = Qгод х 0,95/ Qуст., часов,

 

где Qгод – количество тепловой энергии, потребляемой за год, Гкал

Qуст. – установленная тепловая мощность принятой за аналог когенерационной установки, Гкал/ч

0,95 – поправочный коэффициент на использование пикового водогрейного котла.

 

Расчет экономии топлива от применения когенерационной установки.

20.7. Для расчета экономии топлива при внедрении когенерационных установок необходимо знать затраты топлива на производство электрической и тепловой энергии на ней. Для этого необходимо:

20.8. По таблицам, соответствующим выбранному аналогу когенерационной установки (приложение 5), определяем коэффициент полезного действия при производстве электрической энергии по конденсационному циклу (ориентировочно 36 – 43 процента) и рассчитываем удельный расход топлива на ее производство:

 

bэ = 123/hэ х 100, г у.т./кВт ч

 

где hэ – коэффициент полезного действия когенерационной установки по конденсационному циклу, %.

В качестве проверки можно использовать представляемый предприятиями-изготовителями когенерационных установок расход природного газа на установку.

 

20.9. Определение часового расхода условного топлива на производство электроэнергии по конденсационному циклу:

Bэ = bэ х Nуст./1000, кг у.т./час

где bэ – удельный расход топлива на производство электроэнергии по конденсационному циклу, г у.т./кВ ч;

Nуст – установленная электрическая мощность когенерационной установки, кВт.

20.10. Для упрощения расчетов при сравнении затрат на выработку электроэнергии на электростанциях ГПО «Белэнерго» и затрат на комбинированную выработку электроэнергии на когенерационных установках удельный расход топлива на отпуск тепловой  энергии принимается на уровне удельного расхода топлива котельной, работающей на газе, и определяется расход топлива на отпуск тепловой энергии:

Bтэbтэ х Qуст, кг у.т./час

где Qуст – установленная тепловая мощность принятой за аналог когенерационной установки, Гкал/час

 

20.11. Определение часового расхода условного топлива на выработку электроэнергии на выбранной когенерационной установке по комбинированному циклу:

Bээ = Bэ   - Bтэ, кг у.т.,

 

20.12. Определение удельного расхода топлива на производство электрической энергии на когенерационной установке:

 

bээ = Bээ/Nуст. х 1000, г у.т./кВт ч

 

20.13. Определение выработанной электроэнергии когенерационной установкой за год:

Эвыр. = Nуст. x Tуст., кВт ч,

 

где Nуст. – установленная мощность когенерационной установки, кВт;

Tуст. – число часов использования установленной мощности, час.

20.14. Определение количества электроэнергии, отпущенной когенерационной установкой:

 

Эотп.кгу = Эвыр. х (1-aснээ), кВт ч,

 

где aснээ - коэффициент потребления электроэнергии на собственные нужды когенерационной установки (на пусковые устройства и другое электрическое оборудование), (0,2-1,0%).

 

20.15. Необходимое количество электроэнергии, отпущенной  с шин электростанций ГПО «Белэнерго», с учетом потерь в электрических сетях на ее транспортировку до вводов токоприемников предприятия:

Эотп эс= Эотп.кгух (1+ DЭпот /100) , кВт ч

где Эотп.кгу – электроэнергия, отпущенная турбогенератором и потребленная предприятием, кВт ч;

DЭпот – коэффициент учитывающий потери в электрических сетях, %.

 

20.16. Определение экономии топлива при применении  выбранной когенерационной установки:

DВкгу = Эотп эс х bээср- Bээ , кг у.т.

где Эотпэс – количество электроэнергии, отпущенной с шин электростанций ГПО «Белэнерго», с учетом потерь в электросетях на транспорт электроэнергии, тыс. кВт ч;

bээср – 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;

Bээ – годовой расход топлива на выработку электроэнергии выбранной когенерационной установкой, кг у.т.

 

Расчет срока окупаемости внедрения когенерационной установки

Определение укрупненных капиталовложений на внедрение когенерационных установок на предприятиях с созданием малых ТЭЦ.

20.17. Стоимость выбранной когенерационной установки определяется по данным предприятия изготовителя аналога, принятого для расчета. В последующем уточняется по результатам тендерных торгов на поставку оборудования.

20.17.1. Стоимость электротехнических устройств составляет ориентировочно 10-15% от стоимости когенерационной установки.

20.17.2. Стоимость тепломеханической части (подвод сетевой воды, трубопроводы технической воды и т.д.) – 15-20% от стоимости когенерационной установки.

20.17.3. Стоимость строительно-монтажных работ в зависимости от:

- расположения когенерационной установки в уже существующем здании – 15-20% от стоимости оборудования;

- расположения когенерационной установки в отдельно стоящем строении – 20-30% от стоимости оборудования.

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

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

20.17.6. Стоимость оборудования:

 

Соб. = Стг + (0,1÷0,15) х Стг + (0,15÷0,2) х Стг , руб.

 

20.17.7. Капиталовложения в мероприятие:

 

Ктг = Соб + (0,05÷0,1) х Ссмр+ (0,15÷0,3) х Соб + (0,03÷0,05) х Соб , руб.

 

20.18. Определение простого срока окупаемости мероприятия:

 

Срок = Ктг /(DВтг х Стопл), лет,

 

где Ктг – капиталовложения в мероприятие, руб.;

DВтг – экономия топлива от внедрения мероприятия, т у.т.;

Стопл – стоимость 1 т у.т., (руб.), уточняется на момент составления расчета.

Примечание. После определения простого срока окупаемости внедрения когенерационной установки необходимо будет произвести оценку целесообразности создания такого локального энергоисточника с учетом макроэкономического эффекта в масштабах республики (учесть складывающуюся ситуацию в энергосистеме в связи с вводом БелАЭС). Расчет согласно приложению 7.

 

21. Технико-экономическое обоснование замены аммиачных холодильных агрегатов на автономные фреоновые холодильные агрегаты (сплит-системы)

Экономический эффект при переводе холодильных камер с централизованного холодоснабжения на основе аммиачных холодильных установок на автономное с установкой фреоновых холодильных агрегатов достигается за счет:

возможности оптимального подбора холодильной установки по холодовой нагрузке благодаря широкому спектру представленных на рынке установок, работающих на фреоне,

исключения потерь холода при его транспортировке,

исключения затрат электроэнергии на преодоление гидравлического сопротивления аммиачных трубопроводов,

снижения теплопритоков в камеры после установки дополнительной теплоизоляции, фальш-потолков, тепловых завес.

 

Определение необходимого годового количества холода и типа фреонового холодильного агрегата

21.1. Годовой расход холода определяется как сумма годовых расходов холода для компенсации теплопритоков через ограждающие конструкции холодильника, от продуктов при их термической обработке и   эксплуатационных.

Суммарный теплоприток в камеры определяется по формуле

Q = Q1 + Q2 + Q3, ккал/ч

где Q1– теплоприток через ограждающие конструкции, ккал/ч

Q2– теплоприток от продуктов при термической обработке, ккал/ч

 Q3 – эксплуатационный теплоприток, ккал/ч

Теплоприток через ограждающие конструкции определяется по формуле

Q1 = k0 * F * (tн - tв), ккал/ч

где  k0 – коэффициент теплопроводности ограждения, ккал/(м2 0С) ч

F– площадь поверхности ограждения, м2

tн – температура снаружи ограждения, 0С

tв– температура охлаждаемого помещения, 0С

 

21.1.1. Годовой расход холода для компенсации теплопритоков через ограждающие конструкции холодильника определяется в соответствии с ВНТП 03-86 (Ведомственные нормы технологического проектирования распределительных холодильников) по формуле

Q1г = Q1 * Т * Δttmax *k, ккал/год

где - Q1 - теплоприток через ограждающие конструкции, ккал/ч,

Т – длительность охлаждения при определенной температуре кипения (число часов работы компрессоров в году), час/год (приложение 2),

Δt – разность между средней расчетной температурой наружного воздуха и температурой воздуха внутри охлаждаемого помещения, 0С (приложение 3),

Δtmax – разность между максимальной расчетной температурой наружного воздуха и температурой воздуха внутри охлаждаемого помещения, 0С (приложение 3),

k – коэффициент, учитывающий потери в трубопроводах при различных температурах кипения,

 

t0С

- 40

- 30

- 10

k

1,1

1,07

1,05

 

21.1.2. Годовой расход холода для компенсации притоков тепла от продуктов при их термической обработке Q2г определяется по данным учета или расчетному годовому поступлению продуктов, требующих замораживания, домораживания и хранения на холодильник в соответствии с ВНТП 03-86.

