Электронный учебно-методический комплекс Экономика ядерной энергетики для специальности 1-43 01 08 – «Паротурбинные установки атомных электрических станций»
.pdf261
4.ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ПРОЕКТА
4.1.Технико-экономические показатели турбоагрегатов
Годовой расход тепла на турбину блока определяется на основе энергетической характеристики и годовой выработки электроэнергии. Энергетическая характеристика имеет следующий вид:
Qтурб а т Nэк т (N Nэк ), при N Nэк ,
При N Nэк - без последнего слагаемого.
Для определения годового расхода тепла энергетическая характеристика трансформируется следующим образом:
год |
|
эк |
|
|
эк |
Qтурб |
аТ раб тЭгод т (Эгод Эгод) |
||||
Где Т раб |
- |
число работы турбины |
за |
год; Эгод - суммарная |
|
годовая выработка электроэнергии; Э |
эк |
- годовая выработка при |
|||
|
|
|
год |
|
|
N Nэк . |
|
|
|
|
|
Величина |
Т раб 8760 (Т рем Т рез Т ав ) , гдеТ рем ,Т рез ,Тав - |
||||
общая длительность нахождения в ремонте, резерве и авариях за год. Для новых проектируемых электростанций блоки как самые экономичные, в резерве не находятся. Величину Т раб - можно
принять в следующих размерах: к-160- 6000ч.; к-200- 6200ч.; к-300- 6500ч.; к-500- 6600ч.; к-800-6700 ч.
Годовая выработка Эгод принимается равной Эгод Nномhуст , где hуст - из обоснования строительства КЭС. Величина Эгод Эгодэк -
т.е. Выработка при нагрузке блока больше экономической должна определяться на основе графиков нагрузки КЭС. Приближено
Э |
год |
Э эк |
|
|
определяется |
|
из |
выражения |
|||||
|
|
|
год |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
(Э |
|
|
Э эк |
)% |
N ном N эк |
*100%. |
|
|
|
||||
год |
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
год |
|
N ном |
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
Где величина зависит от Nном блока и hуст (Т уст ) |
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
Q |
|
|
|
|
5500 |
|
6000 |
6500 |
7000 |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
262
1 |
К-160 |
0,84 |
0,86 |
0,88 |
0,90 |
2 |
К-200 |
0,85 |
0,87 |
0,89 |
0,91 |
3 |
К-300 |
0,86 |
0,88 |
0,90 |
0,92 |
4 |
К-500 |
0,87 |
0,89 |
0,91 |
0,93 |
5 |
К-800 |
0,88 |
0,90 |
0,92 |
0,94 |
Энергетическая характеристика для блоков к-160, к-200 и к-300;
К 160 Qтурб 24,85 1,922Nэк 2,0(N Nэк ) , |
где |
Nэк 124,2МВт. |
|
К 200 Qтурб 29,50 1,839Nэк 1,957(N Nэк ) , |
где |
Nэк 173,4МВт. |
|
К 300 Qтурб 42 1,828Nэк 1,92(N Nэк ) , |
где |
Nэк 260,0МВт. |
|
Для блоков к-500 и к-800 приближенные характеристики |
|
К 500 Qтурб 58,00 1,823Nэк 1,9(N Nэк ) , |
где |
Nэк 450МВт . |
|
К 800 Qтурб 87 1,818Nэк 1,88(N Nэк ) , |
где |
Nэк 700МВт .
Полный расход тепловой энергии на выработку электроэнергии |
||||||
турбиной |
Q Qгод |
(1 п * с% ) |
|
qтурб . |
||
э |
турб |
100 |
|
пуск |
||
|
|
|
|
|||
Здесь |
п - отклонение параметров от номинальных значений, |
|||||
с% - нормы поправки на отклонения; q |
турб |
- расходы тепла на |
||||
|
|
|
|
пуск |
|
|
пуски турбин. Последняя величина учитывается при определении технико-экономических показателей ПГ и в Qэ условно не включается. Ниже даны значенияпоправок для блоков (с%).
