Энергосовет - энергосбережение и энергоэффективность

НП "Энергоэффективный город" представляет портал "Энергосовет" - всё об энергосбережении в интернете

Методические рекомендации по составлению технико-экономических обоснований для энергосберегающих мероприятий

страница 2 из 15

Cтраницы: << предыдущая | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | ... | следующая >>

 

1.1.1. После расчета и определения паровых нагрузок  и параметров работы котлоагрегатов, используя приложение 3 к настоящим Методическим рекомендациям, произвести выбор типа турбоагрегата (турбоустановки), возможного к применению на рассматриваемой котельной.

1.1.2. Необходимо для дальнейшего расчета определить число часов использования установленной мощности турбоагрегата при установке на обследуемой котельной. Для этого необходимо определить среднечасовой расход пара на котельной:

 

Dчас = Dгод/Tгод , т/ч,

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

       Dгод – годовой расход пара, т

       Tгод – число часов работы котельной в году, часов.

1.1.2.1. 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.

1.1.2.2. Если среднечасовой расход пара на котельной ниже номинального расхода пара на турбину более чем на 20%, то число часов использования установленной мощности снижается пропорционально расходу пара и мощность турбоагрегата определяется по диаграммам режимов. После определения мощности турбоагрегата по диаграмме режимов, определим число часов использования установленной мощности по формуле:

 

Tуст = Nтг x Tгод/Nуст., часов,

где Tуст – число часов использования установленной мощности,

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

       Tгод – число часов работы котельной в году, часов;

       Nуст – установленная мощность выбранного турбоагрегата, кВт.

 

 

1.2.           РАСЧЕТ ЭКОНОМИИ ТОПЛИВА ОТ УСТАНОВКИ ТУРБОАГРЕГАТА

 

1.2.1. 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.

1.2.1.1. Определить с помощью обратного баланса коэффициент полезного действия котлов брутто (при соответствии режимов работы котлов режимным картам его можно взять из данных режимно-наладочных испытаний, в противном случае необходимо проведение замеров топочных режимов с помощью газоанализаторов типа “Testo” с получением коэффициента полезного действия). Затем определяется коэффициент полезного действия котельной нетто с учетом потребления теплоты на собственные нужды котельной:

 

hкнетто = hкбрутто х (1-αсн/100), %,

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

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

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

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

где hкотлабрутто – коэффициент полезного действия котла брутто, %;

       Qкотлагод – выработка теплоты котлом в году, Гкал.

При этом коэффициент полезного действия фактически должен соответствовать норме расхода топлива на производство 1 Гкал, согласованной 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 турбоагрегата за год:

 

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

где    Nуст. – установленная мощность турбогенератора, кВт;

   Tуст – число часов использования установленной мощности, час;

   kэ – коэфф-нт перевода электрической энергии в тепловую, равен 1,16;

   hтг – коэффициент полезного действия турбоагрегата (Приложение 3);

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

    hтр – коэффициент полезного действия транспорта пара, %.

1.2.3. Определение расхода условного топлива на выработку электроэнергии на выбранном турбоагрегата за год:

 

Bээ = Qээ / Qнр, т у.т.,

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

Qээ – расход теплоты на выработку электроэнергии, Гкал;

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

1.2.4. Определение выработанной электроэнергии на турбоагрегата за год:

 

Эвыр. = Nуст. х Tуст. , кВт ч,

где    Nуст. – установленная мощность турбоагрегата, кВт;

         Tуст – число часов использования установленной мощности, час.

1.2.5. Определение количества отпущенной электроэнергии от выбранного турбоагрегата:

 

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

где aснээ – коэффициент потребления электроэнергии на собственные нужды турбоагрегата (на работу насосов техводоснабжения, пускового маслонасоса и др. электрического оборудования), в зависимости от выбранной схемы технического водоснабжения составляет ориентировочно: при включении в схему технического водоснабжения предприятия – (0,5 – 1 %), при индивидуальной схеме технического водоснабжения – (3 – 8%).

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:

 

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

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

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

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

 

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

 

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

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

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

 

 

1.3.      РАСЧЕТ СРОКА ОКУПАЕМОСТИ ВНЕДРЕНИЯ ТУРБОАГРЕГАТА МАЛОЙ МОЩНОСТИ

 

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

1.3.1.1. Стоимость выбранного турбоагрегата определяется по результатам тендера.

1.3.1.2. Стоимость электротехнических устройств составляет ориентировочно

10 – 15 % от стоимости турбоагрегата.

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

1.3.1.4. Стоимость строительно-монтажных работ в зависимости от:

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

расположение турбоагрегата 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.

Cтраницы: << предыдущая | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | ... | следующая >>

печатьраспечатать | скачать бесплатно Методические рекомендации по составлению технико-экономических обоснований для энергосберегающих мероприятий (страница 2 из 15), Неофициальная редакция

скачать архив скачать архив.zip(77 кБт)

Примечание для пользователей нормативными документами, размещенных в различных разделах сайта:
В связи с тем, что на нашем сайте размещены не официальные редакции текстов нормативных документов, при решении юридических вопросов необходимо обращаться к официально публикуемым документам и изменениям в них по состоянию на момент принятия решений.


Rambler's Top100

Авторские права на размещенные материалы принадлежат авторам
Тел.(495) 360-76-40 E-mail:
© Портал ЭнергоСовет.ru - энергосбережение, энергоэффективность, энергосберегающие технологии 2006-2019
Возрастная категория Интернет-сайта 18 +
реклама | карта сайта | о проекте | контакты | правила использования статей