21.1.3. Годовой расход холода для компенсации эксплуатационных теплопритоков определяется по формуле

Q3г = Q3 * Т * k * k1 , ккал/год

где Q3– эксплуатационный теплоприток, ккал/ч

Т – длительность охлаждения при определенной температуре кипения (число часов работы компрессоров в году), час/год (приложение 3),

k – коэффициент, учитывающий потери в трубопроводах при различных температурах кипения,

k1  – коэффициент, учитывающий неодновременность эксплуатационных теплопритоков (принимается равным 0,65).

Эксплуатационный теплоприток Qопределяется по формуле

Q= q1 + q2+ q3, ккал/ч

где q1– теплоприток от осветительных приборов, принимается для камер хранения – 2 ккал/м2 ч,  для камер термической обработки и загрузочно-разгрузочных – 4 ккал/м2 ч (ВНТП 03-86),

q2– теплоприток от пребывания людей. Количество тепла, выделяемое человеком – 300 ккал/ч. Пребывание людей в камерах площадью до 200 м2 принимается – 2-3 чел., площадью свыше 200 м2  –   3-4 чел. (ВНТП 03-86)

q3– теплоприток от открывания дверей определяется в зависимости от назначения помещения и его площади (приложение 3).

 

21.2.  Для обеспечения расчетного годового расхода холода по техническим характеристикам представленного на рынке фреонового холодильного оборудования выбирается тип холодильной установки.

Расчет экономии электроэнергии от замены аммиачных холодильных агрегатов на автономные фреоновые агрегаты

21.3. Для проведения сравнительного анализа определяем годовой расход электроэнергии каждой холодильной установкой (аммиачной и фреоновой) отдельно по группам электропотребляющего оборудования (агрегат, воздухоохладители, конденсаторы, насосы и др.) по формуле

 

Э = Ny * Kи * Тс, кВт ч/год

 

где Ny – суммарная установленная мощность группы электропотребляющего оборудования,

Kи– коэффициент использования электрической мощности для соответствующей группы электропотребляющего оборудования (приложение 2),

Тс – годовое число часов использования средней нагрузки для соответствующей группы электропотребляющего оборудования (приложение 2).

 

21.3.1. Определяем годовую экономию потребления электроэнергии за счет оптимальности подбора фреонового холодильного агрегата

 

ΔЭпотр= Эам – Эфр , кВт ч/год

 

21.3.2. Для существующей системы холодоснабжения определяем потери холода при его транспортировке (методика серии 7.906.9-2 «Тепловая изоляция трубопроводов с отрицательными температурами») по формуле

Qтр = kиз * π * Δt * l, ккал/ч

 

где  kиз – удельный коэффициент теплопередачи изолированного трубопровода, ккал/м ч 0С

Δt– разность температур снаружи и внутри трубопровода, 0С

l– длина трубопровода, м.

Магистральные трубопроводы холодоснабжения проложены, как правило, по кровлям открытым способом и изоляция их подвергается воздействию влаги. Следует учитывать, что теплоизоляционные свойства увлажненного изолирующего материала значительно ухудшаются, так как удельный коэффициент теплопередачи изоляции kиз увеличивается, что приводит к росту потерь холода (Е.С.Курылев, Н.А.Герасимов «Холодильные установки»). 

Годовые потери холода составляют

Qтрг  =  Qтр * Т,  ккал/год

где Т – длительность охлаждения при определенной температуре кипения (число часов работы компрессоров в году), час/год (приложение 2).

 

21.3.3. Определяем годовое количество холода, вырабатываемое аммиачной и фреоновой холодильными установками.

 

Для аммиачной установки по формуле

Qамг Q1гQ2г+ Q3г  + Qтрг  , ккал/год

 

Для фреоновой установки по формуле

 

Qфрг Q1гQ2г+ Q3г , ккал/год

 

21.3.4. Определяем годовую экономию электроэнергии, затрачиваемой на выработку холода

ΔЭх= (Qамг- Qфрг)* 1,16 *10-3 * n, кВт ч/год

где n– норма расхода электроэнергии на выработку холода, определяется по техническим характеристикам холодильного оборудования с учетом условий его работы, кВт ч/кВт холода,

1,16 – коэффициент перевода тепловой энергии в электрическую.

21.3.5. Экономия электроэнергии за счет вывода из работы аммиачного насоса, необходимого для преодоления гидравлического сопротивления при транспортировке холодильного агента, ΔЭн принимается равной потребляемой мощности насоса.

21.3.6. Определяем экономию электроэнергии от внедрения мероприятия

ΔЭ =  ΔЭпотр + ΔЭх + ΔЭн , кВт ч/год

21.3.7. Определение экономии топлива от применения  выбранной холодильной установки:

DВ = DЭ * (1+ DЭпот /100) * bээср * 10-6, т у.т.

bээср – 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;

DЭпот – коэффициент учитывающий потери в электрических сетях, %.

 

Расчет срока окупаемости замены аммиачных холодильных агрегатов на автономные фреоновые

21.4. Определение укрупненных капиталовложений

Стоимость выбранной холодильной установки определяется по данным предприятия изготовителя аналога, принятого для расчета. В последующем уточняется по результатам тендерных торгов на поставку оборудования.

Стоимость демонтажных работ определяется по сметам организаций выполняющих работы.

Стоимость проектно-изыскательных работ – 5-10% от стоимости оборудования.

В объем капиталовложений может входить стоимость работ по теплоизоляции ограждающих конструкций холодильника, которые значительно снижают теплоприток.

К = Соб + (0,05÷0,1) Соб  + Сдем  + Сиз, руб.

21.5. Определение срока окупаемости мероприятия:

Срок = К/(DВ х Стопл), лет,

где К – капиталовложения в мероприятие, руб.;

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

Стопл – стоимость 1 т у.т. (руб.), уточняется на момент составления расчета.

 

22. Технико-экономическое обоснование замены пневмотранспорта на механическую систему транспортировки

 

В технологическом процессе производства некоторых видов продукции для ее транспортировки от места производства до склада готовой продукции используется система пневмотранспорта. Этот вид транспортировки сыпучих материалов на предприятиях стран СНГ используется повсеместно и является традиционным, так как ранее при проектировании предпочтение отдавалось пневмотранспорту, отличающемуся высокой надежностью и безотказностью в работе. Однако вместе с тем не учитывались отрицательные характеристики пневмотранспорта, такие как высокая энергоемкость и экологическая не безопасность, присущая транспортным системам, работающим под давлением.

 При замене пневматической системы транспортировки на механическую экономический эффект достигается за счет:

снижения расхода электроэнергии на производственные нужды вследствие вывода из эксплуатации энергоемкого оборудования, обеспечивающего необходимое давление для системы пневмотранспорта,

уменьшения эксплуатационных затрат.

 

  

Расчет экономии электроэнергии от замены пневмотранспорта на механическую систему транспортировки

22.1. Для проведения сравнительного анализа определяем годовые расходы электроэнергии электропотребляющим оборудованием пневматической (Эпн) и механической (Эмех) систем транспортировки отдельно по группам оборудования по формуле

 

Э = Ny * Kи * Тс, кВт ч/год

 

где Ny – суммарная установленная мощность группы электропотребляющего оборудования (насосы, компрессоры для пневмотранспорта и скребковые конвейеры, ковшовые элеваторы для механической системы), кВт

Kи– коэффициент использования электрической мощности для соответствующей группы электропотребляющего оборудования, определяется технологией производственного процесса,

Тс – годовое число часов использования средней нагрузки для соответствующей группы электропотребляющего оборудования, определяется технологией производственного процесса.

 

22.2. Определяем удельные расходы на транспортировку 1 тонны сыпучих материалов для пневматической (эпн) и механической (эмех) систем транспортировки по формуле

э = Э / М, кВт ч/т

где М – годовая производительность технологических линий, т/год

Э – годовой расход электроэнергии, кВт ч/год

 

22.3. Определяем экономию электроэнергии от внедрения мероприятия

ΔЭ = (эпн - эмех) * М , кВт ч/год

22.4. Определяем экономию топлива от замены пневмотранспорта на механическую систему транспортировки с учетом потерь в электрических сетях на транспортировку электроэнергии до вводов токоприемников предприятия:

DВ = DЭ * (1+ DЭпот./100) * bээср * 10-6, т у.т.

bээср – 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;

DЭпот – коэффициент потерь в электрических сетях, %.