263
Таблица 4. Поправки к расходу тепла на отклонение параметров от номинальных, %
|
Рнач |
tпер |
tп в |
tпосле пром перегрева |
|
Iата |
100 С |
100 С |
100 С |
К- |
0,09 |
0,30 |
0,42 |
0,25 |
300- |
|
|
|
|
240 |
|
|
|
|
К- |
0,06 |
0,20 |
0,30 |
0,15 |
200- |
0,07 |
|
|
|
300 |
|
|
|
|
К- |
0,04 |
0,20 |
0,37 |
0,16 |
160- |
0,06 |
|
|
|
130 |
|
|
|
|
Для блоков К-500 и К-800 надо принять поправки приблизительно. Можно ограничиться внесением 2-3-х поправок с тем, чтобы увеличение расхода тепла было в пределах 1-1,5%.
Далее определяется удельный расход тепла брутто по турбинам
qт |
|
Qэ |
ккал / кВт * ч . |
Для |
блоков |
к-300 |
и |
выше |
|||||||
Эгод |
|||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
qт |
|
|
|
|
|
Qэ |
|
|
ккал/ кВт * ч. |
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
Эгод |
Эiттп |
|
|
|
|
|
||||||
|
Величина Эiтпн определяется ниже. |
|
|
|
|||||||||||
|
Затем определяется удельный расход тепла |
нетто |
турбины |
||||||||||||
qн q |
|
100 qсн |
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
т |
ккал / кВт * ч . |
|
|
|
|
|||||||
т |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
т |
|
|
|
100 Эсн |
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
т |
|
|
|
|
|
|||
|
Здесь qсн |
- % расхода тепла для турбоустановки на собственные |
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
т |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
нужды и Эсн |
- % расхода электроэнергии на СН Турбоустановки. |
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
т |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Величину qсн |
- можно принять в пределах 0,4-0,6%. Величина Эсн |
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
т |
|
|
|
|
|
|
|
т |
|
% |
должна |
определяться на |
основе |
расчета |
потребления |
||||||||||
электроэнергии на собственные нужды % в виде доли от общего процента расхода на собственные нужды по блоку, принятого при
обосновании строительства Эсн %. Этсн % (0,25 0,4) Эсн % .
264
Меньшие значения коэффициентов принимаются при турбоприводах питательных насосов, воздуходувок, дымососов и жидком(газообразном) топливе.
По |
ранее |
найденному |
значению qн определяем |
КПД |
||
|
|
|
|
|
т |
|
турбоустановки н |
860 |
. |
|
|
||
|
|
|
||||
|
|
т |
qн |
|
|
|
нетто |
|
|
|
|
||
|
|
т |
|
|
||
4.2.технико-экономические показатели парогенератора
Общий годовой отпуск тепловой энергии от парогенератора определяется из выражения:
|
|
|
|
100 qсн |
|
|
|
|
100 |
|
|
|
||||
Qгод (Q |
|
|
т |
Qбл |
|
* |
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
пг |
|
|
э |
|
100 |
|
|
роу(год) |
(100 |
qсн %) |
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
тп |
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
т |
|
||
Здесь Qбл |
|
|
- отпуск тепла через РОУ приходящийся на блок |
|||||||||||||
|
|
роу(год) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Qбл |
|
|
Q пос Q кф |
Q мх |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
год год |
год . |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
роу(год) |
|
|
|
бл |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Qпос |
- |
|
годовой |
расход тепла |
на отопление и |
горячее |
||||||||||
год |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
водоснабжение поселка при ГРЭС принимается в пределах 2530*103Гкал/год на 1000 МВт установки мощности (или по
тепловому расчету, выполненному студентом), Qгодкф , Qгодмх - расходы
тепла на калориферы и мазутное хозяйство принимаются для ГРЭС на мазуте на основе расчетов при обосновании строительства. Когда
Qгодпос отпускается от пусковой котельной КЭС, надо эту величину исключить из Qроубл (год) .
В том случае, когда Qгодпос , а также Qгодкф , Qгодмх отпускаются не через РОУ от парогенераторов высокого давления, а полностью или
частично из отборов турбин, то величину Qпос Qкф |
Q мх |
|
год |
год |
год |
отпускаемую из отборов надо умножить на коэффициент энергетической ценности
( )( к )
у
265
ГДЕ у - коэффициент недовыработки, а к 0,35 .
Расход тепла на турбопривод питательного насоса отдельно не учитывается, потому что он вошел в Qэ .
