2.1. Технико-экономическое обоснование внедрения регулируемого электропривода насоса

2.1.1. Расчет экономии топлива от внедрения регулируемого электропривода насоса

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

P/P_ном= n²/n_ном²;

n = 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.

2.1.1.2. 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.

2.1.1.3. 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.

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

W = N * T * K_и, кВт ч;

где Т – количество часов работы, ч;

К_и– коэффициент использования.

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

W = W_н– W ; кВт ч

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

В = W * 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”.

2.1.2. РАСЧЕТ СРОКОВ ОКУПАЕМОСТИ ВНЕДРЕНИЯ РЕГУЛИРУЕМОГО ЭЛЕКТРОПРИВОДА

2.1.2.1. Определение укрупненных капиталовложений в регулируемый электропривод:

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

2.1.2.1.2. Стоимость электротехнических устройств и КИП составляет ориентировочно

3-5 % от стоимости РЭП.

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

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

2.1.2.1.5. Стоимость оборудования:

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

2.1.2.1.6. Капиталовложения в мероприятие:

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

2.1.2.2. Определение срока окупаемости мероприятия:

Ср_ок= К_рэп/(В х С_топл), лет,

где К_рэп– капиталовложения в мероприятие, тыс. руб.;

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

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

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

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

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

Q/Q_ном= n/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.

2.2.1.2. 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.

2.2.1.3. 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.

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

W = N * T * K_и, кВт ч;

где Т – количество часов работы, ч;

К_и– коэффициент использования.

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

W = W_н– W; кВт ч

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

В = W * 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”.

2.2.2. РАСЧЕТ СРОКА ОКУПАЕМОСТИ ВНЕДРЕНИЯ РЕГУЛИРУЕМОГО ЭЛЕКТРОПРИВОДА

2.2.2.1. Определение укрупненных капиталовложений в регулируемый электропривод:

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

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

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

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

2.2.2.1.5. Стоимость оборудования:

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

2.2.2.1.6. Капиталовложения в мероприятие:

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

2.2.2.2. Определение срока окупаемости мероприятия:

Ср_ок= К_рэп/(В х С_топл), лет,

где К_рэп– капиталовложения в мероприятие, тыс. руб.;

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

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

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

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

• снижения расхода тепла на собственные нужды:

потери тепла с продувкой котлов;

потери тепла в паропроводах и пароводяных теплообменниках;

потери тепла с потерей конденсата;

• снижения расхода электроэнергии на производственные нужды:

на питательные насосы;

на конденсатные насосы;

• снижения затрат на химводоподготовку.

3.1. РАСЧЕТ ЭКОНОМИИ ТОПЛИВА ОТ ПЕРЕВОДА ПАРОВОГО КОТЛА В ВОДОГРЕЙНЫЙ РЕЖИМ

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

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

b_тэ^в= b_тэ^ф*_нетто^ф/_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;

_нетто^ф– КПД парового котла нетто фактический, %;

_нетто^в– КПД котла в водогрейном режиме, % :

_нетто^в=_нетто^ф* (1-_сн/100)/(1-_сн/100 - 0,015),

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

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

Bт = 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;

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

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

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

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

В_э=Э * 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”.

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

В = В_т+В_э, т у.т.

3.2. РАСЧЕТ СРОКОВ ОКУПАЕМОСТИ ПЕРЕВОДА ПАРОВОГО КОТЛА В ВОДОГРЕЙНЫЙ РЕЖИМ

3.2.1. Определение укрупненных капиталовложений:

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

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

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

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

3.2.1.5. Капиталовложения в мероприятие:

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

3.2.2. Определение срока окупаемости мероприятия:

Ср_ок= К_вк/(В х С_топл), лет,

где К_вк– капиталовложения в мероприятие, тыс. руб.;

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

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

4. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ЗАМЕНЫ КОТЛОВ

С НИЗКИМ КПД НА ВЫСОКОЭКОНОМИЧНЫЕ КОТЛЫ

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

4.1. РАСЧЕТ ЭКОНОМИИ ТОПЛИВА ОТ ЗАМЕНЫ КОТЛА

С НИЗКИМ КПД НА ВЫСОКОЭКОНОМИЧНЫЙ КОТЕЛ

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

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

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

_нетто^н– КПД нового котла, % :

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

Bт = 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.

4.2. РАСЧЕТ СРОКА ОКУПАЕМОСТИ ЗАМЕНЫ КОТЛА С НИЗКИМ КПД

НА ВЫСОКОЭКОНОМИЧНЫЙ КОТЕЛ

4.2.1. Определение укрупненных капиталовложений:

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

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

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

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

4.2.1.5. Капиталовложения в мероприятие:

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

4.2.2. Определение срока окупаемости мероприятия:

Ср_ок= К_з/(В х С_топл), лет,

где К_з– капиталовложения в мероприятие, тыс. руб.;

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

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

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

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

0. снижения потребления условного топлива (повышение КПД котла, снижение расхода тепла на собственные нужды)

1. разности в стоимости сжигаемого топлива.

5.1. РАСЧЕТ ЭКОНОМИИ ТОПЛИВА ОТ ПЕРЕВОДА КОТЛА НА СЖИГАНИЕ ПРИРОДНОГО ГАЗА

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

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

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

_нетто^п– КПД котла после перевода на сжигание природного газа, %.

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

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

b_тэ^пг= b_тэ^п*_нетто^ф/_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;

_нетто^ф– КПД котла нетто фактический, %;

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

_нетто^п=_нетто^ф* (1-_сн/100)/(1-_сн/100 - 0,015),

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

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

B = 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.

