Экономия при производстве, передаче и потреблении электроэнергии

Для экономии при производстве, передаче и потреблении электроэнергии проводят следующие мероприятия:

· назначение ответственных за контролем расхода энергоресурсов и проведение мероприятий по энергосбережению;

· соблюдение правил эксплуатации энергооборудования;

· повышенных присосов воздуха в топки и газоходы котлов;

· высокой температуры уходящих газов;

· пониженных параметров свежего пара и пара промперегрева;

· перерасходов тепла и электроэнергии на собственные нужды турбоагрегатов и котлов;

· совершенствование технического учета отпуска тепла, расхода газа, выработки, отпуска электроэнергии, ее потребления на собственные нужды;

· внедрение автоматизированного коммерческого учета отпуска тепла, расхода газа, выработки, отпуска электроэнергии, ее потребления на собственные нужды;

· сетевое резервирование с автоматическим вводом резервного питания от разных подстанций или с разных шин одной подстанции, имеющей 2-стороннее независимое питание, в качестве схемного решения повышения надежности электроснабжения;

· перевод сети с напряжения 6 кВ на напряжение 10 кВ в качестве основного напряжения распределительной сети;

· сокращение радиуса действия и строительство ВЛ (0,4 кВ) в трехфазном исполнении по всей длине;

· применение самонесущих изолированных и защищенных проводов для ВЛ напряжением 0,4-10 кВ;

· использование максимального допустимого сечения провода в электрических сетях напряжением 0,4-10 кВ с целью адаптации их пропускной способности к росту нагрузок в течение всего срока службы;

· внедрение нового, более экономичного, электрооборудования, в частности, распределительных трансформаторов с уменьшенными активными и реактивными потерями холостого хода, встроенных в КТП и ЗТП конденсаторных батарей;

· применение герметичных масляных или заполненных жидким негорючим диэлектриком трансформаторов с уменьшенными удельными техническими потерями электроэнергии и массогабаритными параметрами, в том числе, специальных конструкций трансформаторов мощностью до 100 кВА, позволяющих их подвеску на опоре (столбовых трансформаторов (6-10/0,4 кВ)) для сокращения протяженности сетей напряжением 0,4 кВ и потерь электроэнергии в них;

· более широкое использование устройств автоматического регулирования напряжения под нагрузкой, вольтодобавочных трансформаторов, средств местного регулирования напряжения для повышения качества электроэнергии и снижения ее потерь;

· комплексная автоматизация и телемеханизация электрических сетей, применение коммутационных аппаратов нового поколения, средств дистанционного определения мест повреждения в электрических сетях для сокращения длительности неоптимальных ремонтных и послеаварийных режимов, поиска и ликвидации аварий;

· повышение достоверности измерений в электрических сетях на основе использования новых информационных технологий, автоматизации обработки телеметрической информации.

· внедрение регулируемых компенсирующих устройств (управляемых шунтируемых реакторов, статических компенсаторов реактивной мощности) для оптимизации потоков реактивной мощности и снижения недопустимых или опасных уровней напряжения в узлах сетей;

· совершенствование учета электроэнергии на электростанциях, подстанциях и в электрических сетях;

· разработка, создание и широкое применение автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ), в том числе для бытовых потребителей, тесная интеграция этих систем с программным и техническим обеспечением автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ), обеспечение АСКУЭ и АСДУ надежными каналами связи и передачи информации, метрологическая аттестация АСКУЭ.

· реализация оптимальных режимов замкнутых электрических сетей 110 кВ и выше по реактивной мощности и напряжению;

· проведение переключений в рабочей схеме сети, обеспечивающих распределение электроэнергии при минимальных потерях;

· перевод неиспользуемых генераторов станций в режим СК;

· отключение в режимах малых нагрузок одного из трансформаторов на подстанциях с двумя и более трансформаторами;

· выравнивание нагрузок фаз в сетях 0,4 кВ.