Величина qтсн % - процент расхода тепла на собственные нужды
парогенератора (кроме калориферов и мазутного хозяйства) принимаются в пределах 0,8-1,2% (обдувка, продувка, расшлаковка,
водоподготовка, отопление и вентиляция). |
|
|
|
|||||
КПД |
|
теплового |
|
|
|
|
потока |
|
тп % 100 qтп % |
N |
ном |
; Nср |
Эввер |
|
|
|
|
|
|
, где q |
|
% |
- |
|||
|
|
|
тп |
|||||
|
Nср |
Т раб |
|
|
||||
|
|
|
|
|||||
потери тепла в паропроводах и турбоприводах между парогенераторами и турбинами принимается 1-1,2%.
Годовой расход условного топлива на парогенератор
определяется из выражения: |
|||
|
Q |
|
пС% |
Впг |
пг |
(1 |
) ппусквпуск. |
бр |
|||
|
7 пг(ср) |
|
100 |
Величина пгбр(ср ) - среднегодовой КПД брутто парогенератора
|
|
|
|
бр |
|
принимаются |
на |
основе |
пг(ном) при |
номинальной |
|
паропроизводительности. |
Студенты-теплоэнергетики величину |
||||
пгбр( ном) |
принимают |
|
на |
основе тепловых |
расчетов по |
парогенераторам. Электрики принимают следующие величины
пгбр( ном) : мазут – 0,93, природный газ – 0,94, каменный уголь –
0,92, АШ – 0,91.
Имея пгбр( ном) , находим |
пгбр(ср ) |
исходя из средней годовой |
||||
нагрузки |
парогенератора за |
год и |
кривой изменения пг в |
|||
зависимости от коэффициента загрузки |
|
|||||
Qср |
|
Qгод |
Qгод |
|
|
|
|
пг |
, f |
пг |
*100%. |
||
|
|
|||||
пг |
|
Т раб |
Qпгном |
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
266 |
Изменения пг |
в |
зависимости |
от f |
можно принимать по |
||||||||||
следующей таблице. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 6. Изменение КПД парогенератора. |
|
|
|
|
|
|
||||||||
Паропроизводительн |
|
100 |
90% |
|
|
85% |
|
80% |
|
70 |
|
60 |
|
|
ость парогенератора |
|
% |
|
|
|
|
|
|
|
% |
|
% |
|
|
в% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
бр |
|
|
100 |
100, |
|
|
100, |
|
100, |
|
100 |
|
99, |
Газ |
Кпд пг(ср ) в % |
|
|
|
4 |
|
|
6 |
|
4 |
|
|
|
3 |
мазу |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
т |
Кпд при Qпг 100% |
|
|
100 |
100, |
|
|
100, |
|
100, |
|
99, |
|
98, |
АШ |
|
|
|
|
6 |
|
|
8 |
|
5 |
|
8 |
|
9 |
|
Множитель |
(1 |
пС% |
учитывает отклонение условий |
|||||||||||
100 |
) |
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
работы парогенератора от |
нормальных |
по |
качеству |
топлива, |
||||||||||
tпг , tвозд загрязнению поверхностей и др. Можно принять 1,03-0,01.
пуск количество пусков блока за год принимается равным (0,25-
0,3)102. Расход условного топлива на пуск блока, в том числе из холодного состояния, 20-15%, остальное после остановки на выходные дни.
Таблица 5. Расход топлива на пуск блока.
|
|
К-160 |
К-200 |
|
|
|
К-300 |
К-500 |
К-800 |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Из холодного состояния |
|
50 |
|
65 |
|
|
145 |
|
200 |
270 |
||||
(т у.т.) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
После остановки на |
|
40 |
|
60 |
|
|
100 |
|
135 |
210 |
||||
выходные дни (т у.т.) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Рассчитав |
Впг |
найдем |
среднегодовой |
КПД |
нетто |
|||||||||
|
|
|||||||||||||
парогенератора пгнт пгбр |
100 qсн % |
|
|
100 Эсн % |
|
|||||||||
|
|
к |
* |
|
|
|
э |
|
- для |
|||||
100 |
100 Эсн % |
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Т |
|
||
блоков К-160 К-200.