5.2. РАСЧЕТ СРОКА ОКУПАЕМОСТИ ПЕРЕВОДА КОТЛА НА СЖИГАНИЕ ПРИРОДНОГО ГАЗА

5.2.1. Определение укрупненных капиталовложений:

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

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

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

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

5.2.1.5. Капиталовложения в мероприятие:

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

5.2.2. Определение срока окупаемости мероприятия за счет экономии топлива:

Ср_ок= К_пг/(В х С_топл), лет,

где К_пг– капиталовложения в мероприятие, тыс. руб.;

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

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

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

5.2.3.1. Определение количества сжигаемого мазута:

B_м= Q_чх Т_гx b_тэ^ф/(K_мх 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 = 1,37 (1,45) (Приложение 1).

5.2.3.2. Определение количества сжигаемого природного газа:

B_г= Q_чх Т_гx b_тэ^пг/(K_пгх 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).

5.2.3.3. Определение разности в стоимости сжигаемого топлива:

С_топл= В_мх С_м– В_пгх С_пг, тыс. руб.;

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

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

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

Ср_ок= К_пг/С_топл, лет,

где К_пг– капиталовложения в мероприятие, тыс. руб.;

С_топл.– разность в стоимости сжигаемого топлива, тыс. руб.

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

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

0. разности в стоимости сжигаемого топлива.

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

6.1.1. Определение укрупненных капиталовложений:

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

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

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

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

6.1.1.5. Капиталовложения в мероприятие:

К_мвт= С_об+ 0,1 х С_смр+(0,25-0,3) х С_об+ (0,03-0,05) х С_об, тыс.руб.

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

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

B_м= Q_чх Т_гx b_тэ^ф/(K_мх 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 = 1,37 (1,45) (Приложение 1).

6.1.2.2. Определение количества сжигаемого местного топлива:

B_г= Q_чх Т_гx b_тэ^мвт/(K_мвтх 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/(_мвтх 10^-2),

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

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

6.1.2.3. Определение разности в стоимости сжигаемого топлива:

С_топл= В_мх С_м– В_мвтх С_мвт, тыс. руб.;

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

С_мвт– стоимость тонны МВТ (м³и т.д.), тыс. руб./тонну.

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

Ср_ок= К_пг/С_топл, лет,

где К_пг– капиталовложения в мероприятие, тыс. руб.;

С_топл.– разность в стоимости сжигаемого топлива за год, тыс. руб. /год.

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

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

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

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

7.1.1. Определение укрупненных капиталовложений:

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

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

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

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

7.1.1.5. Капиталовложения в мероприятие:

К_мвт= С_об+ 0,1 х С_смр+(0,25-0,3) х С_об+ (0,03-0,05) х С_об, тыс.руб.

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

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

B_э= Q_чх Т_гx 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 равный 0,28 кг у.т./кВт ч.

7.1.2.2. Определение количества сжигаемого местного топлива:

B_г= Q_чх Т_гx b_тэ^мвт/(K_мвтх 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/(_мвтх 10^-2),

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

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

7.1.2.3. Определение разности в стоимости сжигаемого топлива:

С_топл= В_эх С_э– В_мвтх С_мвт, тыс. руб.;

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

С_мвт– стоимость тонны МВТ (м³и т.д.), тыс. руб./тонну (м³и т.д.).

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

Ср_ок= К_з/С_топл, лет,

где К_з– капиталовложения в мероприятие, тыс. руб.;

С_топл.– разность в стоимости сжигаемого топлива за год, тыс. руб. /год.

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

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

0. повышения коэффициента полезного действия малого котла при работе на номинальной нагрузке;

1. снижения потребления электроэнергии;

2. для паровых котлов дополнительный эффект достигается за счет снижения собственных нужд на производство тепла (уменьшение объема продувки и потерь через теплоизоляцию).

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

8.1.1. Определение расхода топлива при использовании котла большой мощности.

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

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

b_тэ^б= 142,76/(_к^бх 10^-2), кг у.т./Гкал;

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

В_бк= Q_фx b_тэ^бx 10^-3, т у.т.,

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

8.1.2. Определение расхода топлива при использовании котла малой мощности.

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

b_тэ^м= 142,76/(_к^мх 10^-2), кг у.т./Гкал;

где _к^м - коэффициент полезного действия котла малой мощности.

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

В_мк= Q_фx b_тэ^мx 10^-3, т у.т.,

где Q_ф– фактический отпуск тепловой энергии.

8.1.3. Определение экономии топлива от внедряемого мероприятия:

В = В_бк– В_мк, т у.т.

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

8.2.1. Определение укрупненных капиталовложений:

8.2.1.1. Стоимость оборудования определяется согласно договорным ценам

(на основании тендера);

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

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

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

8.2.1.5. Капиталовложения в мероприятие:

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

8.2.2. Определение срока окупаемости мероприятия за счет экономии топлива:

Ср_ок= К_мк/(В х С_топл), лет,

где К_мк– капиталовложения в мероприятие, тыс. руб.;

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

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

9. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ЛИКВИДАЦИИ ДЛИННЫХ ТЕПЛОТРАСС И ПАРОПРОВОДОВ

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

• устранения тепловых потерь по теплотрассе или паропроводу;

• снижения потребления электроэнергии.

Способы ликвидации длинных теплотрасс и паропроводов:

• создание локального источника тепловой энергии с высокими экономическими показателями;

• уход от использования пара в технологии и на нужды отопления.

9.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭКОНОМИИ ТОПЛИВА ОТ ЛИКВИДАЦИИ ДЛИННЫХ ТЕПЛОТРАСС И ПАРОПРОВОДОВ