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

28. Технико-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:

D_час = D_год/T_год, т/ч,

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

      D_год – годовой расход пара, т

      T_год – число часов работы котельной в году, часов.

 

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:

T_уст = N_тг x T_год/N_уст., часов

где T_уст – число часов использования установленной мощности,

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

T_год – число часов работы котельной в году, часов;

N_уст – установленная мощность выбранного турбоагрегата, кВт.

 

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:

h_к^нетто = h_к^брутто х (1-a_сн/100), %,

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

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

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

h_к^брутто = S(h_котла^брутто хQ_котла^год)/S Q_котла^год, %

где h_котла^брутто – коэффициент полезного действия котла брутто, %;

Q_котла^год – 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:

Q_ээ = N_уст. * T_уст. * k_э * h_тг *h_к^нетто * h_тр * 10^-6, Гкал,

где    N_уст.– установленная мощность турбогенератора, кВт;

T_уст – число часов использования установленной мощности, час;

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

h_тг – коэффициент полезного действия турбоагрегата (приложение 5);

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

h_тр – коэффициент полезного действия транспорта пара, %.

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

B_ээ = Q_ээ/ Q_н^р, т у.т.,

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

Q_ээ – расход теплоты на выработку электроэнергии, Гкал;

Q_н^р – низшая теплотворная способность условного топлива, равная 7000 ккал/кг.

5.2.4. Определение выработанной электроэнергии на турбоагрегата за год:

Э_выр. = N_уст. х T_уст., кВт ч,

 

где    N_уст.– установленная мощность турбоагрегата, кВт;

T_уст – число часов использования установленной мощности, час.

5.2.5. Определение количества отпущенной электроэнергии от выбранного турбоагрегата:

Э_отп.^тг = Э_выр. х (1-a_сн^ээ/100), кВт ч,

где a_сн^ээ – 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:

Э_отп ^эс= Э_отп.^тгх (1+ k_пот/100) , кВт ч

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

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

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

DВ^тг = Э_отп ^эс * b_ээ^ср* 10 ^–6 – B_ээ , т у.т.

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

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

B_ээ – 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:

С_об. = С_тг + (0,1÷0,15) х С_тг + (0,15÷0,2) х С_тг , руб.

Капиталовложения в мероприятие:

 

К_тг = С_об + (0,05÷0,1) х С_смр+ (0,15÷0,3) х С_об + (0,03÷0,05) х С_об , руб.

 

5.4.        Определение простого срока окупаемости мероприятия:

 

Ср_ок = К_тг/(DВ^тг х С_топл), лет,

где К_тг – капиталовложения в мероприятие, руб.;

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

С_топл – 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/P_ном = n²/n_ном² ;

   

n =  Ö P/P_ном * n_ном² ;    об/мин.

 

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

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

n_ном – номинальные обороты электродвигателя, об/мин.

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

Q/Q_ном = n/n_ном ;

 

n = Q/Q_ном * n_ном ;

 где Q – фактическая производительность насоса, т/ч;

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

 

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

N/N_ном = n³/n_ном³;

 

N = N_ном * n³/n_ном³; кВт

где N_ном – номинальная мощность на валу насоса, кВт;

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

n_ном – номинальные обороты электродвигателя, об/мин.

 

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

W_н = N_ном* T * K_и, кВт ч;

где Т – количество часов работы, ч;

К_и – коэффициент использования.

 

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

W = N * T * K_и, кВт ч;

где Т – количество часов работы, ч;

К_и – коэффициент использования.

 

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

DW = W_н – W ; кВт ч

 

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

 

DВ = DW * b_э * (1+k_пот/100) * 10 ^–3, т у.т.;

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

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

 

6.1.7. Определение укрупненных капиталовложений в регулируемый электропривод:

Стоимость выбранного регулируемого электропривода С_рэпсогласно 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:

С_об. = С_рэп + (0,03÷0,05) х С_рэп, руб.

Капиталовложения в мероприятие:

К_рэп = С_об + (0,05÷0,1) х С_об+ (0,03÷0,05) х С_об, руб.

6.1.8. Определение срока окупаемости мероприятия:

Ср_ок = К_рэп/(DВ х С_топл), лет,

где К_рэп – капиталовложения в мероприятие, руб.;

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

С_топл – 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/Q_ном = n/n_ном ;

 

n = Q/Q_ном * n_ном ;

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

Q_ном – 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/N_ном = n³/n_ном³;

 

N = N_ном * n³/n_ном³; кВт

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

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

n_ном – номинальные обороты электродвигателя, об/мин.

 

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

W_н = N_ном* T * K_и, кВт ч;

 

где Т – количество часов работы, ч;

К_и – коэффициент использования.

 

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

W = N * T * K_и, кВт ч;

где Т – количество часов работы, ч;

К_и – коэффициент использования.

 

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

DW = W_н – W; кВт ч

 

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

DВ = DW * b_э * (1+k_пот/100) * 10 ^–3, т у.т.;

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

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

 

6.2.7. Определение укрупненных капиталовложений в регулируемый электропривод:

Стоимость выбранного регулируемого электропривода С_рэпсогласно 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:

С_об. = С_рэп + (0,03÷0,05) х С_рэп, руб.

 

Капиталовложения в мероприятие:

К_рэп = С_об + (0,05÷0,1) х С_об+ (0,03÷0,05) х С_об, руб.

 

6.2.8. Определение срока окупаемости мероприятия:

Ср_ок = К_рэп/(DВ х С_топл), лет,

где К_рэп – капиталовложения в мероприятие, руб.;

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

С_топл – 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%:

b_тэ^в = b_тэ^ф* h_нетто^ф/h_нетто^в, кг у.т./Гкал;

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

h_нетто^ф – КПД парового котла нетто фактический, %;

h_нетто^в – КПД  котла в водогрейном режиме, % :

 

h_нетто^в = h_нетто^ф * (1-a_сн/100)/(1-a_сн/100 - 0,015),

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

 

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

DBт = Q_ч * T_г * (b_тэ^ф – b_тэ^в)*10^-3, т у.т.

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

T_г – 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 э_сн^п = 30 – 45 кВт ч/Гкал, для котельной, работающей в водогрейном режиме -  э_сн^в = 20 – 25 кВт ч/Гкал.

 

DЭ =( э_сн^п – э_сн^в) * Q_ч* Т_г , кВт ч.

