Средние калорийные (топливные) эквиваленты

для перевода натурального топлива в условное

17.Справочные данные по определению типа турбогенератора

18 ПЕРЕЧЕНЬ эффективных направлений энергосбережения в Республике Беларусь.

19 Исходные данные, необходимые для проведения расчета стоимости 1 тут

1. Технико-экономическОЕ ОБОСНОВАНИЕ установки турбогенератора малой мощности

1.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТИПА ТУРБОГЕНЕРАТОРА И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЧИСЛА ЧАСОВ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ УСТАНОВЛЕННОЙ МОЩНОСТИ

После выяснения паровых нагрузок и параметров работы котлов необходимо определить тип турбогенератора, возможного к установке на обследуемой котельной. Для этого на основании данных, полученных в результате обследования, подобрать тип турбогенератора соответствующий всем условиям работы котельной по нагрузкам (Приложение 1).

1.1.2. Необходимо для дальнейшего расчета определить число часов использования установленной мощности турбогенератора при установке на обследуемой котельной. Для этого необходимо определить число часов работы котельной и среднечасовую паровую нагрузку:

D_час = D_год/T_год, т/ч,

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

D_год – годовой расход пара, т

T_год – число часов работы котельной в году, часов.

1.1.2.1. Если среднечасовой расход пара от 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 увеличивает производство пара на 10 –20% для получения у потребителя того же количества теплоты.

1.1.2.2. Если среднечасовой расход пара от котельной ниже номинального расхода пара на турбину более чем на 20%, то число часов использования установленной мощности снижается пропорционально расходу пара и мощность турбогенератора определяется по диаграммам режимов. После определения мощности турбогенератора 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 турбогенератора, определенная по диаграмме режимов, кВт;

T_год – число часов работы котельной в году, часов;

N_уст – установленная мощность выбранного турбогенератора, кВт.

1.2. РАСЧЕТ ЭКОНОМИИ ТОПЛИВА ОТ УСТАНОВКИ ТУРБОГЕНЕРАТОРА

Для расчета экономии топлива от установки турбогенератора 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.

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 Комитетом по энергоэффективности при Совете Министров Республики Беларусь, или быть ниже ее за счет внедрения энергосберегающих мероприятий, направленных на снижение потребления ТЭР.

1.2.1.2. 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).

1.2.2. Определение количества теплоты на выработку электроэнергии на выбранном турбогенераторе 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 – коэфф-нт перевода электрической энергии в тепловую, равен 1,16;

h_тг – коэффициент полезного действия турбогенератора (Приложение 1);

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

h_тр – коэффициент полезного действия транспорта пара, %.

1.2.3. Определение расхода условного топлива на выработку электроэнергии на выбранном турбогенераторе 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.

1.2.4. Определение выработанной электроэнергии на турбогенераторе за год:

Э_выр. = N_уст. X T_уст., кВт ч,

где N_уст. – установленная мощность турбогенератора, кВт;

T_уст – число часов использования установленной мощности, час.

1.2.5. Определение количества отпущенной электроэнергии от выбранного турбогенератора:

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

где a_сн^ээ – коэффициент потребления электроэнергии на собственные нужды турбогенератора (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%).

1.2.6. Необходимое количество отпущенной электроэнергии с шин электростанций концерна “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 турбогенератором и потребленная предприятием электроэнергия, кВт ч;

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

1.2.7. Определение экономии топлива от установки выбранного турбогенератора на котельной предприятия:

DВ^тг = Э_отп ^эс х b_ээ^ср – B_ээ, т у.т.

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

b_ээ^ср – средний удельный расход топлива на отпуск электроэнергии по концерну «Белэнерго». В целях соблюдения сопоставимости в расчетах средний удельный расход принимается равным коэффициенту пересчета электроэнергии в условное топливо 0,28 кг у.т./кВт ч;

B_ээ – годовой расход топлива на выработку электроэнергии выбранным турбогенератором, т у.т.

1.3. РАСЧЕТ СРОКА ОКУПАЕМОСТИ ВНЕДРЕНИЯ ТУРБОГЕНЕРАТОРА МАЛОЙ МОЩНОСТИ

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

Стоимость выбранного турбогенератора определяется по результатам тендера.

Стоимость электротехнических устройств составляет ориентировочно 10 – 15 % от стоимости турбогенератора.

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

1.3.1.4. Стоимость строительно-монтажных работ в зависимости от:

расположение турбогенератора в котельной – 15-20% от стоимости оборудования;

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

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

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

1.3.1.7. Стоимость оборудования:

С_об. = С_тг + (0,1-0,15) х С_тг + (0,15 – 0,2) х С_тг, тыс. руб.

1.3.1.8. 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, тыс.руб.

1.3.2. Определение срока окупаемости мероприятия:

С учетом того, что 90% постоянных издержек составляет топливная

составляющая, для укрупненного расчета другими издержками можно пренебречь.

Ср_ок = К_тг/(DВ^тг х С_топл), лет,

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

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

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

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ВНЕДРЕНИЯ РЕГУЛИРУЕМОГО ЭЛЕКТРОПРИВОДА

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.