· установка и ввод в работу автоматических регуляторов напряжения на трансформаторах с РПН;

· установка и ввод в работу автоматических регуляторов источников реактивной мощности;

· установка и ввод в работу средств телеизмерений.

· разукрупнение подстанций, ввод дополнительных ВЛ и трансформаторов для разгрузки перегруженных участков сетей, перемещение трансформаторов с одних подстанций на другие с целью нормализации их загрузки, ввод дополнительных коммутационных аппаратов и т.п.;

· ввод компенсирующих устройств (КУ) на подстанциях энергосистемы;

· ввод технических средств регулирования напряжения (трансформаторов с продольно-поперечным регулированием, вольтодобавочных трансформаторов, трансформаторов с РПН и т.д.);

· замена измерительных трансформаторов тока (ТТ) на ТТ с литой или элегазовой изоляцией и иметь не менее трех вторичных обмоток с улучшенными характеристиками (для напряжения выше 1 кВ) и с номинальными параметрами, соответствующими фактическим нагрузкам;

· замена измерительных трансформаторов напряжения (ТН) на ТН с антирезонансным исполнением преимущественно с литой или элегазовой изоляцией и иметь не менее трех вторичных обмоток с улучшенными характеристиками и с номинальными параметрами, соответствующими фактическим нагрузкам;

· обеспечение работы измерительных трансформаторов и электросчетчиков в допустимых условиях (отсутствие недогрузки первичных цепей ТТ, перегрузки вторичных цепей ТТ и ТН, обеспечение требуемых температурных условий, устранение вибраций оснований счетчиков и т.д.);

· замена существующих приборов учета на интервальные приборы с улучшенными характеристиками;

· установка приборов технического учета на энергоёмких присоединениях;

· замена вводов в здания, выполненных голым проводом, на кабели от опоры ВЛ 0,38 кВ до счетчика потребителя.

· вынос учета электроэнергии в шкафы учета за границы частного владения, доступ к которому будет иметь только контролер.

· перенос расчетного учета из ТП (КТП) в выносные шкафы.

· маркирование шкафов учета знаками визуального контроля.

· пломбирование приборов учета современными пломбами.

· введение системы наказаний (прогрессирующих штрафов) за повторное незаконное пользование электроэнергией.

· замена источников света новыми энергоэффективными лампами при обеспечении установленных норм освещенности;

· максимальное использование естественного освещения в дневное время и автоматическое управление искусственным освещением в зависимости от уровня естественного освещения. Управление включением освещения может осуществляться от инфракрасных датчиков, присутствия людей или движения;

· использование современной осветительной арматуры с рациональным светораспределением;

· использование электронной пускорегулирующей аппаратуры (ЭПРА);

· применение автоматических выключателей для систем дежурного освещения в зонах временного пребывания персонала;

· содержание светопрозрачных конструкций и осветительных приборов в чистоте.

· установка защиты от превышения номинальных уровней напряжения;

· обычные люминесцентные светильники, работающие более 5000 ч в год, должны быть оборудованы отражателями, позволяющими удвоить световой поток или при том же световом потоке уменьшить вдвое количество люминесцентных ламп;

· разбивка большого помещения на световые зоны с отдельными для каждой зоны выключателями;

· замена ламп накаливания на энергосберегающие;

· применение систем микропроцессорного управления частнорегулируемыми приводами электродвигателей лифтов;

· замена применяемых люменесцентных уличных светильников на натриевые или светодиодные светильники;

· установка автоматической системы управления уличным освещением;

· Применение автоматики (фотоакустических, инфракрасных и др. реле (датчиков)) для управляемого включения источников света в местах общего пользования, подвалах, технических этажах и подъездах домов;

· установка компенсаторов реактивной мощности;

· применение энергоэффективных циркуляционных насосов, частотнорегулируемых приводов;

· регулярное проведение разъяснительных мероприятий по экономии энергоресурсов;

8 ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРИНЯТЫХ РЕШЕНИЙ

Технико-экономическое обоснование основано на сопоставительной оценке затрат и результатов, установлении эффективности использования, срока окупаемости вложений. Оценка целесообразности проектирования предлагаемого инженерного решения является основным параметром в организационно-экономической части дипломного проекта. Технико-экономическое обоснование является необходимым исследованием, в ходе подготовки которого проводится ряд работ по изучению и анализу всех составляющих проекта и разработке сроков возврата вложенных средств.