267
Для блоков К-300 и более высокой единичной мощности
пгнт |
пгбр |
100 qсн % |
|
|
100 Эсн % |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||
|
|
|
|
к |
|
|
* |
|
|
|
э |
|
|
|
|
. |
|
|
|
|
|
|||||||
|
100 |
|
|
|
|
|
|
Эсн % |
|
|
|
|
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
100 Э |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
iттп |
|
|
Т |
|
|
|
|
|
|
||||
Здесь |
Эсн |
, Эсн общий |
расход электроэнергии на |
собственные |
||||||||||||||||||||||||
|
|
|
э |
|
Т |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
нужды в |
|
%, |
|
Эiтпн |
- |
приведенная |
|
|
величина |
расхода |
||||||||||||||||||
электроэнергии на питательный турбонасос. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||
|
|
Э |
|
% |
Эiттп |
*100; Э |
N |
|
|
|
|
|
тыс кВт * ч |
|||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||
|
|
|
iттп |
|
|
|
Эгод |
|
|
iттп |
|
|
|
iттп iттп |
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
ГДЕ iттп Т раб . |
Величина |
Niтпн определяется в зависимости от |
||||||||||||||||||||||||||
среднечасового |
|
расхода |
питательной |
|
|
воды |
|
|
Gср т / ч . |
|||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
пв |
N |
|
Gср |
(10 11)кВт ; |
Gср Д ср *1,1 |
; Д |
ср |
|
Qпвср |
|
|
Qпвср |
. |
||||||||||||||||
iтпн |
пв |
i |
|
|||||||||||||||||||||||||
|
|
пв |
|
|
|
|
|
|
|
|
пв |
пв |
|
|
|
0,7 |
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
4.3.Технико-экономические показатели блока или АЭС в целом |
||||||||||||||||||||||||||||
|
Удельный расход условного топлива на отпущенный кВт*ч |
|||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
В *103 |
|
|
В *103 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
вотп |
|
|
э |
|
|
|
|
|
|
э |
|
|
. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
э |
|
|
Эотп |
|
|
|
Э |
(1 |
Э % 100) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
год |
|
|
|
год |
|
|
|
|
сн |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Вэ |
- годовой расход топлива на производство электроэнергии |
||||||||||||||||||||||||||
определяется как и В |
с исключением Qпос . |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
пг |
|
|
|
|
|
|
|
год |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Полученная |
величина |
вотп |
должна |
отклоняться |
от |
величин |
|||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
э |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
принятых при обосновании строительстваАЭС, но не более чем на3…5 %. Если расхождение больше, то необходимо скорректировать расчет.
КПД АЭС (блока)
|
|
|
860 |
|
0,123 |
. |
|
КЭС |
|
7000 * вэотп |
|
вэотп |
|
Топливная составляющая себестоимость электроэнергии на АЭС:
268
CТ |
b |
Ц |
ТУТ |
, у.е./ кВт ч, |
|
|
ЭЭ |
|
ЭЭ |
|
|
|
|
Где ЦТУТ |
- цена тонны условного топлива. |
|||||
ЦТУТ |
(ЦТНТ Т ЖД ) 29300 |
, у.е. / т.тут |
||||
|
|
|
|
|||
|
|
|
Q p |
|||
|
|
|
|
|
н |
|
Себестоимость 1 кВт.ч на шинах АЭС: |
||||||
С |
|
CТ |
|
ИПОСКЭС |
, у.е./ кВт ч, |
|
||
ЭЭ |
|
|
||||||
|
|
ЭЭ |
|
ЭКЭС |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
||
где CТ |
- |
|
топливная |
составляющая |
себестоимости |
|||
|
|
ЭЭ |
|
|
|
|
|
|
электроэнергии; И ПОСКЭС - постоянные издержки АЭС.
Удельные приведенные затраты в КЭС на производство электроэнергии:
|
Е |
Н |
К |
КЭС |
И КЭС И КЭС |
|
З |
|
|
ПОС ПЕР |
, у.е./ МВт ч, |
||
|
|
|
|
|
||
ЭЭ |
|
|
|
|
ЭКЭС |
|
|
|
|
|
|
||
Где ЕН – коэффициент эффективности;
ККЭС – капиталовложения в АЭС; ИПОСКЭС , ИПЕРКЭС –постоянныеи переменные издержки АЭС. Показатель фондоотдачи АЭС:
Ц Н Э
КЭЭ КЭС , ФО ККЭС
Где ЦЭЭН – средний тариф на электроэнергию. Показатель фондовооруженности АЭС:
КФВ |
|
|
ККЭС |
, |
|
N |
КЭСkШТ |
||||
|
|
|
Где NКЭС – мощность АЭС; kШТ – штатный коэффициент.