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

DВ_э = DЭ * b_э * (1+k_пот/100) *10^-3 , т у.т.;

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

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

 

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

DВ = DВ_т + DВ_э, т у.т.

7.6. Определение укрупненных капиталовложений:

Стоимость выбранного на основании тендера проекта перевода парового котла в водогрейный режим С_вк – 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:

К_вк = С_вк + С_об + (0,05÷0,1) х С_об + (0,03÷0,05) х С_об, руб.

7.7. Определение срока окупаемости мероприятия:

Ср_ок = К_вк/(DВ х С_топл), лет,

где К_вк – капиталовложения в мероприятие, руб.;

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

С_топл – 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:

b_тэ^н = (142,76/h_нетто^н ) *100, кг у.т./Гкал;

h_нетто^н – КПД  нового котла, %:

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

DBт = Q_ч * T_г * (b_тэ^ф– b_тэ^н )*10^-3, т у.т.

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

Q_ч – среднечасовая тепловая нагрузка котельной, Гкал/ч;

T_г – число часов работы котельной в году, ч.

 

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:

К_з = С_об + 0,1 х С_смр+(0,25÷0,3) х С_об + (0,03÷0,05) х С_об, руб.

8.4. Определение срока окупаемости мероприятия:

Ср_ок = К_з/(DВ х С_топл), лет,

где К_з – капиталовложения в мероприятие, руб.;

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

С_топл – 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:

b_тэ^п = (142,76/h_нетто^н ) *100, кг у.т./Гкал;

h_нетто^п – 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%:

b_тэ^пг = b_тэ^п* h_нетто^ф/h_нетто^п, кг у.т./Гкал;

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

h_нетто^ф – КПД котла нетто фактический, %;

h_нетто^п – КПД  котла нетто при сжигании природного газа, % :

h_нетто^п = h_нетто^ф * (1-a_сн/100)/(1-a_сн/100 - 0,015),

где a_сн – 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 = Q_ч * T_г * (b_тэ^ф – b_тэ^пг)*10^-3, т у.т.

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

Q_ч – среднечасовая тепловая нагрузка котельной, Гкал/ч;

T_г – число часов работы котельной в году, ч.

 

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:

К_пг = С_об + 0,1 х С_смр+(0,25÷0,3) х С_об + (0,03÷0,05) х С_об, руб.

9.4. Определение срока окупаемости мероприятия за счет экономии топлива:

Ср_ок = К_пг/(DВ х С_топл), лет,

где К_пг – капиталовложения в мероприятие, руб.;

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

С_топл – 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:

B_м = Q_ч х Т_г x b_тэ^ф/(K_м х 10³), т

где Q_ч – среднечасовая нагрузка котельной, Гкал/час;

Т_г – число часов работы в год, часов;

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

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

Определение количества сжигаемого природного газа:

B_г = Q_ч х Т_г x b_тэ^пг/(K_пг х 10³), т

где Q_ч – среднечасовая нагрузка котельной, Гкал/час;

Т_г – число часов работы в год, часов;

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

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

Определение разности в стоимости сжигаемого топлива:

DС_топл = В_м х С_м – В_пгх С_пг , тыс. руб.;

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

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

 

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

Ср_ок = К_пг/DС_топл, лет,

где К_пг – капиталовложения в мероприятие, руб.;

DС_топл. – 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:

К_мвт = С_об + 0,1 х С_смр+(0,25÷0,3) х С_об + (0,03÷0,05) х С_об, 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.):

B_м = Q_чх Т_г x b_тэ^ф /(K_м х 10³), т

где Q_ч – среднечасовая нагрузка котельной, Гкал/час;

Т_г – число часов работы в год, часов;

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

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

 

10.2.2. Определение количества сжигаемого местного топлива:

B_г = Q_ч х Т_г x b_тэ^мвт/(K_мвт х 10³), т

где Q_ч – среднечасовая нагрузка котельной, Гкал/час;

Т_г – число часов работы в год, часов;

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

b_тэ^мвт = 142,76/(h_мвт х 10^-2),

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

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

 

10.2.3. Определение разности в стоимости сжигаемого топлива:

DС_топл = В_м х С_м – В_мвтх С_мвт , руб.;

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

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

 

Определение срока окупаемости мероприятия за счет разности стоимости сжигаемого топлива:

Ср_ок = К_пг/DС_топл, лет,

где К_пг – капиталовложения в мероприятие, руб.;

DС_топл. – 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:

К_мвт = С_об + 0,1 х С_смр+(0,25÷0,3) х С_об + (0,03÷0,05) х С_об, 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:

B_э = Q_ч х Т_г x К_перх (1+k_пот/100) х К_топл^э, т у.т.

где Q_ч – среднечасовая нагрузка котельной, Гкал/час;

Т_г – число часов работы в год, часов;

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

k_пот – коэффициент, учитывающий потери в электрических сетях;

К_топл^э – коэффициент пересчета электроэнергии в условное топливо, кг у.т./кВт ч.

11.2.2. Определение количества сжигаемого местного топлива:

B_г = Q_ч х Т_г x b_тэ^мвт/(K_мвт х 10³), т

где Q_ч – среднечасовая нагрузка котельной, Гкал/час;

Т_г – число часов работы в год, часов;

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

b_тэ^мвт = 142,76/(h_мвт х 10^-2),

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

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

 

11.2.3. Определение разности в стоимости сжигаемого топлива:

DС_топл = В_э х С_э – В_мвтх С_мвт , руб.;

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

С_мвт – 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:

Ср_ок = К_з/DС_топл, лет,

где К_з – капиталовложения в мероприятие, руб.;

DС_топл. – 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:

b_тэ^б = 142,76/(h_к^б х 10^-2), кг у.т./Гкал;

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

 

В_бк = Q_фx b_тэ^б x 10^-3, т у.т.,

где Q_ф – 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:

b_тэ^м = 142,76/(h_к^м х 10^-2), кг у.т./Гкал;

где h_к^м  - коэффициент полезного действия котла малой мощности.

 

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

В_мк = Q_ф x b_тэ^мx 10^-3, т у.т.,

где Q_ф – фактический отпуск тепловой энергии.

