Технико-экономическая оценка энергоблоков электростанций. Учебное пособие
.pdf
|
|
|
|
Таблица 2.25 |
Параметры х0j и показатели степени nj |
||||
|
|
|
|
|
Наименование |
Параметры |
Показатель степени |
||
обозначе- |
значе- |
обозна- |
Значение |
|
|
ние |
ние |
чение |
РФ, КНР, США, ЕС |
Расход топлива, т. у. т/ч |
х0 |
10 |
n1 |
0,8 |
|
1 |
|
|
|
Зольность топлива по ра- |
х0 |
10 |
n2 |
0,3 |
бочей массе, % |
2 |
|
|
|
2.6. ХВО, ЗДАНИЯ И СООРУЖЕНИЯ, ИНФРАСТРУКТУРА, ИНЖИНИРИНГ
Капиталовложения в химводоподготовку, здания, сооружения, инфраструктуру технического обеспечения (дороги, водообеспечение, водоотведение, связь), инжиниринг (проектирование, монтаж, наладка, техническое сопровождение) в настоящем подходе пропорционально распределены между всеми основными агрегатами и системами.
2.7. ГАЗОВАЯ ТУРБИНА
Капиталовложения в газовую турбину:
|
|
3 |
4 |
|
х |
j |
n j |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Кгт =Кгт0 ci |
|
|
. |
|
|
|
|
|
|
(2.14) |
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
i 1 |
j 1 х0j |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Базовые значения капиталовложений Кгт0 |
в газовую турбину, коэф- |
||||||||||||||||
фициенты приведения (сi ), параметры х0j |
|
и показатели степени (nj ) |
|||||||||||||||
представлены в табл. 2.26–2.28. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 2.26 |
||||||
Базовое значение капиталовложений в газовую турбину |
|
|
|
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
РФ |
|
|
|
|
|
КНР |
США |
|
ЕС |
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
Базовое значение |
Для турбин на базе GE 13,3 |
106 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
капиталовложе- |
Для турбин6 |
на базе Siemens |
|
|
|
11,1 |
|
106 |
13,3 |
|
106 |
|
13,9 |
|
106 |
||
ний, $ |
13,9 10 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
31
Таблица 2.27
Коэффициенты приведения
Влияющие |
Характеристика факторов |
|
Обо- |
|
Значе- |
||||
|
значе- |
||||||||
факторы |
|
|
|
|
|
ние |
|
ние |
|
Вид технологиче- |
Одновальная ГТУ |
|
|
|
|
|
1,0 |
||
ского профиля |
ГТУ с разрезным валом и промежуточ- |
|
|
|
1,2 |
||||
|
ным сгоранием |
|
|
|
|
|
|
||
|
ГТУ с эксгаустером и промохлаждением |
|
|
|
1,2 |
||||
|
ГТУ с промохлаждением воздуха |
|
|
|
|
1,2 |
|||
|
в компрессоре |
|
|
|
с1 |
|
|||
|
ГТУ с комбинированным внешним |
|
|
|
|
1,1 |
|||
|
и внутренним сгоранием |
|
|
|
|
|
|||
|
ГТУ с высокотемпературными охлаждае- |
|
|
|
1,3 |
||||
|
мыми лопатками |
|
|
|
|
|
|
||
|
ГТУ с лопатками, охлаждаемыми паром* |
|
|
|
1,5 |
||||
Регион строитель- |
Урал, Центр |
|
|
|
|
|
|
1,05 |
|
ства (для ГТУ |
Западная Сибирь |
|
|
|
с2 |
|
1,06 |
||
ТЭС) |
Восточная Сибирь |
|
|
|
1,07 |
||||
|
|
|
|
|
|||||
|
Дальний Восток |
|
|
|
|
|
|
1,07 |
|
Демонтаж и ком- |
Демонтаж после выработки срока |
|
с3 |
|
1,2 |
||||
пенсация аварий |
эксплуатации |
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|||
* В настоящее время только для США. |
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
Таблица 2.28 |
||||
Параметры х0j и показатели степени nj |
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|||
Наименование |
|
Параметры |
Показатели степени |
||||||
|
обозна- |
значение |
обозна- |
|
значение |
||||
|
|
|
чение |
|
чение |
|
|
|
|
Установленная мощность турбоге- |
|
х0 |
30 103 |
n1 |
|
|
0,75 |
||
нератора, кВт |
|
|
1 |
|
|
|
|
|
|
Температура газа перед газовой |
|
х0 |
1000 |
n2 |
|
|
1,3 |
||
турбиной |
|
|
2 |
|
|
|
|
|
|
Давление газа перед газовой тур- |
|
х0 |
0,1 |
n3 |
|
|
0,05 |
||
биной, МПа |
|
|
3 |
|
|
|
|
|
|
Число часов использования уста- |
|
х0 |
6000 |
n4 |
|
|
0,20 |
||
новленной мощности, ч/год |
|
4 |
|
|
|
|
|
|
|
32
2.8. КОТЕЛ-УТИЛИЗАТОР
Капиталовложения в котлы-утилизаторы К0ку определяются по
формуле 2.1. При этом базовые значения капиталовложений представлены в табл. 2.29.
Таблица 2.29
Базовое значение капиталовложений для котлов-утилизаторов
Наименование |
РФ |
КНР |
США |
ЕС |
|
|
|
|
|
Базовое значение ка- |
18,2 106 |
16,4 106 |
24,4 106 |
26,3 106 |
питаловложений, $ |
Необходимо вместо К0ка в выражении 2.1 подставить К0ку . Осталь-
ныекоэффициенты, параметрыипоказателитеже, чтоивтабл. 2.2 и 2.3. Если фактическая характеристика в котле-утилизаторе отсутствует, то значениесоответствующегокоэффициентапринимаетсяравнымединице либо не учитывается.