 

Расчет срока окупаемости замены пневмотранспорта на механическую систему транспортировки

 

22.5. Определение укрупненных капиталовложений

Стоимость механической системы транспортировки сыпучих материалов определяется по данным предприятия изготовителя аналога, принятого для расчета и уточняется по результатам тендерных торгов на поставку оборудования.

Стоимость демонтажных работ определяется по сметам организаций, выполняющих аналогичные работы.

Стоимость проектно-изыскательных работ – 5-10% от стоимости оборудования.

Стоимость строительно-монтажных работ определяется по сметам организаций, выполняющих аналогичные работы.

К = Соб + (0,05÷0,1) Соб  + Сдем  + Ссмр, руб.

22.6. Определение срока окупаемости мероприятия:

Срок = К/(DВ х Стопл), лет,

где К – капиталовложения в мероприятие, руб.;

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

Стопл – стоимость 1 т у.т., (руб.), уточняется на момент составления расчета.

 

23. Технико-экономическое обоснование внедрения энергоэффективных оконных блоков из ПВХ

Экономический эффект от внедрения оконных блоков из ПВХ достигается за счет:

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 тепловой энергии и топлива за счет внедрения мероприятия

23.1.Определение расхода тепловой энергии на компенсацию потерь тепла через оконные проемы:

Q = Qот  + Qи ,  Гкал;

23.1.1. Основной годовой расход тепловой энергии на компенсацию потерь тепла через ограждающие конструкции оконных проемов рассчитывается по формуле:

 

Qот = Fо / Rт  * (tвн – tн ) * n * Тот* 24 * 10-6, Гкал;

 

где  Fо – площадь ограждающих конструкций оконных проемов, м2;

Rт – сопротивление теплопередаче ограждающих конструкций оконных проемов, м2 0С ч/ккал;

tвн , tн  – расчетные температуры воздуха внутри помещения и наружного воздуха, 0С;

n – коэффициент, зависящий от положения наружной поверхности ограждающих конструкций по отношению к наружному воздуху, принимаемый по таблице 5.3 ТКП 45-2.04-43-2006 «Строительная теплотехника»;

Тот  – длительность отопительного периода, суток;

 

23.1.2. Добавочный годовой расход теплоэнергии на нагревание наружного воздуха, поступающего путем инфильтрации через щели ограждающих конструкций оконных проемов рассчитывается по формуле:

Qи = 0,24 * Gи * с * (tвн– tн ) *A * Тот * 24 * 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;

tвн , tн  – расчетные температуры воздуха внутри помещения и наружного воздуха, 0С;

c – удельная теплоемкость воздуха, равная 1 кДж/(кг 0С);

Тот  – длительность отопительного периода, суток;

Gи – количество воздуха, поступающего в помещения жилых и общественных зданий путем инфильтрации через окна и балконные двери (кг/ч), определяемое по формуле:

Gи = 0,216 * Fo * ΔР0,67 / Rв,  кг/ ч;

где Rв  – сопротивление воздухопроницанию оконных блоков (СНБ 2.04.01), как правило принимается равным 0,56 м2 ч Па/кг;

Fо  – площадь ограждающих конструкций (оконных проемов), м2;

ΔР – разность давления воздуха у наружной и внутренней поверхностей ограждающих конструкций оконных проемов (Па), определяемая по формуле:

ΔР = H * (рн- рв) + 0,5 * ρн * V2 * еп- сер) * kh, Па

где Н – высота здания от отметки земли до верха карниза, м;

V2 – скорость ветра, м/с, принимается по СНБ 4.02.01-03 приложение Е;

рн и рв – удельный вес внутреннего и наружного воздуха, Н/м3;

определяется по формуле  р = 3463/(273 + t);

ρ – плотность наружного воздуха, кг/м3;

определяется по формуле ρ = 353 / (273 +tн) или ρ = рн / 9,8;

сеп,  сер – аэродинамические коэффициенты для наветренной и подветренной поверхностей ограждающих конструкций здания, принимаемые по СНиП 2.01.07; (Справочно. сеп = 0,8;   сер = - 0,6);

kh – коэффициент учета изменения скоростного давления ветра в зависимости от высоты здания (z), принимаемый по СНиП 2.01.07, см. таблицу

 

Высота z, м

≤5

10

20

40

60

80

100

150

200

250

300

≥350

k

0,5

0,65

0,85

1,1

1,3

1,45

1,6

1,9

2,1

2,3

2,5

2,75

 

23.1.3. Определение годовой экономии тепловой энергии от внедрения энергоэффективных оконных блоков из ПВХ

ΔQ = Qсущ – Qзам, Гкал;

где Qсущ – годовой расход теплоэнергии на компенсацию потерь тепла через существующие ограждающие конструкции оконных проемов, подлежащие замене, Гкал;

  Qзам – годовой расход теплоэнергии на компенсацию потерь тепла через ограждающие конструкции оконных проемов, предлагаемые в качестве замены,  Гкал;

 

23.1.4. Определение экономии топлива от снижения потребления тепловой энергии:

ΔВтэ = DQ * (1+kпот/100) * bтэ * 10-3 , т у.т.

где DQ – годовое снижение тепловых потерь через ограждающие конструкции (экономия тепловой энергии), Гкал;

bтэ – удельный расход топлива на производство тепловой энергии на теплоисточнике, кг у.т./Гкал;

kпоттэ – коэффициент потерь в существующих тепловых сетях, %.

 

Расчет срока окупаемости внедрения энергоэффективных оконных блоков из ПВХ.

23.2. Определение укрупненных капиталовложений:

стоимость теплоизоляционного материала и приспособлений определяется согласно договорных цен на основании тендера;

стоимость проектных работ – до 10% от стоимости строительно-монтажных работ;

стоимость строительно-монтажных работ – 45-50% от стоимости материала;

Капиталовложения в мероприятие:

К = См + 0,1 * Ссмр + (0,45÷0,5) * См, руб.

23.3. Определение срока окупаемости мероприятия за счет экономии топлива:

Срок = К / (DВ * Стопл), лет,

где  К – капиталовложения в мероприятие, руб.;

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

Стопл – стоимость 1 т у.т. (руб.), уточняется на момент составления расчета.

 

24. Технико-экономическое обоснование децентрализации 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 компрессорного хозяйства

24.1. Определяем годовой расход электроэнергии при производстве сжатого воздуха централизованным способом по формуле

Эц= Ny * Kи * Тс, кВт ч/год

где Ny – суммарная установленная мощность группы электропотребляющего оборудования (компрессоры, питающая подстанция, станция сушки воздуха, система охлаждения поршневых компрессоров), кВт

Kи– коэффициент использования электрической мощности электропотребляющего оборудования, определяется технологией производственного процесса,

Тс – годовое число часов использования средней нагрузки для электропотребляющего оборудования, определяется технологией производственного процесса.

 

24.2. Определяем годовой расход электроэнергии при обеспечении потребности производства в сжатом воздухе  посредством установки локальных (винтовых) компрессоров  по формуле

Эл= Э1 + Э2 + …. + Эп , кВт ч/год,

где Э1, … Эп   – годовой расход электроэнергии каждым локальным компрессором, который определяется по формуле:

Э = Ny * Kи * Тс , кВт ч/год

где Ny  – установленная мощность компрессора, кВт;

Kи– коэффициент использования электрической мощности;

Тс – годовое число часов использования средней нагрузки.

 

24.3. 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 %

Этр= 0,12 * Эц , кВт ч/год

24.4. Определяем экономию электроэнергии от внедрения мероприятия:

ΔЭ = Эц + Этр  - Эл, кВт ч/год

24.5. Определяем экономию топлива от децентрализации компрессорного хозяйства с установкой локальных компрессоров с учетом потерь в электрических сетях на транспортировку электроэнергии до вводов токоприемников предприятия:

DВ = DЭ * (1+ kпотээ.) * bээср * 10-6, т у.т.,

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

kпотээ – коэффициент учитывающий потери в электрических сетях, %.

 

Расчет срока окупаемости  децентрализации компрессорного хозяйства

24.6. Определение укрупненных капиталовложений:

24.6.1. Тип локального компрессора подбирается по потребности производства в сжатом воздухе и необходимому давлению.

Предварительная стоимость локальных компрессоров определяется по прайс-листам предприятий-изготовителей и уточняется по результатам тендерных торгов на поставку оборудования.

24.6.2. Стоимость демонтажных работ определяется по сметам организаций, выполняющих аналогичные работы.

24.6.3. Стоимость проектно-изыскательных работ – 5-10% от стоимости оборудования.

24.6.4. Стоимость строительно-монтажных работ определяется по сметам организаций, выполняющих аналогичные работы.