Определяем экономию топлива от внедряемого мероприятия:

DВ = В_бк – В_мк , 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:

К_мк = С_об + 0,1 х С_смр+(0,25÷0,3) х С_об + (0,03÷0,05) х С_об, руб.

12.3. Определение срока окупаемости мероприятия за счет экономии топлива:

Ср_ок = К_мк/(DВ х С_топл), лет,

где К_мк – капиталовложения в мероприятие, руб.;

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

С_топл – 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 ΔQ_пот 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 В_тэ = (Q + ΔQ_пот) * b_тэ/1000 – Q* b_{тэ ли}/1000, т у.т.,

где Q – количество полученной тепловой энергии, Гкал;

ΔQ_пот  – потери по теплотрассе, Гкал;

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

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

 

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

Э_п= (Q + ΔQ_пот )* Э_{сн тэ ,} кВт ч;

где Q – количество полученной тепловой энергии, Гкал;

ΔQ_пот  – потери по теплотрассе, Гкал;

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

 

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

Э_ли = Q* Э_{сн ли}, кВт ч;

где Q – количество полученной тепловой энергии, Гкал

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

 

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 В_э = (Э_п –  Э_ли)* k_пот* b_э *10^-6, т у.т.

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

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

k_пот – коэффициент, учитывающий потери в электрических сетях;

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

 

13.1.6. Общая экономия топлива от ликвидации длинной теплотрассы составит

ΔВ = Δ В_тэ + Δ В_э, 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:

К_ли= С_об  + 0,1 * С_смр+ (0,25÷0,3) * С_об + (0,03÷0,05) * С_об, руб.

 

13.3. Определение срока окупаемости мероприятия:

Ср_ок = К_ли /(Δ В * С_топл ), лет,

где К_ли  – капиталовложения в мероприятие, руб.

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

С_топл – 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 ΔQ_пот  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 В_тэ = (Q + Δ Q_пот) * b_тэ/1000 – (Q + Q_пот^ПИ) * b_тэ/1000, т у.т.,

где Q – количество полученной тепловой энергии, Гкал;

Δ Q_пот – потери по существующей теплотрассе, Гкал;

Q_пот^ПИ – потери по теплотрассе из предизолированных труб;

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

 

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

Э_п = (Q + Δ Q_пот)*Э_{сн тэ}, кВт ч;

где Q – количество полученной тепловой энергии, Гкал;

Δ Q_пот – потери по теплотрассе, Гкал;

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

 

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

Э_пи = (Q + Q_пот^ПИ)* Э_{сн тэ},  кВт ч,

где Q – количество полученной тепловой энергии, Гкал;

Q_пот^ПИ – потери по теплотрассе из предизолированных труб, Гкал,

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

 

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

Δ В_э = (Э_п– Э_пи)* k_пот/100 * b_тэ *10^-6 , т у.т.,

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

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

k_пот – коэффициент, учитывающий потери в электрических сетях;

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

 

14.1.6. Общая экономия топлива от применения предизолированных труб:

Δ В = Δ В_тэ+ Δ В_э, 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:

К_пи = С_об + 0,1* С_смр + (0,25÷0,3)*С_об+ (0,03÷0,05)*С_об, руб.

 

14.3. Определение срока окупаемости мероприятия

Ср_ок = К_пи/(Δ В*С_топл),  лет

где К_пи - капиталовложения в мероприятие, руб.;

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

С_топл – 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:

Q_от = A x V_зд x q_о x (t_вн – t_н ) х Т_от  х 24, Гкал,

15.1.2. Количество теплоты для вентиляции:

Q_в = A x V_зд x q_в x (t_вн – t_н ) х Т_от х 8, Гкал,

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

V_зд – строительный объем здания, м³;

q_о, q_в – удельные расходы тепловой энергии на отопление и вентиляцию (по справочнику), ккал/м^{3 0}С ч;

t_вн , t_н – температура воздуха внутри помещения и наружного воздуха, ⁰С;

Т_от  – длительность отопительного периода, суток;

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

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

Количество тепла за отопительный период:

Q_г = Q_от + Q_в, 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 = (R_{т норм} –R_{т факт} )/R_{т факт} ,

где R_{т факт} – фактическое термосопротивление ограждающих конструкций здания до выполнения мероприятия.

R_{т норм} = 2,0 м^{2 0}С/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 = F_зд. * (t_вн – t_н) * (1/R_{т факт} – 1/R_{т дост} ) * T_от * 24 * n * 1,16 * 10^-6, Гкал;

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

t_вн, t_н – температура воздуха внутри помещения и снаружи соответственно, ⁰С;

R_{т факт}, R_{т достиг} – фактическое и достигнутое термосопротивление ограждающих конструкций здания до выполнения и после выполнения мероприятия, м^{2  0}С/Вт;

T_от – продолжительность отопительного периода, суток;

24 – число часов в сутках, ч;

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

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

 

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

ΔЭ = э_сн * DQ, кВт ч;

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

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

 

15.2.4. Определение экономии топлива на источнике электроснабжения:

ΔВ_э = ΔЭ * (1+ k_пот^э/100) * b_ээ * 10^-6, т у.т.,

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

k_пот^э – коэффициент потерь электроэнергии в электросетях;

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

 

15.2.5. Определение экономии топлива от снижения потребления тепловой энергии:

ΔВ_тэ = DQ * (1+k_пот/100) * b_тэ * 10^-3 , т у.т.

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

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

k_пот – коэффициент потерь в существующих тепловых сетях.

 

15.2.6. Определение суммарной экономии топлива

ΔВ = ΔВ_э + ΔВ_тэ, 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:

К_ток = С_м + 0,1 * С_смр+(0,45÷0,5) * С_м, руб.

15.4. Определение срока окупаемости мероприятия за счет экономии топлива:

Ср_ок = К_ток/(DВ * С_топл), лет,

где К_ток – капиталовложения в мероприятие, руб.;

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

С_топл – 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:

Q_о = А * V * q_о * (t_вн  - t_н) * 10^-6, Гкал/ч;

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

V – объем помещений, м³;

q_о – удельный расход теплоты на отопление, ккал/ч м^{3 0}С;

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

Q_в = А *V * q_в * (t_вн  - t_н) * 10^-6 , Гкал/ч;

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

V – объем помещений, м³;

q_в – удельный расход теплоты на вентиляцию, ккал/ч м^{3 0}С;

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

Q = Q_о + Q_в, Гкал/ч.