Исходные данные для определения технико-экономических параметров выбираются из разделов дипломного проекта и могут быть представлены в табличной форме (табл. 8.1).

Таблица 8.1.- Исходные данные

Марка котла	Установленная мощность одного котла, МВт	Количество котлов, шт.	Число часов использования электрической мощности при средней нагрузке, ч.	Установленная мощность электроприемников, кВт	Количество обслуживающего персонала, чел.	Расход воды, необходимой для водоподготовки, т/ч
КВа - 0,5	0,5					4,8

Определяем установленную теплопроизводительность котельной по формуле:

Q_уст⁼ Q_кА · n , (8.1)

где Q_кА – установленная мощность одного котла, МВт;

n – количество устанавливаемых котлов, шт..

Q_уст⁼ 0,5·4 = 2 МВт,

Зная установленную мощность котлов, число котлов, число часов работы за год, рассчитаем количество теплоты, отпускаемой за год по формуле:

Q_год^отп = 3,6· Q_yст ·τ_н , (8.2)

где τ_н – число часов работы за год, ч.;

Q_уст- установленная теплопроизводительность котельной, рассчитанная по формуле (8.1), МВт.

Годовое число часов использования электрической мощности котельной зависит от периода работы (табл. 8.1): τ_н = 4752 ч/год.

Q_год^отп = 3,6· 2·4752 = 34214,4 ГДж/год

Определим годовой расход натурального топлива В_т:

, (8.3)

где Q_т - теплотворная способность топлива, 33 МДж/м³,

τ_н – число часов работы за год, ч. τ_н =4752 ч. (табл.8.1)

В_т = 34214,4/0,033 = 1036800 м³.

Рассчитаем годовой расход электроэнергии Э_год, кВт·ч/год.:

Э_год = N_уст η_{с ,} (8.4)

где η_с - коэффициент спроса, η_c =0,7-0,8;

N_уст – установленная мощность электроприемников, кВт. N_уст =28 кВт.;

τ_н – число часов работы за год, ч. τ_н =4752 ч. (табл. 8.1)

Э_год =28·4752· 0,75 = 99792 кВт · ч/год,

Годовой расход воды:

, (8.5)

где - расход воды в час, т/ч. =4,8 т/ч (табл. 8.1);

τ_н – число часов работы за год, ч. τ_н =4752 ч.

= 4,8·4752 = 22809,6 т/год.

Рассчитаем экономические показатели, такие как: капитальные вложения, эксплуатационные затраты, себестоимость, выручка от реализации, прибыль.

Капитальные вложения в строительную часть, руб.:

, (8.6)

где - сметная стоимость котельной (общие капитальные вложения), К = 1175000 руб.;

- относительная стоимость работ по строительству здания котельной, % ( =20-30%).

руб.

Капитальные вложения в оборудование и монтаж, руб.:

, (8.7)

где - относительная стоимость оборудования, % ( =30-45%);

- относительная стоимость монтажа оборудования котельной ( =10-15 %).

руб.

Определим эксплуатационные затраты. К ним относятся затраты, связанные с обеспечением нормального функционирования проекта: амортизационные отчисления, затраты на топливо, на электроэнергию, заработная плата и другие.

Топливная составляющая эксплуатационных затрат И_топл,:

И_топ = , (8.8)

где Ц_Т – стоимость топлива, руб./м³.

Для Саратовской области тариф на газ на отопление с одновременным использованием газа на другие цели составляет Ц_Т = 4,42 руб./м³.

В_т - годовой расход натурального топлива, рассчитано по формуле (8.3), м³.