К = Соб + (0,05÷0,1) Соб  + Сдем  + Ссмр, руб.

24.7. Определение срока окупаемости мероприятия:

Срок = К / (DВ х Стопл), лет,

где  К – капиталовложения в мероприятие, руб.;

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

Стопл – стоимость 1 т у.т., (руб.), уточняется на момент составления расчета.

 

25. Технико-экономическое обоснование применения энергоэкономичных осветительных приборов с автоматической регулировкой.

Экономический эффект от применения энергоэкономичных осветительных приборов с ЭПРА и автоматической регулировкой 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

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.

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

25.1.1 Определение потребляемого количества электроэнергии при работе освещения:

Э1 = Σ (ni *Nлi * Трi), кВт ч,

 

где  ni – количество осветительных приборов одинаковой мощности, шт.;

Nлi – мощность применяемых одинаковых ламп, кВт;

Трi – число часов работы в году, часов.

 

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

В1= Э1 * (1+ kпотээ /100) * bээ* 10-6, т у.т.,

 

где bээ – 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;

   kпотээ – коэффициент, учитывающий потери в электрических сетях.

 

Расход электроэнергии, необходимой для освещения, принимается от замыкающей станции энергосистемы с учетом потерь в электрических сетях.

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

25.2.1. Определение потребляемого количества электроэнергии при работе освещения с применением осветительных приборов с автоматической регулировкой светового потока:

 

Э2 = Σ (ki  * (1 – 0,3) * Nэлi * Трi), кВт ч,

 

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

Nэлi – мощность применяемых одинаковых осветительных приборов с автоматической регулировкой, кВт;

Трi – 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 500 лк без запаса, 20% – за счет автоматического регулирования светового потока относительно естественного освещения.

 

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

 

В2= Э2 * (1+ kпотээ /100) * bээ* 10-6, т у.т.,

 

где bээ – 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;

 kпотээ – коэффициент, учитывающий потери в электрических сетях, %.

 

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

 

25.3. Определение экономии топлива от внедряемого мероприятия:

 

DВ = В1 – В2 , т у.т.

 

Расчет срока окупаемости при внедрении энергоэкономичных осветительных приборов с автоматической регулировкой.

25.4. Определение укрупненных капиталовложений:

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

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

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

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

Капиталовложения в мероприятие:

 

Коп = Соб + 0,1* Ссмр+ (0,25÷0,3) * Соб + (0,03÷0,05) * Соб, руб.

 

25.5. Определение сроков окупаемости мероприятия за счет экономии топлива:

Срок = Коп / (Δ В*Стопл), лет,

 

где  Коп–  капиталовложения в мероприятие, руб.;

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

       Стопл – стоимость 1 т у.т. (руб.), уточняется на момент составления расчета.

 

26. 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

26.1. Определение годовой экономии тепловой энергии при установке пластинчатого теплообменника за счет снижения потерь:

 

ΔQпот = Qкож  – Qпласт ,  Гкал;

 

где Qкож - потери тепловой энергии кожухотрубным теплообменником, Гкал;

Qпласт - потери тепловой энергии пластинчатым теплообменником, Гкал;

Определяем площади наружных поверхностей теплообмена кожухотрубного (Sкож )  теплообменника

 

Sкож = (π * D * L + π * D2) * n, м2

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 (Sпласт ) теплообменника

Sпласт = sпласт * n, м2

 

где  sпласт– площадь наружной поверхности пластины (указывается в паспортных данных теплообменника), м2;

       n – количество пластин.

 

26.1.1. Определяем годовые потери тепловой энергии каждым теплообменником (Qкож  и Qпласт) по формуле:

 

Q = S * q * (t1– t2 ) * n * Т , Гкал,

 

где   S  – площадь наружной поверхности теплообмена, м2;

q – плотность теплового потока, ккал/м2 (табл. 3 СНИП 2.04.14-88 «Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов»);

(t1 – t2) – разность температур наружной поверхности теплообменника и внутреннего воздуха в помещении, 0С;

n – продолжительности периода работы теплообменника в году, суток;

Т  – число часов работы теплообменника в сутки, ч/сутки;

 

26.1.2. Определение экономии тепловой энергии за счет увеличения коэффициента теплопередачи:

 

ΔQт = Qпотр * (kпласт- kкож),  Гкал,

             kкож

 

где  Qпотр – годовая потребность в тепловой энергии;

kпласт , kкож – коэффициенты теплопередачи.

 

Коэффициент теплопередачи у пластинчатых теплообменников, как правило, на 5-10% выше, чем у кожухотрубных.

 

26.1.3. Определение годовой экономии тепловой энергии:

 

ΔQ = ΔQпот + ΔQт, Гкал,

 

где ΔQпот – снижение годового расхода теплоэнергии на компенсацию ее потерь при замене кожухотрубного теплообменника на пластинчатый, Гкал;

ΔQт – годовая экономия теплоэнергии за счет увеличения коэффициента теплопередачи,  Гкал.

26.1.4. Определение экономии топлива от снижения потребления тепловой энергии:

ΔВтэ = DQ * (1+ kпоттэ /100) * bтэ * 10-3 , т у.т.

где DQ – годовая экономия тепловой энергии, Гкал;

  bтэ – удельный расход топлива на производство тепловой энергии на теплоисточнике, кг у.т./Гкал;

  kпоттэ – коэффициент потерь в существующих тепловых сетях, %.

 

26.2. Определение укрупненных капиталовложений:

Стоимость основного и вспомогательного оборудования и материалов принимается по договорным ценам, определенным на основании конкурсного отбора;

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

Стоимость строительно-монтажных работ – 45-50% от стоимости оборудования;

Капиталовложения в мероприятие:

 

К = Собор + 0,1 * Ссмр + (0,45÷0,5) * Собор, руб.

 

26.3. Определение срока окупаемости мероприятия за счет экономии топлива:

Срок = К / (DВтэ * Стопл), лет,

 

где К – капиталовложения в мероприятие, руб.;

D Втэ – экономия топлива от внедрения мероприятия, т у.т.;

Стопл – стоимость 1 т у.т. (руб.), уточняется на момент составления расчета.

 

27. Технико-экономическое обоснование создания мини-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

27.1. Определение расхода топлива на выработку необходимой потребителю электро- и теплоэнергии в энергосистеме и на теплоисточнике с учетом потерь на ее транспортировку:

 

на выработку электроэнергии

 

Вээ = Э х (1+ kпотээ /100) х bээ х 10-6, т у.т.,

 

где Э – потребность в электроэнергии, кВт ч;

      kпотээ – коэффициент потерь электроэнергии в электросетях;

      bээ – 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

 

Втэ= Q х (1 + kпоттэ /100) х bтэ х 10-3 , т у.т.,

 

где Q – потребность в тепловой энергии, Гкал;

bтэ – удельный расход топлива на производство тепловой энергии на теплоисточнике, кг у.т./Гкал;

kпоттэ – коэффициент потерь тепловых сетях, %.

 

27.2. Определяем суммарный расход топлива при выработке электро- и теплоэнергии на централизованных источниках:

 

В1 = Вээ + Втэ, т у.т.

 

27.3. Определяем годовой расход топлива (МВТ) при производстве электро- и теплоэнергии на мини-ТЭЦ по формуле:

 

В2= Bээтэц + Bтэтэц , т

 

27.3.1. Годовой расход топлива при производстве теплоэнергии на мини-ТЭЦ определяем по формуле:

 

Bтэтэц = (Qч * Т * bтэмвт/(Kмвт )) * 103, т,

 

где  Qч– среднечасовая нагрузка котельной, Гкал/час;

Т – число часов работы в год, часов;

Kмвт – топливный эквивалент местного вида топлива для перевода в условное топливо (Приложение 1);

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

 

bтэмвт = 142,76/(hмвт * 10-2),

 

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

27.3.2. Годовой расход топлива при производстве электроэнергии на мини-ТЭЦ определяем по формуле:

 

Bээтэц = (Э * Qч * Т *bээмвт ) /(Kмвт ) * 10-3, т,

 

где bээмвт – 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.

27.4. Определение экономии в денежном выражении за счет разницы в стоимости сжигаемого топлива:

 

DСтопл = В1 х С1 – В2х С2 , руб.,

 

где С1 – стоимость 1 т у.т. (руб.), уточняется на момент составления расчета;

С2 – стоимость тонны МВТ (м3 и т.д.), руб./тонну (м3 и т.д.);

В1 – расход топлива при выработке электро- и теплоэнергии на централизованных источниках, т у.т.;

В2 – расход топлива (МВТ) при производстве электро- и теплоэнергии на мини-ТЭЦ,  т (м3 и т.д.).