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

Q_г = (Q_о * T_о + Q_в * T_в) * n, Гкал

где T_о – время работы отопления в сутки, часов;

T_в – время работы системы вентиляции в сутки, часов;

n – продолжительность отопительного периода в году, суток.

 

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

ΔВ_тэ =(Q + Δ Q_пот) * b_тэ/1000 – Q *  b_{тэ ли}/1000, т у.т.,

гдеQ – количество полученной тепловой энергии, Гкал;

Δ Q_пот – потери по теплотрассе, Гкал;

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

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

 

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

Э_п = (Q + Δ Q_пот) * Э_{сн тэ}, кВт ч;

гдеQ – количество полученной тепловой энергии, Гкал;

Δ Q_пот – потери по теплотрассе, Гкал;

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

 

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

Э_ли = Q * Э_{сн ли}, кВт ч;

гдеQ – количество полученной тепловой энергии, Гкал;

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

 

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

ΔВ_э = (Э_п – Э_ли) *  k_пот * b_э * 10^-6, т у.т.

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

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

k_пот – коэффициент, учитывающий потери в электрических сетях;

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

 

16.1.7. Общая экономия топлива от ликвидации длинной теплотрассы составит

ΔВ = ΔВ _тэ + ΔВ_э, 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:

К_ли = С_об + 0,1 х С_смр+(0,25÷0,3) х С_об + (0,03÷0,05) х С_об, руб.

16.3. Определение сроков окупаемости мероприятия за счет экономии топлива:

Ср_ок = К_ли/(DВ х С_топл), лет,

где К_ли – капиталовложения в мероприятие, руб.;

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

С_топл – 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 (n_i*N_лi*Т_рi), кВт ч,

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

N_лi – мощность применяемых одинаковых ламп, кВт;

Т_рi – число часов работы в году, часов.

Определение расхода топлива на отпуск электроэнергии, используемой на освещение:

В₁ = Э₁ * (1+k_пот/100) * b_ээ*10^-6, т у.т.,

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

k_пот – 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 (k_i*N_элi*Т_рi), кВт ч,

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

N_элi – мощность применяемых одинаковых осветительных приборов, кВт;

Т_рi – число часов работы в году, часов.

Определение расхода топлива на отпуск электроэнергии, используемой на освещение:

В₂ = Э₂ * (1+k_пот/100) * b_ээ* 10^-6, т у.т.,

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

k_пот – 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:

К_оп= С_об + 0,1* С_смр + (0,25÷0,3) * С_об + (0,03÷0,05) * С_об, руб.

 

17.3. Определение сроков окупаемости мероприятия за счет экономии топлива:

Ср_ок = К_оп/(Δ В*С_топл), лет,

где К_оп - капиталовложения в мероприятие, руб.;

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

С_топл – 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):

В_р = (Q_кэ^ВЭР* b_кот +Δb_тну^р  * Q_тну^ВЭР)* 10^-3, т у.т.

где Q_кэ^ВЭР, Q_тну^ВЭР– годовой отпуск теплоты в систему теплоснабжения, утилизируемой соответственно в контактном экономайзере и теплонасосной установкой (ТНУ), Гкал;

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

Δb_тну^р – удельная экономия топлива в энергосистеме при вытеснении ТНУ тепловой нагрузки котельной, кг у.т./Гкал.

 

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

B_к = (Q_кэ^ВЭР* b_кот +Δb_тну* Q_тну^ВЭР – Q_кэ^ВЭР* (b_кэс^ээ – b_т^ээ)* W) * 10^-3, т у.т.,

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

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

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

W – удельная   выработка  электроэнергии   по   теплофикационному   циклу, 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:

З_пр = К_д^ВЭР + И^ВЭР,

где К_д^ВЭР – дополнительные капиталовложения, связанные с использованием тепловых ВЭР;

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

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

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

И^ВЭР = f_ар* К_д^ВЭР+И_п+И_тп-Э_т

Годовые издержки на перекачку воды в транзитной тепловой сети:

И_п=N_сн* n * С_ээ

Годовые издержки на теплопотери в транзитной тепловой сети:

И_тп =q_н* Q_год* 10^-2* С_тэ

где N_сн – установленная мощность сетевого насоса, кВт;

n – годовое число часов работы сетевого насоса, ч;

q_н – нормативные годовые теплопотери в сети, %;

Q_год^ВЭР – годовой отпуск теплоты за счет использования ВЭР, Гкал;

С_ээ – тариф на электроэнергию руб./кВт ч;

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

 

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

Э_т = В_эк * С_т,  руб.

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

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

 

Срок окупаемости дополнительных капиталовложений:

Т = К_д^ВЭР/(Э_т  - f_ар *  К_д^ВЭР – И_п – И_тп), лет

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

И_п, И_тп – годовые издержки на перекачку сетевой воды и теплопотери в транзитной тепловой сети;

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

 

 

 

 

 

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:

Q_o^год = 24 *Q_{o. ср.} * n_o;  ккал;

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

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

24 – количество часов в сутках.

                                                        Q_{o. ср} = Q_o. *   t_вн  - t_{ср. о.};

                                                                             t_вн  - t_{р. о.}  

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

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

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

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

 

          б) на вентиляцию общественных зданий:

 

Q_в^год = z * Q_в.ср. * n_o; ккал

 

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

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

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

 

                                                Q_{в. ср} = Q_в.*  t_вн  - t_{ср. о.};  ккал/ч

                                                                   t_вн  - t_{р. в.}  

 

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

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

t_{ср. о.} -  средняя температура наружного воздуха за отопительный период, °С ;

t_{р. в.} -  расчетная  температура наружного воздуха для проектирования вентиляции, принята  как средняя температура воздуха наиболее холодного периода, °С 

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

         

с) на горячее водоснабжение жилых и общественных зданий:

Q_г.в.^год = 24 * Q_г.в.ср. * n_o + 24 * Q^л_{г.в ср.} * (350 – n_o)_; ккал

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

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

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

350 – число суток в году работы системы горячего водоснабжения;

24 – количество часов в сутках.

Q_{г.в ср.}=  Q_{г.в .} * k; ккал/ч

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

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

                                                              Q^л_{г.в ср.} = Q_{г.в ср} *_. 55 – t_х.л.  * b   ; ккал/ч

                                                                      55  - t_х.з. 

