Технико-экономическое обоснование установки турбоагрегата малой мощности

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 рекомендациях используются 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) – можетвключать 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.

Расчет капиталовложений, применяемый в расчетах ТЭО, является ориентировочным для предварительной оценки срока окупаемости энергосберегающего мероприятия и подлежит уточнению после разработки проектно-сметной документации.

ГЛАВА 2

Технико-экономические обоснования для типичных энергосберегающих мероприятий

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 * 10^-3/ h_тг, 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), о.е.;

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

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*h_к^нетто * h_тр), 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;

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

h_тр – коэффициент полезного действия транспорта пара, о.е.

 

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.^тг х (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.