 

27.5. 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 – 25-30 % от стоимости оборудования;

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

Капиталовложения в мероприятие:

 

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

 

27.6. Определение срока окупаемости мероприятия:

 

Срок = К / DСтопл, лет,

 

где К – капиталовложения в мероприятие, руб.;

DСтопл – экономия в денежном выражении от внедрения мероприятия, руб.

 

 

 

 

 

 

28. 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 агрегата-источника 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.

 

28.1. Годовая экономия топлива при использовании тепловых ВЭР с установкой ТНУ в раздельной схеме энергоснабжения (теплоснабжение от котельной):

Вр = (bкот  * QтнуВЭР)* 10-3, т у.т.,

 

где  QтнуВЭР – годовой отпуск теплоты в систему теплоснабжения, утилизируемой теплонасосной установкой (ТНУ), Гкал;

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

 

28.2. Годовая экономия топлива при использовании ВЭР с установкой ТНУ в комбинированной схеме энергоснабжения (теплоснабжение от ТЭЦ):

 

Bк = ( bкот * QтнуВЭРQтнуВЭР * (bкэсээbтээ)* W) * 10-3, т у.т.,

 

где bкэсээ – 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;

 bтээ– 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.

 

Определение экономической эффективности использования тепловых ВЭР с установкой ТНУ.

 

28.3. При сроке ввода ТНУ до 1 года приведенные затраты в систему утилизации составят:

Зпр = КдВЭР+ ИВЭР,

 

где  КдВЭР– дополнительные капиталовложения, связанные с использованием тепловых ВЭР и установкой ТНУ.

 

28.3.1. 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 – 25-30% от стоимости оборудования;

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

 

Дополнительные  капиталовложения в мероприятие составят:

 

КдВЭР= Соб + 0,1* Ссмр + (0,25 ÷ 0,3) * Соб + (0,03 ÷ 0,05) * Соб, руб.,

 

где  ИВЭР– 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.

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

 

ИВЭР = fар* КдВЭРптп

 

где fар – ежегодные отчисления на ремонт и амортизацию ТНУ, промежуточных теплообменников, транзитной тепловой сети, сетевой насосной установки;

     Ип, Итп – годовые издержки на перекачку сетевой воды и теплопотери в транзитной тепловой сети.

28.3.2.1. Годовые издержки на перекачку воды в транзитной тепловой сети:

Ип= Nсн* n * Сээ

 

28.3.2.2. Годовые издержки на теплопотери в транзитной тепловой сети:

Итп = qн* QтнуВЭР* Стэ

 

где  Nсн– установленная мощность сетевого насоса, кВт;

n – годовое число часов работы сетевого насоса, ч;

qн – нормативные годовые теплопотери в сети, %;

QтнуВЭР – годовой отпуск теплоты за счет использования ВЭР с установкой ТНУ, Гкал;

Сээ – тариф на электроэнергию, руб./кВт ч;

Стэ – тариф за тепловую энергию, руб./Гкал.

 

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

Эт = Вр(Bк )* Ст,  руб.,

где Вр (Bк ) – годовая экономия топлива при использовании ВЭР с установкой ТНУ в раздельной либо комбинированной схеме энергоснабжения, т у.т.;

    Ст– стоимость 1 т у.т. уточняется на момент составления расчета;

    Эт– годовая экономия затрат на топливо, обусловленная использованием ВЭР в системе теплоснабжения, руб.

28.5. Срок окупаемости дополнительных капиталовложений:

 

Т = КдВЭР/(Эт  - fар *  КдВЭР – Ип – Итп), лет.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

29. Технико-экономическое обоснование строительства малой гидроэлектростанции

 

Водоэнергетический расчет, 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.

29.1. Значение годового гидроэнергетического  потенциала для  лет различной   обеспеченности  определяется как сумма произведений количества часов в месяце на ежемесячные  значения теоретической мощности NГЭС гидроэлектростанции. Значение NГЭСопределяется по формуле:

NГЭС = 9,81 * Q * H * KГ,

где Q  – среднемесячное значение расхода в м3/с;

H –  величина напора, в метрах (м), определяемая как разность отметки НПУ водохранилища и отметки в нижнем бьефе ГЭС;

KГ– 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 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.

29.2. В общем  случае  установленная мощность ГЭС состоит из трех слагаемых:

Nуст = Nгар + Nсез + Nрез,

где Nгар , Nсез и Nрез, – 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.

29.3. 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 10...15%, то есть:

Nгар + Nсез = Nвод(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.

29.4. После определения установленной мощности ГЭС уточняется возможная выработка электроэнергии (ЭГЭС), кВт×ч, т. е. учитывается ограничение по установленной мощности по формуле:

 

ЭГЭС=NГЭС * Dt,

 

где NГЭС – мощность ГЭС, (кВт), обеспеченная расходом и напором, но не превышающая значения установленной мощности, т.е. NГЭС £;

Dt – интервал времени, в течение которого ГЭС работает с мощностью NГЭС, ч.

29.5. 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  ³  будут не выше пропускной способности турбины ГЭС (расчетного расхода ГЭС) (Q ГЭС), м3/с, определяемой по формуле:

,

 

где Нр– расчетный напор ГЭС, (м), значение которого рекомендуется принимать равным средневзвешенному напору (Нср. взв).

 

29.6. Сбросной расход реки (Qсбр), м3/с, определяется по формуле:

 

Qсбр= Q – Q ГЭС ,

 

29.7. Средневзвешенный напор ГЭС (Нср. взв), (м), необходимый для установления расчетного напора (Нр) и выбора параметров энергетического оборудования, определяется по формуле:

 

,

или

,

 

где – соответственно, выработка электроэнергии, кВт×ч;

 – мощность ГЭС по водотоку, кВт;

 Н – полезный напор, м;

Dt – продолжительность расчетного интервала времени, ч.

 

29.8. Определяется условное число часов использования установленной мощности ГЭС:

Туст. = ЭГЭС / Nуст., часов.

 

Расчет  экономии топлива при строительстве малой ГЭС

 

Для расчета экономии топлива при строительстве малой ГЭС необходимо знать количество вырабатываемой на ГЭС электроэнергии (ЭГЭС), а также затраты топлива на производство такого же количества электрической энергии на замещаемой электростанции.

 

29.9. Определение экономии топлива от строительства  малой ГЭС:

29.9.1. Определение количества электроэнергии, отпущенной малой ГЭС:

Эотп.ГЭС = ЭГЭС * (1-aснээ/100), кВт ч,

 

где aснээ – коэффициент потребления электроэнергии на собственные нужды малой ГЭС (на электрическое оборудование),  принимается равным в диапазоне 1-2 %.

29.9.2. Необходимое количество электроэнергии, отпущенной  с шин электростанций ГПО “Белэнерго”, с учетом потерь в электрических сетях:

Эотп эс = Эотп.ГЭС* (1+ DЭпот./100) , кВт ч,

 

где Эотп.ГЭС – электроэнергия, отпущенная ГЭС и потребленная предприятием, кВт ч;

DЭпот – коэффициент потерь в электрических сетях при транспорте электроэнергии, %.

Экономия топлива от строительства  малой ГЭС:

 

DВГЭС = Эотп эс * bээср  * 10-6, т у.т.,

 

где Эотп эс – количество электроэнергии, отпущенной с шин электростанций ГПО “Белэнерго”, с учетом потерь в электросетях,  кВт ч;

  bээср– 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.

 

29.10. Расчет срока окупаемости  строительстве малой ГЭС

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 КГЭС.

29.10.1. Определение срока окупаемости строительства малой ГЭС:

 

Срок = КГЭС / (DВГЭС х Стопл), лет,

 

где КГЭС – капиталовложения в строительство малой ГЭС, руб.;

 DВГЭС – экономия топлива от строительства малой ГЭС, т у.т.;

 Стопл– стоимость 1 т у.т., (руб.), уточняется на момент составления расчета.

 

30. Технико-экономическое обоснование внедрения автоматических систем компенсации реактивной мощности

При использовании автоматических систем компенсации реактивной мощности важным направлением в экономии электроэнергии и рациональном ее использовании является повышение коэффициента мощности (соsφ). Коэффициент мощности – величина, показывающая, какую часть потребляемой полной мощности составляет активная. При одной и той же используемой мощности электроприемник с низким коэффициентом мощности потребляет больший ток, что вызывает увеличение нагрузки линии электропередач и трансформаторов. Это ведет к уменьшению эксплуатационной мощности трансформатора, генератора и увеличивает потери электроэнергии в сетях. Так при уменьшении коэффициента мощности от 1 до 0,5 потери электроэнергии увеличиваются в четыре раза.