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

t_х.з. – температура холодной (водопроводной) воды в отопительный период, °С (допускается принимать t_х.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:

D1Q_o^год = 0,02 * Q_o^год , 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:

 

D2Q_o^год = 0,12 * Q_o^год , 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:

 

D3Q_o^год = 0,23 * Q_o^год , 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:

D1Q_г.в.^год = 0,02 * Q_г.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:

D2Q_г.в.^год = (0,13 или 0,21) * Q_г.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:

 

D1Q_в.^год = 0,09 * Q_в.^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:

D2Q_в.^год = 0,02 * Q_в.^год , ккал.

 

Годовая экономия тепловой энергии DQ^годсоставит:

 

DQ^год = D1Q_o^год  +D2Q_o^год  +  D3Q_o^год + D1Q_г.в.^год  + D2Q_г.в.^год  +  D1Q_в.^год + D2Q_в.^год , ккал.

 

Годовая экономия условного топлива  DВ^год составит:

 

DВ^год =  DQ^год  * b_тэ * 10 ^–3, т у.т.;

                                                                           

где b_тэ  - 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 С_п.р. определяется  по  СНБ 1.02.06-98 «Порядок определения стоимости проектной документации в строительстве».

Стоимость регуляторов расхода С_рег.  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:

С_рег. =  С_{рег о.} + С_{рег в.} + С_{рег  г.в.} , руб.,

где С_{рег о} – стоимость регулятора для системы отопления, руб.;

         С_{рег в} – стоимость регулятора для системы вентиляции, руб.;

         С_{рег г.в.} – стоимость регулятора для системы горячего водоснабжения, руб.

Стоимость оборудования и материалов С_об.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:

 

С_{об. рег.} =  С_{об. рег о.} + С_{об. рег в.} + С_{об. рег.г.в.}, руб.,

 

где С_{об.рег о} – стоимость  оборудования и  материалов для монтажа регулятора системы отопления, руб.;

С_{об.рег в} – стоимость оборудования и материалов для монтажа регулятора системы вентиляции, руб.;

С_{об.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 С_м.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:

 

С_м.р. = С_{м.р. о.} + С_{м.р. в.} + С_{м.р. г.в.}, руб.,

где С_{м.р. о} – стоимость монтажных работ по установке регулятора для системы отопления, руб.;

С_{м.р. в} – стоимость монтажных работ по установке регулятора для системы вентиляции, руб.;

С_{м.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:

 

С_н.р.. = С_{н.р. о.} + С_{н.р. в.} + С_{н.р. г.в.}, руб.,

 

где С_{н.р. о} – стоимость  работ по  наладке  регулятора  для системы  отопления,  руб.;

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

С_{н.р. г.в.} – стоимость работ по наладке регулятора для системы горячего водоснабжения, руб.

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

 

К_рег.  = С_рег. + С_{об. рег.} + С_м.р.+ С_н.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:  С_{рег.о. + г.в.} =  С_{рег о.} + С_{рег г.в.}) 

 

19.3. Определение срока окупаемости мероприятия за счет экономии топлива:

Ср_ок.=         К_рег       , лет,

                                                       DВ^год * С_топл.  

где С_топл. – 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:

 

Q_час = Q_год/T_год, Гкал/ч, либо

Э_час = Э_год/Т_год, кВт ч

 

где Q_час - среднечасовая тепловая нагрузка, Гкал/ч

Q_год - годовое потребление тепловой энергии, Гкал

Э_час  - средняя электрическая нагрузка, кВт ч

Э_год - потребление электроэнергии в год, кВт ч

T_год - 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:

 

Т_уст. = Q_год х 0,95/ Q_уст., часов,

 

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

Q_уст. – 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:

 

b_э = 123/h_э х 100, г у.т./кВт ч

 

где h_э – 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:

B_э = b_э х N_уст./1000, кг у.т./час

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

N_уст – 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:

B_тэ =  b_тэ х Q_уст, кг у.т./час

где Q_уст – 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:

B_ээ = B_э   - B_тэ, кг у.т.,

 

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

 

b_ээ = B_ээ/N_уст. х 1000, г у.т./кВт ч

 

20.13. Определение выработанной электроэнергии когенерационной установкой за год:

Э_выр. = N_уст. x T_уст., кВт ч,

 

где N_уст. – установленная мощность когенерационной установки, кВт;

T_уст. – число часов использования установленной мощности, час.

20.14. Определение количества электроэнергии, отпущенной когенерационной установкой:

 

Э_отп.^кгу = Э_выр. х (1-a_сн^ээ), кВт ч,

 

где a_сн^ээ - 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:

Э_отп ^эс= Э_отп.^кгух (1+ DЭ_пот /100) , кВт ч

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

DЭ_пот – коэффициент учитывающий потери в электрических сетях, %.

 

20.16. Определение экономии топлива при применении  выбранной когенерационной установки:

DВ^кгу = Э_отп ^эс х b_ээ^ср- B_ээ , кг у.т.

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

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

B_ээ – 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:

 

С_об. = С_тг + (0,1÷0,15) х С_тг + (0,15÷0,2) х С_тг , руб.

 

20.17.7. Капиталовложения в мероприятие:

 

К_тг = С_об + (0,05÷0,1) х С_смр+ (0,15÷0,3) х С_об + (0,03÷0,05) х С_об , руб.

 

20.18. Определение простого срока окупаемости мероприятия:

 

Ср_ок = К_тг /(DВ^тг х С_топл), лет,

 

где К_тг – капиталовложения в мероприятие, руб.;

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

С_топл – 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 * (t_н - t_в), ккал/ч

где  k₀ – коэффициент теплопроводности ограждения, ккал/(м^{2 0}С) ч

F– площадь поверхности ограждения, м²

t_н – температура снаружи ограждения, ⁰С

t_в– 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

Q₁^г = Q₁ * Т * Δt /Δt_max *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),

Δt_max – 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,

 

 

21.1.2. Годовой расход холода для компенсации притоков тепла от продуктов при их термической обработке Q₂^г 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

Q₃^г = 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 Q₃ определяется по формуле

Q₃  = 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 = N_y * K_и * Т_с, кВт ч/год

 

где N_y – суммарная установленная мощность группы электропотребляющего оборудования,

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

Т_с – 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

 

ΔЭ_потр= Э_ам – Э_фр , 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

Q_тр = k_из * π * Δt * l, ккал/ч

 

где  k_из – 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 k_из увеличивается, что приводит к росту потерь холода (Е.С.Курылев, Н.А.Герасимов «Холодильные установки»). 