И_топ = 4,42•1036800 =4582656 руб./год.

Амортизационные отчисления И_ам, рассчитываются по выражению:

, (8.9)

где а_зд, а_об – нормы амортизационных отчислений для зданий и оборудования, %.

Для котельных производительностью 2 МВт а_зд = 3,5 %; а_об = 5,7 %.

руб.

Затраты на содержание обслуживающего персонала И_зп:

, (8.10)

где - норма отчислений на социальное страхование работников. По состоянию на 2015 год общая ставка социального налога составляет 30%, поэтому коэффициент, учитывающий социальные выплаты, составляет =1,3%.

m – число месяцев работы за год, m = 12;

- численность обслуживающего персонала котельной, =10 человек;

- заработная плата одного работника, = 12000 руб./чел. мес.;

Тогда:

руб.

Стоимость производства текущих ремонтов оборудования И_тр :

(8.11)

Рассчитаем:

И_тр = 0,1 · 424762,5 = 42476,3 руб.

Затраты на электроэнергию, потребляемую котельной И_эл:

И_эл = Ц_э • Э_год , (8.12)

где Ц_э – тариф за потребляемую электроэнергию, руб./кВт-ч.;

Э_год - годовой расход электроэнергии, рассчитывается по формуле (4), кВт-ч.

И_эл = 3,6•99792 = 359251,2 руб.

Стоимость потребления воды И_в:

, (8.13)

где - стоимость воды руб./т.

- годовой расход воды, рассчитывается по формуле (8.5), т.

В соответствии с Постановлением комитета государственного регулирования тарифов Саратовской области от 18.12.2014 №61/20, от 18.12.2014 №61/61 = 27 руб./т.

И_в = 22809,6•27= 615859,2 руб.

Стоимость вспомогательных материалов И_вм:

И_вм = 0,05· И_тр = 0,05•42476,3= 2123,8 руб./год

Прочие общекотельные расходы составляют 3-5% от суммы всех затрат, руб.:

=0,05 . (8.14)

Получим:

И_пр = 0,05•(4582656+424762,5+42476,3+1872000+359251,2+615859,2+

+2123,8)=394956,4 руб./год

Суммарные эксплуатационные затраты ∑И:

. (8.15)

Тогда:

∑И = 4582656+424762,5+42476,3+1872000+359251,2+615859,2+

+2123,8+394956,4= 8294085 руб./год

Себестоимость отпущенной теплоты S_Q^нетто, руб./ГДж:

S_Q^нетто= , (8.16)

где Q_год^отп_. – количество теплоты отпускаемой за год, ГДж;

ΣИ – суммарные эксплуатационные затраты, рассчитываются по формуле (8.15), руб.

S_Q^нетто = руб./ГДж.

Выручка от реализации теплоты ВР:

, (8.17)

где T_Э – тариф на тепловую энергию, руб./ГДж.;

Q_год^отп_. – количество теплоты отпускаемой за год, ГДж.

В соответствии с приложением к постановлению комитета государственного регулирования тарифов Саратовской области от 11 ноября 2014 года № 51/6 одноставочный тариф с 1 января 2015 года по 30 июня 2015 года составляет 1281,71 руб./Гкал. С помощью коэффициента перевода получим T_Э = 310 руб./ГДж.

ВР = 310•34214,4= 10606464 руб.,

Прибыль от реализации тепловой энергии:

. (8.18)

Получим:

П = 10606464 - 8294085 = 2312379 руб.

Срок окупаемости котельной Т_ок, год:

, (8.19)

где К – капитальные вложения в котельную (сметная стоимость), руб.

Т_ок = года

Рассчитанный срок окупаемости капитальных вложений не превышает нормативного значения. Капитальные вложения окупятся в течение 5,1 года. При технико-экономическом обосновании проекта необходимо учесть дисконтированные денежные потоки (интегральные показатели).