 

 Расчет экономии электроэнергии от внедрения автоматических систем компенсации реактивной мощности

30.1. Определение реактивной мощности компенсирующих устройств:

Qку  = Pср х k квар,

   

где Pср – среднегодовая активная мощность, кВт;

k квар – коэффициент, получаемый из таблицы в соответствии со значениями коэффициентов мощности соs φ1  и соs φ2,квар/кВт (Приложение 6).

30.2. Годовая экономия электроэнергии при установке компенсирующих устройств:

DЭ = Qк.у х Кэ х t  кВт ч,

где Qк.у – потребляемая мощность компенсирующего устройства, квар;

Кэ  – экономический эквивалент, равный 0,1 кВт/квар;

t  – количество часов работы компенсирующего устройства в год, ч.

 

30.3. Годовая экономия условного топлива от внедрения автоматических систем компенсации реактивной мощности с учетом потерь на транспорт электроэнергии в электросетях:

DВ = DЭ * bэ * (1+kпот/100) * 10 –3, т у.т.;

где bэ – 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;

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

30.4. Расчет сроков окупаемости внедрения автоматических систем компенсации реактивной мощности.

 Капитальные вложения, связанные с внедрением автоматической системы компенсации реактивной мощности, по сравнению с установками без него, определяются по укрупнённым показателям, исходя из следующих предпосылок:

- стоимость оборудования и материалов, Соб, определяется проектно-сметной документацией и уточняется по результатам тендерных торгов на его поставку, рубли;

- стоимость проектных работ принимается равной 5-10% от стоимости строительно-монтажных работ (СМР), Ссмр, рубли;

- стоимость СМР – 25-30% от стоимости оборудования и материалов, рубли;

- стоимость пуско-наладочных работ – 3-5% от стоимости оборудования и материалов, рубли.

Капиталовложения в мероприятие определяются следующим образом, руб.:

ΔК = Соб + (0,05÷0,1) Ссмр  + (0,25÷0,3) х Соб + (0,03÷0,05) х Соб.

          В состав затрат на оборудование и материалы входят расходы на приобретение теплоутилизатора, дополнительных воздуховодов и их элементов, замену вентиляторов (если потребуется) и других материалов и оборудования, необходимых для реализации мероприятия.

 

30.5.          Определение срока окупаемости мероприятия:

 

Срок = ΔК /(DВ х Стопл), лет,

 

где ΔК – капиталовложения в мероприятие, руб.;

DВ – экономия условного топлива от внедрения автоматических систем компенсации реактивной мощности, т у.т.;

Стопл – стоимость 1 т у.т. (руб.), уточняется на момент составления расчета.

 

31.   Технико-экономическое обоснование внедрения теплоутилизаторов в системах механической приточно-вытяжной вентиляции и кондиционирования воздуха 

Экономический эффект от внедрения теплоутилизаторов в системах механической приточно-вытяжной вентиляции и кондиционирования воздуха в первую очередь достигается в результате уменьшения расхода тепловой энергии на нагрев приточного воздуха, подаваемого в обслуживаемые помещения.         Нагрев приточного воздуха в теплоутилизаторе происходит за счёт отвода теплоты от потока удаляемого воздуха к наружному приточному воздуху.

         В зависимости от типа теплообменников различают пластинчатые рекуперативные и роторные регенеративные теплоутилизаторы.    

         Роторные регенеративные теплоутилизаторы нельзя использовать в системах вентиляции и кондиционирования воздуха, в которых не допускается рециркуляция удаляемого воздуха.

         При отрицательных температурах наружного воздуха возможно обледенение поверхности пластинчатых рекуперативных теплоутилизаторов. Для исключения этого явления часть холодного наружного воздуха должна подаваться в обход теплоутилизатора по обводному каналу с автоматически регулируемой дроссельной заслонкой. В климатических условиях Республики Беларусь обледенения роторных регенеративных теплообменников,  в отличие от пластинчатых,  практически не происходит, и специальных мер защиты от обмерзания в этом случае предпринимать нет необходимости.

 

31.1. Определение экономии теплоэнергии и топлива за счет внедрения мероприятия

Количество сэкономленной тепловой энергии, полезно возвращаемой теплоутилизатором, складывается из потока явной теплоты, обусловленной температурой удаляемого воздуха, и потока скрытой теплоты, выделяющейся в пределах поверхности теплоутилизатора  при конденсации содержащейся в удаляемом воздухе влаги.

31.1.1. Тепловая мощность теплоутилизатора для каждого i-го часа его работы вычисляется по формуле, Гкал/ч:

 

где εtot – тепловая эффективность теплоутилизатора по полной теплоте;

ti,l – температура удаляемого воздуха, °С;

 ti,ext – температура наружного воздуха, °С;

с – теплоёмкость воздуха, кДж/(м3°С);

Li,ext – объёмный расход наружного приточного воздуха, м3/ч. 

        

31.1.2. Тепловая эффективность теплоутилизатора равна:

 

где εt – тепловая эффективность теплоутилизатора по явной теплоте;

Δεd – прирост теплоотдачи (эффективности) теплоутилизатора за счёт скрытой теплоты конденсации влаги из удаляемого воздуха на поверхности теплоутилизатора.

         В предварительных расчётах величину Δεd  можно принимать равной нулю, поскольку в каталогах производителей характеристики теплоутилизаторов указываются, как правило, без учёта утилизации скрытого тепла.

         Тепловая эффективность теплоутилизаторов по явной теплоте для целей настоящего расчёта может, в среднем, приниматься постоянной для каждого часа работы системы и равной:

- для пластинчатых рекуперативных теплоутилизаторов 0,4…0,5 (при больших значениях возрастает опасность образования наледи);

- для роторных регенеративных теплоутилизаторов 0,6…0,7.

Расход наружного приточного воздуха Li,extследует определять по данным проекта вентиляции в объёме минимально необходимого количества, которое необходимо подавать в обслуживаемое помещение, исходя из требований санитарных норм, нормативной кратности воздухообмена, технологических регламентов производства.

31.1.3. Расход наружного воздуха для каждого i-го часа работы системы равен:

, м3/ч;

 

где Li – расход приточного воздуха, м3/ч;

Li,r – расход рециркуляционного воздуха, м3/ч.

 

31.1.4. Общее количество сэкономленной тепловой энергии, полезно возвращаемое теплоутилизатором в течение календарного года, равно:

, Гкал

 

где z – число часов работы системы вентиляции с использованием теплоутилизатора в течение года.

         Параметры работы системы вентиляции для каждого конкретного  i-го часа принимаются на основании фактических данных.

         31.1.5. При отсутствии таких данных общее количество сэкономленной тепловой энергии в течение года, определяют по формуле:

, Гкал

 

где εtot – тепловая эффективность теплоутилизатора по полной теплоте;

tср.l – средняя за время работы теплоутилизатора температура удаляемого воздуха, °С;

 tср.ext – средняя за время работы теплоутилизатора температура наружного воздуха, °С; при её вычислении необходимо использовать данные метеонаблюдений или сведения, содержащиеся в таблице 3.19 – Средняя продолжительность температуры воздуха различных градаций (Изменение №1 к СНБ 2.04.02-2000 «Строительная климатология»);

с – теплоёмкость воздуха, кДж/(м3∙°С);

Lср.ext – средний за время работы теплоутилизатора объёмный расход наружного приточного воздуха, м3/ч;

z – число часов работы системы вентиляции с использованием теплоутилизатора в течение года.

 

31.1.6. При использовании теплоутилизатора возрастают потери давления в системе вентиляции по тракту приточного и удаляемого воздуха. Вызванные этим дополнительные затраты электрической энергии равны:

, тыс. кВтч

 

где ΔР – дополнительные суммарные потери давления в теплоутилизационной установке по тракту приточного и удаляемого воздуха, Па; при отсутствии сведений принимаются равным 250 Па для пластинчатых рекуперативных и 400 Па для роторных регенеративных теплоутилизаторов;

Lср.in – средний за время работы системы расход приточного воздуха, м3/ч;

ηв.у. – КПД вентиляционной установки с приводом.

 

31.1.7. Экономия топлива в результате внедрения энергосберегающего мероприятия составит:

, т у.т.

 

где bтэ – удельный расход топлива на производство тепловой энергии на теплоисточнике, т у.т/Гкал;

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

kпотээ – коэффициент, учитывающий потери в электрических сетях, %.