Годовые потери холода составляют

Q_тр^г  =  Q_тр * 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

Q_ам^г =  Q₁^г + Q₂^г+ Q₃^г  + Q_тр^г  , ккал/год

 

Для фреоновой установки по формуле

 

Q_фр^г =  Q₁^г + Q₂^г+ Q₃^г , ккал/год

 

21.3.4. Определяем годовую экономию электроэнергии, затрачиваемой на выработку холода

ΔЭ_х= (Q_ам^г- Q_фр^г)* 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, ΔЭ_н принимается равной потребляемой мощности насоса.

21.3.6. Определяем экономию электроэнергии от внедрения мероприятия

ΔЭ =  ΔЭ_потр + ΔЭ_х + ΔЭ_н , кВт ч/год

21.3.7. Определение экономии топлива от применения  выбранной холодильной установки:

DВ = DЭ * (1+ DЭ_пот /100) * b_ээ^ср * 10^-6, т у.т.

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

DЭ_пот – 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 = С_об + (0,05÷0,1) С_об  + С_дем  + С_из, руб.

21.5. Определение срока окупаемости мероприятия:

Ср_ок = К/(DВ х С_топл), лет,

где К – капиталовложения в мероприятие, руб.;

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

С_топл – 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 (Э_пн) и механической (Э_мех) систем транспортировки отдельно по группам оборудования по формуле

 

Э = N_y * K_и * Т_с, кВт ч/год

 

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

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

Т_с – 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 (э_пн) и механической (э_мех) 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 = (э_пн - э_мех) * 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+ DЭ_пот./100) * b_ээ^ср * 10^-6, т у.т.

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

DЭ_пот – 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 = С_об + (0,05÷0,1) С_об  + С_дем  + С_смр, руб.

22.6. Определение срока окупаемости мероприятия:

Ср_ок = К/(DВ х С_топл), лет,

где К – капиталовложения в мероприятие, руб.;

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

С_топл – 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 = Q_от  + Q_и ,  Гкал;

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

 

Q_от = F_о / R_т  * (t_вн – t_н ) * n * Т_от* 24 * 10^-6, Гкал;

 

где  F_о – площадь ограждающих конструкций оконных проемов, м²;

R_т – сопротивление теплопередаче ограждающих конструкций оконных проемов, м^{2 0}С ч/ккал;

t_вн , t_н  – расчетные температуры воздуха внутри помещения и наружного воздуха, 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»;

Т_от  – 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:

Q_и = 0,24 * G_и * с * (t_вн– t_н ) *A * Т_от * 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;

t_вн , t_н  – расчетные температуры воздуха внутри помещения и наружного воздуха, ⁰С;

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

Т_от  – длительность отопительного периода, суток;

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

G_и = 0,216 * F_o * ΔР^0,67 / R_в,  кг/ ч;

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

F_о  – 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 * (р_н- р_в) + 0,5 * ρ_н * V² * (с_еп- с_ер) * k_h, 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;

р_н и р_в – 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 +t_н) или ρ = р_н / 9,8;

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

k_h – 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 = Q_сущ – Q_зам, Гкал;

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

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

 

23.1.4. Определение экономии топлива от снижения потребления тепловой энергии:

ΔВ_тэ = DQ * (1+k_пот/100) * b_тэ * 10^-3 , т у.т.

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

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

k_пот^тэ – 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 = С_м + 0,1 * С_смр + (0,45÷0,5) * С_м, руб.

23.3. Определение срока окупаемости мероприятия за счет экономии топлива:

Ср_ок = К / (DВ * С_топл), лет,

где  К – капиталовложения в мероприятие, руб.;

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

С_топл – 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

Э_ц= N_y * K_и * Т_с, кВт ч/год

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

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

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

 

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

Э_л= Э₁ + Э₂ + …. + Э_п , кВт ч/год,

где Э_{1, …} Э_п   – годовой расход электроэнергии каждым локальным компрессором, который определяется по формуле:

Э = N_y * K_и * Т_с , кВт ч/год

где N_y  – установленная мощность компрессора, кВт;

K_и– коэффициент использования электрической мощности;

Т_с – годовое число часов использования средней нагрузки.

 

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 %

Э_тр= 0,12 * Э_ц , кВт ч/год

24.4. Определяем экономию электроэнергии от внедрения мероприятия:

ΔЭ = Э_ц + Э_тр  - Э_л, 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+ k_пот^ээ_.) * b_ээ^ср * 10^-6, т у.т.,

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

k_пот^ээ – 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 = С_об + (0,05÷0,1) С_об  + С_дем  + С_смр, руб.

24.7. Определение срока окупаемости мероприятия:

Ср_ок = К / (DВ х С_топл), лет,

где  К – капиталовложения в мероприятие, руб.;

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

С_топл – 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 (n_i *N_лi * Т_рi), кВт ч,

 

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

N_лi – мощность применяемых одинаковых ламп, кВт;

Т_рi – число часов работы в году, часов.

 

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

В₁= Э₁ * (1+ k_пот^ээ /100) * b_ээ* 10^-6, т у.т.,

 

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

   k_пот^ээ – коэффициент, учитывающий потери в электрических сетях.

 

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 (k_i  * (1 – 0,3) * N_элi * Т_рi), кВт ч,

 

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

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

Т_рi – число часов работы в году, часов.

 

Снижение потребления электроэнергии осветительными приборами за счет автоматизации достигает 30%, из которых 10% – за счет поддержания освещенности на уровне 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+ k_пот^ээ /100) * b_ээ* 10^-6, т у.т.,

 

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

 k_пот^ээ – коэффициент, учитывающий потери в электрических сетях, %.

 

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

 

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:

 

К_оп = С_об + 0,1* С_смр+ (0,25÷0,3) * С_об + (0,03÷0,05) * С_об, руб.