Дисконтирование – это определение стоимости денежного потока путем приведения стоимости всех выплат к определенному моменту времени. Дисконтирование является базой для расчётов стоимости денег с учетом фактора времени. Чистый дисконтированный доход определяется как сумма текущих эффектов за весь расчетный период, приведенная к начальному шагу, или это превышение интегральных результатов над интегральными затратами.

Рассчитывается чистый дисконтированный доход по формуле:

, (8.20)

где R(t) – результаты, достигаемые на t-ом шаге расчета, руб.;

S(t) – затраты на t-ом шаге расчета, руб.;

Т – горизонт расчета, лет;

Е – норма дисконта, доли единицы.

Расчет чистого дисконтированного дохода производится в табличной форме (табл. 8.2).

Таблица 8.2- Расчет интегральных показателей при горизонте расчета 8 лет и нормативе дисконтирования Н_д = 10 %

Показатель	Величина показателей по годам
Выручка от реализации тепловой энергии, тыс. руб.	-	10606,46	10606,46	10606,46	10606,46	10606,46	10606,46	10606,46	10606,46
Капиталовложения, тыс. руб.		-	-	-	-	-	-	-	-
Суммарные эксплутационные расходы, тыс. руб.	-	8294,085	8294,085	8294,085	8294,085	8294,085	8294,085	8294,085	8294,085
Прибыль (убыток) от реализации тепловой энергии, тыс. руб.	-11750	2312,379	2312,379	2312,379	2312,379	2312,379	2312,379	2312,379	2312,379
Коэффициент дисконтирования		0,9091	0,8264	0,7513	0,683	0,6209	0,5645	0,5132	0,4665
Приведенная разность	-11750	2102,183	1910,95	1737,29	1579,355	1435,756	1305,338	1186,713	1078,725
Чистый доход с дисконтированием, тыс. руб.	586,309
Индекс доходности, руб./руб.	1,05

Таким образом, при расчете интегральных показателей было получено положительное значение чистого дисконтированного дохода. Индекс доходности равен 1,05 руб./руб. Следовательно, данный проект можно считать привлекательным с точки зрения эффективности вложений.

Таблица 8.3- Технико-экономические показатели котельной

Показатель	Значение
Установленная производительность котельной, МВт
Годовое число часов использования установленной мощности, ч/год
Отпуск теплоты потребителям, ГДж/год	34214,4
Годовой расход топлива, м3/год
Установленная электрическая мощность токоприемников, кВт
Годовой расход электроэнергии, кВт•ч/год
Расход воды для нужд котельной, т/год	22809,6
Число обслуживающего персонала котельной, чел
Капитальные вложения в котельную, руб.
Суммарные эксплуатационные расходы, руб./год
в том числе: затраты на амортизацию	424762,5
затраты на топливо
затраты на заработную плату
Себестоимость отпущенной теплоты, руб./ГДж	242,4
Выручка от реализации тепловой энергии, руб.
Прибыль от реализации тепловой энергии, руб.
Срок окупаемости котельной, год	5,1
Чистый дисконтированный доход, руб.
Индекс доходности, руб./руб.	1,05

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В ходе дипломного проекта мною был проведен расчет тепловых, технологических и суммарных нагрузок предприятия. Так же проведен гидравлический расчет. Определено количество компенсаторов, рассчитано количество неподвижных опор, а так же количество подвижных опор и выбраны соответствующие им типы.

В третьей главе рассмотрен основной вопрос дипломного проекта. Выбрано оборудование котельной , проделан расчет водоподготовки, расхода дымовых газов и высота газовой трубы.

Рассмотрена система автоматизации газомазутны котельных водогрейных агрегатов.

Рассчитано электроснабжение проектируемого предприятия.

Разработаны мероприятия по безопасности жизнедеятельности на предприятии, в частности в котельной.

Рассмотрены вопросы энергосбережения предприятия, в том числе мероприятия по экономии электроэнергии, повышения энергоэффективности системы отопления, повышения качества вентиляции, экономии воды, газа и электроэнергии.

Так же произведена технико-экономическая оценка инженерных решений.