После окончания расчетов необходимо заполнить таблицу 7. Технико-экономических показателей сравниваемых вариантов и сделать общее заключение по работе.
269
Условные обозначения:
В - расход топлива на агрегат (т у.т., МДж)
Q - расход (производство) теплоты (Гкал, МДж) D - расход пара (т/ч)
N- электрическая мощность агрегата, станции (МВт)
Р- электрическая мощность энергосистемы (МВт)
rк - относительный прирост котлоагрегата (т у.т./Гкал) rТ - относительный прирост турбоагрегата (Гкал/МВт ч) rб - относительный прирост блока (т у.т./МВт ч)
- коэффициент полезного действия агрегата (КПД)
270
Таблица 7 - Сводная таблица технико-экономических показателей
№ |
Наименование показателя |
Обозначе |
Размерность |
ПГУ-КЭС |
АЭС |
|
||||
п/п |
|
|
|
ние |
|
|
|
|
|
|
1. |
Установленная мощность |
N |
МВт |
2700 |
|
2400 |
|
|||
2. |
Число часов использования |
h |
|
ч/год |
5000 |
|
7000 |
|
||
|
установленной мощности |
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
3. |
Годовая выработка энергии |
Э |
МВт·ч |
13,5·106 |
16,8·106 |
|||||
4. |
Годовой отпуск энергии |
Эпотр |
МВт·ч |
12,96·10 |
6 |
15,12·10 |
6 |
|||
|
|
|
||||||||
5. |
Удельные |
|
|
К уд |
$/кВт·ч |
1500 |
|
6000 |
|
|
|
капиталовложения |
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
6. |
Полные капиталовложения |
К |
млрд. $ |
4,05·109 |
14,4·109 |
|||||
7. |
Штатный коэффициент |
kШТ |
чел/МВт |
0,7 |
|
0,9 |
|
|||
|
|
|
||||||||
8. |
Среднегодовая |
заработная |
Зсг |
$/год |
12000 |
|
21000 |
|
||
|
плата |
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
9. |
Норма амортизации |
Н а |
% |
3,5 |
|
1,67 |
|
|||
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
10. |
КПД.по производству |
ээ |
% |
55 |
|
37,5 |
|
|||
|
энергии |
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
11. |
Удельный расход условного |
bут |
кгу.т./кВт·ч |
0,224 |
|
0,328 |
|
|||
|
топлива на производство э/э |
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
12. |
Цена т у.т. |
|
|
Ц |
$/ т у.т. |
215-320,2 |
60-118,4 |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
13. |
Топливные издержки |
И |
Т |
млн. $/год |
649,1 |
|
358,15 |
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
14. |
Издержки на амортизацию |
И |
а |
млн. $/год |
101,25 |
|
240,48 |
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
15. |
Издержки на ремонт |
И р |
млн. $/год |
40,5 |
|
84,17 |
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
16. |
Издержки |
на |
заработную |
И зп |
млн. $/год |
30,78 |
|
45,36 |
|
|
|
плату |
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
17. |
Прочие издержки |
Ипр |
млн. $/год |
25,88 |
|
55,5 |
|
|||
18. |
Себестоимость э/э |
СЭЭ |
$/кВт·ч. |
0,063 |
|
0,052 |
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
19. |
Топливная |
составляющая |
С топл |
$/кВт·ч. |
0,050 |
|
0,024 |
|
||
|
себестоимости э/э |
ЭЭ |
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
20. |
Приведенные затраты |
Зпр |
млн.$ |
1334 |
|
2512 |
|
|||
21. |
Удельные |
|
приведенные |
З у |
$/кВт.ч. |
0,103 |
|
0,150 |
|
|
|
затраты |
|
|
пр |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
22. |
Коэффициент |
|
КИУМ |
- |
0,571 |
|
0,799 |
|
||
|
использования |
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||