 

25.5. Определение сроков окупаемости мероприятия за счет экономии топлива:

Ср_ок = К_оп / (Δ В*С_топл), лет,

 

где  К_оп–  капиталовложения в мероприятие, руб.;

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

       С_топл – 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:

 

ΔQ_пот = Q_кож  – Q_пласт ,  Гкал;

 

где Q_кож - потери тепловой энергии кожухотрубным теплообменником, Гкал;

Q_пласт - потери тепловой энергии пластинчатым теплообменником, Гкал;

Определяем площади наружных поверхностей теплообмена кожухотрубного (S_кож )  теплообменника

 

S_кож = (π * 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 (S_пласт ) теплообменника

S_пласт = s_пласт * n, м²

 

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

       n – количество пластин.

 

26.1.1. Определяем годовые потери тепловой энергии каждым теплообменником (Q_кож  и Q_пласт) 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:

 

ΔQ_т = Q_потр * (k_пласт- k_кож),  Гкал,

             k_кож

 

где  Q_потр – годовая потребность в тепловой энергии;

k_пласт , k_кож – коэффициенты теплопередачи.

 

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

 

26.1.3. Определение годовой экономии тепловой энергии:

 

ΔQ = ΔQ_пот + ΔQ_т, Гкал,

 

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

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

26.1.4. Определение экономии топлива от снижения потребления тепловой энергии:

ΔВ_тэ = DQ * (1+ k_пот^тэ /100) * b_тэ * 10^-3 , т у.т.

где DQ – годовая экономия тепловой энергии, Гкал;

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

  k_пот^тэ – 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 = С_обор + 0,1 * С_смр + (0,45÷0,5) * С_обор, руб.

 

26.3. Определение срока окупаемости мероприятия за счет экономии топлива:

Ср_ок = К / (DВ_тэ * С_топл), лет,

 

где К – капиталовложения в мероприятие, руб.;

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

С_топл – 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

 

В_ээ = Э х (1+ k_пот^ээ /100) х b_ээ х 10^-6, т у.т.,

 

где Э – потребность в электроэнергии, кВт ч;

      k_пот^ээ – коэффициент потерь электроэнергии в электросетях;

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

 

на выработку тепловой энергии

 

В_тэ= Q х (1 + k_пот^тэ /100) х b_тэ х 10^-3 , т у.т.,

 

где Q – потребность в тепловой энергии, Гкал;

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

k_пот^тэ – коэффициент потерь тепловых сетях, %.

 

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

 

В₁ = В_ээ + В_тэ, т у.т.

 

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

 

В₂= B_ээ^тэц + B_тэ^тэц , т

 

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

 

B_тэ^тэц = (Q_ч * Т * b_тэ^мвт/(K_мвт )) * 10³, т,

 

где  Q_ч– среднечасовая нагрузка котельной, Гкал/час;

Т – число часов работы в год, часов;

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

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

 

b_тэ^мвт = 142,76/(h_мвт * 10^-2),

 

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

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

 

B_ээ^тэц = (Э * Q_ч * Т *b_ээ^мвт ) /(K_мвт ) * 10^-3, т,

 

где b_ээ^мвт – 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:

 

DС_топл = 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 = С_об + (0,05÷0,1) С_смр  + (0,25÷0,3) х С_об + (0,03÷0,05) х С_об, руб.

 

27.6. Определение срока окупаемости мероприятия:

 

Ср_ок = К / DС_топл, лет,

 

где К – капиталовложения в мероприятие, руб.;

DС_топл – 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):

В_р = (b_кот  * Q_тну^ВЭР)* 10^-3, т у.т.,

 

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

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

 

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

 

B_к = ( b_кот * Q_тну^ВЭР – Q_тну^ВЭР * (b_кэс^ээ – b_т^ээ)* W) * 10^-3, т у.т.,

 

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

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

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

 

Определение экономической эффективности использования тепловых ВЭР с установкой ТНУ.

 

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

З_пр = К_д^ВЭР+ И^ВЭР,

 

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

 

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:

 

К_д^ВЭР= С_об + 0,1* С_смр + (0,25 ÷ 0,3) * С_об + (0,03 ÷ 0,05) * С_об, руб.,

 

где  И^ВЭР– ежегодные издержки, связанные с использованием тепловых ВЭР и установкой ТНУ.

 

В данном случае (при утилизации тепловых ВЭР охлаждающей и оборотной воды в парокомпрессионных ТНУ) дополнительные капиталовложения, связанные с комплексным использованием тепловых ВЭР – капиталовложения в ТНУ, в промежуточные теплообменники, в транзитную тепловую сеть, сетевую насосную установку и др.

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:

 

И^ВЭР = f_ар* К_д^ВЭР+И_п+И_тп

 

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

     И_п, И_тп – годовые издержки на перекачку сетевой воды и теплопотери в транзитной тепловой сети.

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

И_п= N_сн* n * С_ээ

 

28.3.2.2. Годовые издержки на теплопотери в транзитной тепловой сети:

И_тп = q_н* Q_тну^ВЭР* С_тэ

 

где  N_сн– установленная мощность сетевого насоса, кВт;

n – годовое число часов работы сетевого насоса, ч;

q_н – нормативные годовые теплопотери в сети, %;

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

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

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

 

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

Э_т = В_р(B_к )* С_т,  руб.,

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

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

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

28.5. Срок окупаемости дополнительных капиталовложений:

 

Т = К_д^ВЭР/(Э_т  - f_ар *  К_д^ВЭР – И_п – И_тп), 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 N_ГЭС гидроэлектростанции. Значение N_ГЭСопределяется по формуле:

N_ГЭС = 9,81 * Q * H * K_Г,

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;

K_Г– коэффициент  полезного  действия гидроэнергетического оборyдования.

При расчетах необходимо  учитывать работает ли ГЭС в каскаде ГЭС. При работе вне каскада среднемесячные значения отметок нижнего бьефа зависят  от 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:

N_уст = N_гар + N_сез + N_рез,

где N_гар , N_сез и N_рез, – соответственно, гарантированная, сезонная и резервная мощности.

Гарантированная – это мощность, с которой ГЭС участвует в покрытии графика нагрузки энергосистемы. При малом удельном весе ГЭС в энергосистеме, обеспеченность мощности можно принять в пределах 74-85%.

Сезонная – это мощность, позволяющая увеличить выработку электроэнергии малой ГЭС и тем самым сэкономить топливо в периоды, когда ресурс водотока превосходит гарантированную мощность.