 

31.2. Расчет срока окупаемости внедрения мероприятия.

31.2.1 Капитальные вложения, связанные с внедрением теплоутилизатора, по сравнению с установками без него определяются по укрупнённым показателям, исходя из следующих предпосылок:

- стоимость оборудования и материалов, Соб, определяется проектно-сметной документацией и уточняется по результатам тендерных торгов на его поставку, руб.;

- стоимость проектных работ принимается равной 5-10% от стоимости строительно-монтажных работ (СМР), Ссмр, руб.;

- стоимость СМР – 25-30% от стоимости оборудования и материалов, руб.;

- стоимость пуско-наладочных работ – 3-5% от стоимости оборудования и материалов, руб.

Определение капиталовложений в мероприятие, руб.:

 

ΔК = Соб + (0,05÷0,1) Ссмр  + (0,25÷0,3) х Соб + (0,03÷0,05) х Соб

          В состав затрат на оборудование и материалы входят расходы на приобретение теплоутилизатора, дополнительных воздуховодов и их элементов, замену вентиляторов (если потребуется) и других материалов и оборудования, необходимых для реализации мероприятия.

31.2.2. Определение срока окупаемости мероприятия:

 

Срок = ΔК /(DВ х Стопл), лет,

 

где ΔК – капиталовложения в мероприятие, руб.;

DВ – экономия условного топлива от внедрения автоматических систем компенсации реактивной мощности, т у.т.;

Стопл – стоимость 1 т у.т. (руб.), уточняется на момент составления расчета.

 

32. Технико-экономическое обоснование передачи тепловых нагрузок на ТЭЦ

         Экономический эффект от внедрения данного мероприятия получается за счет увеличения доли теплофикационной выработки электрической энергии за счет передачи на ТЭЦ дополнительной тепловой нагрузки. Объем дополнительной тепловой нагрузки включает потребности в теплоте на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение жилых и общественных зданий.

32.1. Годовой расход теплоты жилыми и общественными зданиями определяется по формуле:

Q = Qoгод +  Qвгод + Qг.в.год, ккал;

32.1.1. на отопление жилых и общественных зданий:

Qoгод = 24 * Qo. ср. * noккал;

гдеQo. ср. – среднечасовой расход тепла за отопительный период, ккал/ч;

 no – 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.

 

Среднечасовой расход тепла за отопительный период определяется по формуле

                                                       Qo. ср = Qo. *   tвн  - tср. о.;

                                                                             tвн  - tр. о.  

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

 tвн – 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);

tср.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.);

tр.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.);

32.1.2.  на вентиляцию общественных зданий:

Qвгод = z * Qв.ср. * no; ккал

гдеQв.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);

no  – 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).

 

Среднечасовой расход тепла на вентиляцию за отопительный период определяется по формуле:                                            

Qв. ср = Qв.*  tвн  - tср. о.;  ккал/ч

                                                          tвн  - tр. в.  

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

tвн – расчетная температура внутреннего воздуха отапливаемых зданий, °С ;

tср.о. – средняя температура наружного воздуха за отопительный период, °С ;

tр.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.);  

32.1.3. на горячее водоснабжение жилых и общественных зданий:

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

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

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

no – 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.

Среднечасовой расход тепла на горячее водоснабжение за отопительный период определяется по формуле

Qг.в ср.Qг.в . * k; ккал/ч

гдеQг.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).

Среднечасовой расход тепла на горячее водоснабжение в летний период определяется по формуле

                                                               Qлг.в ср. = Qг.в ср *. 55 – tх.л.  * b   ; ккал/ч

                                                                     55 tх.з. 

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

tх.з. – температура холодной (водопроводной) воды в отопительный период, °С (допускается принимать tх.з. = 5°С);

b – коэффициент, учитывающий снижение среднечасового расхода воды на горячее водоснабжение в летний период по отношению к отопительному (допускается принимать b = 0,8);

55 – температура горячей воды, °С.

 

Годовые расходы теплоты определяются исходя из числа дней работы системы теплоснабжения в году или на основании фактических данных об объемах теплопотребления за год, предшествующий составлению ТЭО. Для действующих предприятий годовые расходы теплоты допускается определять по эксплуатационным данным или нормам расхода ТЭР.

32.2. Увеличение теплофикационной выработки электрической энергии на ТЭЦ за счет передачи тепловых нагрузок определяется по формуле:

 , кВт∙ч

где   Q – величина дополнительно передаваемой тепловой нагрузки, Гкал.

W – удельная выработка электроэнергии паром из теплофикационных отборов турбин ТЭЦ, принимается равной среднегодовой величине удельной выработки электроэнергии на энергоисточнике, на который планируется передать дополнительную тепловую нагрузку, за год, предшествующий составлению ТЭО, кВтч/Гкал.

32.3. Экономия топлива определяется по формуле:

В =, т у.т.

где  – экономия топлива в энергосистеме за счет увеличения доли выработки электрической энергии на тепловом потреблении, т у.т.:

т у.т.

bээк– удельный расход топлива на отпуск электроэнергии принимается равным расходу топлива на замыкающей станции в энергосистеме, г у.т./кВт ч;

bээТЭЦ– удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии по теплофикационному циклу ТЭЦ, г у.т./кВт ч;

 – увеличение расхода топлива на компенсацию затрат электрической энергии на транспортировку теплоносителя, т у.т.:

, т у.т.

 – удельный расход электроэнергии необходимой для транспорта и производства 1 Гкал тепловой энергии от ТЭЦ, кВт ч/Гкал.

 

32.4. Определение укрупненных капиталовложений:

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

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

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

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

 

Капиталовложения в мероприятие:

 

Кпи= Соб + 0,1* Ссмр + (0,25÷0,3)*Соб + (0,03÷0,05)*Соб, руб.

 

32.5. Определение срока окупаемости мероприятия

Срок = Кпи/(В*Стопл),  лет

где Кпи – капиталовложения в мероприятие, руб.;

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

Стопл – стоимость 1 т у.т. (руб.), уточняется на момент составления расчета.


ГЛАВА 3

Приложение 1

 

Средние калорийные (топливные) эквиваленты

для перевода натурального топлива в условное

 

№ п/п

Вид топлива

Единица измерения

Калорийный

эквивалент

1

2

3

4

1

Угли

1.1

Донецкий

т

0,876

1.2

Подмосковный

т

0,335

1.3

Кузнецкий

т

0,867

1.4

Воркутинский

т

0,822

1.5

Интинский

т

0,649

1.6

Свердловский

т

0,585

1.7

Нерюнгинский

т

0,815

1.8

Канско-Ачинский

т

0,516

1.9

Карагандинский

т

0,726

1.10

Экибастузский

т

0,628

1.11

Силезский

т

0,8

1.12

Львовско-Волынский

т

0,764

1.13

Челябинский

т

0,552

1.14

Кизеловский

т

0,684

2

Торф топливный

2.1

Фрезерный (при условной влажности  40%)

т

0,34

2.2

Кусковой  (при  условной  влажности  33%)

т

0,41

2.3

Торфяные  брикеты   (при   условной       влажности 16%)

т

0,6

2.4

Торфяные  полубрикеты  (при  условной влажности  28%)

т

0,45

2.5

Брикеты  и  полубрикеты  (при  условной влажности  15%)

т

0,56

2.6

Торфяная  крошка   (при  условной  влажности 40%)

т

0,37

3

Нефтепродукты

3.1

Нефть  сырая,  газовый  конденсат

т

1,43

3.2

Мазут  топочный

т

1,37

3.3

Мазут  флотский

т

1,43

3.4

Моторное  топливо

т

1,43

3.5

Дизельное  топливо

т

1,45

3.6

Печное  бытовое  топливо

т

1,45

3.7

Топливо  газотурбинное

т

1,45

3.8

Бензин  (автомобильный,  авиационный)

т

1,49

3.9

Керосин  (тракторный, осветительный,  авиационный)

т

1,47

3.10

Нефтебитум

т

1,35

4

Газообразное топливо

4.1

Газ  природный

тыс. м3

1,15

4.2

Газ  попутный  нефтяной

тыс. м3

1,3

4.3

Газ  сжиженный

т

1,57

4.4

Газ  нефтепереработки  сухой

т

1,5

4.5

Газ подземной  газификации

1000 куб. м

0,11

5

Сланцы (эстонские и ленинградские)

5.1

Рассортированные  125-400,  25-125,  30-125

т

0,324

5.2

Рассортированные 0-25, 0-30 и рядовые 0-300

т

0,3

6

Прочие

6.1

Лигниты

т

0,27

6.2

Кокс металлический сухой (25 мм и выше)