Резервная – мощность, которая может быть расположена на малой ГЭС и значение которой устанавливается, исходя из потребности в резерве энергосистемы в целом.

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:

N_гар + N_сез = N_{вод(10-15)%}

Что касается  резервной  мощности, то при значительной сезонной мощности (свыше 10% от гарантированной мощности), специально резервная мощность может не проектироваться и установленная мощность в таком случае определяется по последней формуле.

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

 

Э^ГЭС=N^ГЭС * Dt,

 

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

Dt – интервал времени, в течение которого ГЭС работает с мощностью N^ГЭС, 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 Н_р– расчетный напор ГЭС, (м), значение которого рекомендуется принимать равным средневзвешенному напору (Н_{ср. взв}).

 

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

 

Q_сбр= Q – Q ^ГЭС ,

 

29.7. Средневзвешенный напор ГЭС (Н_{ср. взв}), (м), необходимый для установления расчетного напора (Н_р) 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:

Т_уст. = Э^ГЭС / N_уст., часов.

 

Расчет  экономии топлива при строительстве малой ГЭС

 

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

 

29.9. Определение экономии топлива от строительства  малой ГЭС:

29.9.1. Определение количества электроэнергии, отпущенной малой ГЭС:

Э_отп.^ГЭС = Э^ГЭС * (1-a_сн^ээ/100), кВт ч,

 

где a_сн^ээ – 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:

Э_отп ^эс = Э_отп.^ГЭС* (1+ DЭ_пот./100) , кВт ч,

 

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

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

Экономия топлива от строительства  малой ГЭС:

 

DВ^ГЭС = Э_отп ^эс * b_ээ^ср  * 10^-6, т у.т.,

 

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

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

 

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 К_ГЭС.

29.10.1. Определение срока окупаемости строительства малой ГЭС:

 

Ср_ок = К_ГЭС / (DВ^ГЭС х С_топл), лет,

 

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

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

 С_топл– 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:

Q_ку  = P_ср х k _квар,

   

где P_ср – среднегодовая активная мощность, кВт;

k _квар – коэффициент, получаемый из таблицы в соответствии со значениями коэффициентов мощности соs φ₁  и соs φ_2,квар/кВт (Приложение 6).

30.2. Годовая экономия электроэнергии при установке компенсирующих устройств:

DЭ = Q_к.у х К_э х t  кВт ч,

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

К_э  – 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 * b_э * (1+k_пот/100) * 10 ^–3, т у.т.;

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

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

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, С_об, 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), С_смр, 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 = С_об + (0,05÷0,1) С_смр  + (0,25÷0,3) х С_об + (0,03÷0,05) х С_об.

          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:

 

Ср_ок = ΔК /(DВ х С_топл), лет,

 

где ΔК – капиталовложения в мероприятие, руб.;

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

С_топл – 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 ε_tot – тепловая эффективность теплоутилизатора по полной теплоте;

t_i,l – температура удаляемого воздуха, °С;

 t_i,ext – температура наружного воздуха, °С;

с – теплоёмкость воздуха, кДж/(м³°С);

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

        

31.1.2. Тепловая эффективность теплоутилизатора равна:

где ε_t – тепловая эффективность теплоутилизатора по явной теплоте;

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

         В предварительных расчётах величину Δε_d  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 L_i,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 L_i – расход приточного воздуха, м³/ч;

L_i,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 ε_tot – тепловая эффективность теплоутилизатора по полной теплоте;

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

 t_ср.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);

L_ср.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;

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

η_в.у. – КПД вентиляционной установки с приводом.

 

31.1.7. Экономия топлива в результате внедрения энергосберегающего мероприятия составит:

, т у.т.

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

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

k_пот^ээ – 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, С_об, 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), С_смр, 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 = С_об + (0,05÷0,1) С_смр  + (0,25÷0,3) х С_об + (0,03÷0,05) х С_об

          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:

 

Ср_ок = ΔК /(DВ х С_топл), лет,

 

где ΔК – капиталовложения в мероприятие, руб.;

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

С_топл – 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 = Q_o^год +  Q_в^год + Q_г.в.^год, ккал;

32.1.1. на отопление жилых и общественных зданий:

Q_o^год = 24 * Q_{o. ср.} * n_o;  ккал;

гдеQ_{o. ср.} – среднечасовой расход тепла за отопительный период, ккал/ч;

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

24 – количество часов в сутках.

 

Среднечасовой расход тепла за отопительный период определяется по формуле

                                                       Q_{o. ср} = Q_o. *   t_вн  - t_{ср. о.};

                                                                             t_вн  - t_{р. о.}  

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

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

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

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

32.1.2.  на вентиляцию общественных зданий:

Q_в^год = z * Q_в.ср. * n_o; ккал

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

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

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

 

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

Q_{в. ср} = Q_в.*  t_вн  - t_{ср. о.};  ккал/ч

                                                          t_вн  - t_{р. в.}  

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

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

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

t_р.в. – расчетная  температура наружного воздуха для проектирования вентиляции, принята  как средняя температура воздуха наиболее холодного периода,  °С   (-21°С –  Брестская обл., -25°С – Витебская обл., -24°С – Гомельская обл., -22°С – Гродненская обл., -24°С – Минская обл., -25°С – Могилевская обл.);  

32.1.3. на горячее водоснабжение жилых и общественных зданий:

Q_г.в.^год = 24 *Q_г.в.ср. * n_o + 24 * Q^л_{г.в ср.} * (350 – n_o)_; ккал

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

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

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

350 – число суток в году работы системы горячего водоснабжения;

24 – количество часов в сутках.

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

Q_{г.в ср.} =  Q_{г.в .} * k; ккал/ч

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

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

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

                                                               Q^л_{г.в ср.} = Q_{г.в ср} *_. 55 – t_х.л.  * b   ; ккал/ч

                                                                     55 – t_х.з. 

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

t_х.з. – температура холодной (водопроводной) воды в отопительный период, °С (допускается принимать t_х.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.

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

b_ээ^ТЭЦ– 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:

 

К_пи= С_об + 0,1* С_смр + (0,25÷0,3)*С_об + (0,03÷0,05)*С_об, руб.

 

32.5. Определение срока окупаемости мероприятия

Ср_ок = К_пи/(В*С_топл),  лет

где К_пи – капиталовложения в мероприятие, руб.;

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

С_топл – 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