т

0,99

6.3

Коксик (10–25 мм) в пересчете на сухой вес

т

0,93

6.4

Коксовая мелочь (< 10 мм) в пересчете на сухой вес

т

0,90

6.5

Костра льняная, солома (влажностью 10%)

насыпной м3

0,18


Средние коэффициенты для пересчета древесного топлива и отходов из натуральных единиц измерения в тонны условного топлива

 

Наименование видов топлива

Единица измерения

Коэффициент пересчета в плотные кубические метры

Коэффициент пересчета из плотных кубических метров в тонны натурального топлива

Коэффициент пересчета из тонн натурального топлива в тонны условного топлива

А

Б

1

2

3

Дрова хвойные

складочный м3

0,78

0,65

0,34

Дрова лиственные

складочный м3

0,72

0,70

0,36

Дрова смешанные

складочный м3

0,75

0,67

0,35

Кора, кородревесные остатки

насыпной м3

0,40

0,39

0,39

Щепа из малоплотной древесины (ель, сосна, тополь, липа, осина, ива)

насыпной м3

0,42

0,42

0,35

Щепа из среднеплотной древесины (береза, ольха, орех, дуб, клен)

насыпной м3

0,42

0,48

0,39

Сучья

складочный м3

0,59

0,50

0,3

Пни

складочный м3

0,66

0,55

0,33

Древесные стружки, опилки

насыпной м3

0,20

0,29

0,35

Древесные отходы, обрезки

насыпной м3

0,38

0,48

0,37

Костра льняная

насыпной м3

0,16

0,18

0,49

Отходы сельскохозяйственного производства

насыпной м3

0,16

0,17

0,48

Топливо энергетическое из быстрорастущей древесины

насыпной м3

0,36

0,53

0,36


Приложение 2

 

Коэффициент использования эффективной электрической мощности, годовое число часов использования средней нагрузки по группам электропотребляющего оборудования

 

Группа

электропотребляющего

 оборудования

 

Коэффициент

использования эффективной электрической мощности

Kи

Годовое число часов использования средней нагрузки

Тс

Компрессоры аммиачные, фреоновые

0,6-0,5

5400

Насосы аммиачные

0,6-0,5

5000

Насосы водяные

0,6-0,5

3000

Вентиляторы технологические

0,4

3000

Вентиляторы сантехнические

0,4

5400 - 2000

Лифты

0,2

2000

Котельная

0,6

4000

Теплопункт

0,5

4000

Зарядная

0,5

1800 - 3600

Электрообогрев грунта

0,4

5000

Электрообогрев сливных труб

0,2

225

Освещение

0,3-0,4

2000

Холодильник в целом

0,3-0,4

4000

 

 

Данные для определения годовых расходов холода

 

В,   0С

0

- 10

- 20

- 30

 

Т

Δt

Δtmax

Т

Δt

Δtmax

Т

Δt

Δtmax

Т

Δt

Δtmax

Витебск

5760

11,8

28

8640

16,5

38

8640

26,5

48

8640

35,5

58

Гомель

5760

12,4

31

8640

18,6

41

8640

26,6

51

8640

36,6

61

 

В – температура воздуха внутри охлаждаемых помещений, 0С

Данные приведены для городов Беларуси, находящихся в северной и южной ее частях, для других городов – рассчитываются путем интерполяции.

 


Приложение 3

 

Удельные показатели притока тепла от открывания дверей в камерах холодильника

 

 

Наименование помещений распределительных холодильников

Приток тепла от открывания дверей, ккал/м2

поверхности пола при высоте камер 3,6 м*

 

до 50 м2

 

 

от 50 м2  до 150 м2

 

свыше 150 м2

Камеры хранения охлажденных грузов

15

8

6

Камеры хранения мороженых продуктов

22

12

8

Камеры охлаждения

12

6

5

Камеры замораживания

30

16

12

Загрузочно - разгрузочная

40

20

10

Камеры хранения готовой продукции

10

5

3

 

*) При большей высоте камер величина теплопритоков увеличивается пропорционально.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


 

Приложение 4

Справочные данные по определению типа турбоагрегата

 

№ п/п

Параметры

ТГ-0,5А/0,4 Р13/3,7

ТГ-0,6А/0,4 Р12/3,7

ТГ-0,75А/0,4 Р13/2

ТГ-0,5ПА/0,4 Р11/6

ТГ-0,6ПА/0,4 Р13/6

ТГ-0,75ПА/0,4 Р13/4

ТГ-1,2/0,4 Р24/1,2

ТГ-1,7/0,4 Р5/1,0

ТГ-3,5/10,5 Р12/1,2

Результаты  обследования

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

1

Номинальная мощность, кВт

500

600

750

500

600

750

1200

1700

3500

 

2

Номинальное давление пара, кГс/см2

13

12

13

11

13

13

24

5

12

 

 

Максимальное

14

14

14

14

14

14

25

9

14

 

 

Минимальное

10

10

10

10

10

10

23

4

10

 

3

Температура пара, 0С

250

250

250

250

250

250

300

151

187

 

 

Минимальная

191

191

191

191

191

191

270

151

187

 

 

Максимальная

250

250

250

250

250

250

310

 

300

 

4

Расход пара, т/ч

13,2

16,5

14,4

27,5

30,4

22,5

12,5

38

46,3

 

 

максимальный

14

18,4

20

30

38

23

15

42

48

 

 

минимальный

3

3

3

7,5

8

6,5

3,5

12

9,3

 

 

холостого хода

2,8

2,9

2,6

7

7,5

6

3

10

8

 

5

Давление пара за турбиной, кГс/см2

3,7

3,7

2

6

6

4

1,2

1,05

1,2

 

 

Максимальное

5

5

3

7

7

5

1,5

1,3

2,0

 

 

Минимальное

3

3

1,5

5

5

3

0,7

1,02

1,05

 

6

Коэфициент полезного действия турбогенератора, %

86

86

87

85

85

86

87

86

87

 

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

7

Температура  охлаждающей воды, 0С

20

20

20

20

20

20

28

15*

25

 

 

Максимальная

32

32

32

32

32

32

32

35

32

 

 

Минимальная

4

4

4

4

4

4

0

0

2

 

8

Расход охлаждающей воды, м3

10

10

10

10

10

10

110

-

40

 

 

Максимальный

15

15

15

15

15

15

 

 

 

 

 

Минимальный

5

5

5

5

5

5

 

 

 

 

9

Габариты, м

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Длина

4,24

4,47

4,4

4,24

4,47

4,4

4,7

6,2

6,83

 

 

Ширина

2,13

2,13

2,13

2,13

2,13

2,13

2,2

2,8

2,7

 

 

Высота

2,27

2,37

2,37

2,27

2,37

2,37

2,5

2,5

3,52

 

10

Масса турбогенератора, т

9,54

11,42

11,16

10,53

12,49

12,35

14,5

25

27

 

11

Параметры трехфазного тока

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Напряжение, В

400

400

400

400

400

400

400

400

10500 или 6300

 

 

Частота, Гц

50

50

50

50

50

50

50

50

50

 

12

Тип генератора

СГ2-500

СГ2-600

СГ2-750

СГ2-500

СГ2-600

СГ2-750

МСК-1560-1500

ГС-2000

ТК-4

 

 

Приложение  5                                                                                                                                                                                       

 

Основные технико-экономические характеристики когенерационных установок фирмы Jenbacher

Параметр

Един. изм.

Тип энергоустановки JMS (Серия двигателя)

208

212

312

316

320

420

612

616

620

Технические параметры

Электрическая мощность

кВт

330

526

625

836

1065

1413

1644

2188

3047

Электрический КПДэ

%

38,7

39,2

39,8

40

40,9

42,4

43

42,6

43,1

Тепловая мощность

кВт (Гкал/ч)

361

633

746

997

1197

1505

1665

2249

3047

0,31

0,544

0,641

0,857

1,029

1,294

1,432

1,934

2,62

Тепловой КПДт

%

42,3

47,1

47,6

47,7

45,9

45,1

43,6

43,8

43,1

Расход газа

нм3/ч

90

141

165

220

274

351

402

540

745

Удельный расход моторного масла

г/кВт ч

0,3

Габариты:

мм

 

 

 

 

 

 

 

 

 

длина

 

4500

4600

4600

5300

5200

6500

7200

8300

8900

ширина

 

1500

2300

2300

2300

1900

1800

2500

2500

2500

высота

 

2000

2300

2300

2300

2300

2200

2800<