2.9. РЕАКТОРЫ ГАЗИФИКАЦИИ
Оценка включает реактор газификации с системами очистки синтезгаза, шлакоудаления и вспомогательным оборудованием.
Капиталовложения в реактор:
7 |
4 |
|
х |
j |
n j |
|
|
Кр = К0р ci |
|
|
|
, |
(2.15) |
||
|
|
||||||
i 1 |
j 1 х0j |
|
|
|
|||
где К0р 38,9 106 $ – базовые капиталовложения.
Коэффициенты приведения (сi ), параметры х0j и показатели степени (nj) представлены в табл. 2.30–2.31.
33
|
|
|
|
|
|
Таблица 2.30 |
|
Коэффициенты приведения |
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
Влияющие |
|
Характеристика |
Обозна- |
Значение |
|||
факторы |
|
|
|
факторов |
|
чение |
|
Топливо |
|
Каменный уголь |
|
|
1,15 |
||
|
|
Бурый уголь |
|
с1 |
1,17 |
||
|
|
ВУС |
|
|
|
|
0,95 |
Дутье |
|
Воздушное |
|
|
1,0 |
||
|
|
Паровое |
|
|
|
|
1,1 |
|
|
Паровоздушное |
|
с2 |
1,07 |
||
|
|
Кислородное |
|
|
1,13 |
||
|
|
Парокислородное |
|
|
1,17 |
||
Регион строительства |
|
Урал, Западная Сибирь |
с3 |
1,05 |
|||
|
|
Восточная Сибирь, Дальний |
1,07 |
||||
|
|
Восток |
|
|
|
|
|
Вид природоохранных |
|
Золоочистка (з/о) |
|
|
1,0 |
||
систем |
|
З/о, сероили азотоочистка |
с4 |
1,05 |
|||
|
|
З/о, серо- и азотоочистка |
|
1,1 |
|||
Демонтаж и компенса- |
Демонтаж после выработки |
с5 |
|
||||
ция аварий |
|
срока эксплуатации |
|
1,3 |
|||
|
|
|
|||||
Тип реактора |
|
С неподвижным слоем |
|
0,9 |
|||
|
|
Прямоточный (с камерной |
с6 |
1,0 |
|||
|
|
реакционной зоной) |
|
||||
|
|
|
|
||||
|
|
С кипящим слоем |
|
|
1,05 |
||
Вид шлакоудаления |
|
Твердое |
|
|
|
с7 |
1,0 |
|
|
Жидкое |
|
|
|
1,07 |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
Таблица 2.31 |
|
Параметры х0j |
и показатели степени nj |
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Параметры |
Показатели |
||
Наименование |
|
|
степени |
||||
|
|
|
|
||||
|
|
обозна- |
значение |
обозна- |
значение |
||
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
чение |
|
чение |
|
Расход условного топлива, т/ч |
|
х0 |
10 |
n1 |
0,9 |
||
|
|
|
|
1 |
|
|
|
Температура реакции, ºС |
|
|
х0 |
800 |
n2 |
0,9 |
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
Давлениевреакционнойзоне, МПа |
|
х0 |
0,1 |
n3 |
0,1 |
||
|
|
|
|
3 |
|
|
|
Число часов использования уста- |
|
х0 |
6000 |
n4 |
0,2 |
||
новленной мощности, ч/год |
|
4 |
|
|
|
||
34
3. ЗАТРАТЫ
3.1. ЗАТРАТЫ НА ТОПЛИВО
Затраты на топливо, руб/год:
BЦт Цт kSO2 kNOхbN NгτN kг bQQосгод bПВКQПВКгод , |
(3.1) |
где Nг – установленная мощность энергоблока, кВт; τN – число часов (как интегральная характеристика электрического графика нагрузки) использования установленной мощности, ч/год; bN – среднегодовой
расчетный удельный расход топлива на отпущенную электроэнергию, кг/(кВт ч); bQ – среднегодовой расчетный удельный расход топлива
на отпущенную теплоту, кг/(кВт ч тепла); bПВК – удельный расход топлива на пиковые источники теплоты, кг/(кВт ч тепла); kг – коэффициент готовности; QОСгод QПВКгод – годовой отпуск теплоты (по теп-
ловому графику нагрузки), кВт ч тепла; kSO2 , kNOх – коэффициенты,
учитывающие увеличение расхода топлива при функционировании систем сероочистки (в виде мокрого известнякового способа) и азотоочистки(ввидетехнологииселективногокаталитическоговосстановления), в порядке оценки kSO2 1,05 – для систем сероочистки,
kNOх 1,045 – для систем азотоочистки.
В табл. 3.1 приведены данные по стоимости топлива [4].
Приопределениизатратнатопливоповыражению(3.1) допускается не учитывать некоторые факторы в виде коэффициентов и/или удельных показателей в зависимости от задачи.
35
|
|
|
|
|
Таблица 3.1 |
|
|
Прогнозная динамика цен газа и угля для ТЭС, $/т у. т. |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
Год |
2020 |
2025 |
2030 |
2035 |
2045 |
2050 |
|
|
|
Цена газа |
|
|
|
Центр |
72…73 |
73…77 |
75…95 |
78…111 |
93…121 |
110…132 |
Урал |
60…61 |
61…62 |
62…78 |
62…90 |
78…113 |
90…107 |
Сибирь |
47…50 |
50…65 |
58…80 |
65…93 |
80…101 |
93…110 |
|
|
|
Цена угля |
|
|
|
Центр |
60…63 |
60…63 |
58…61 |
56…60 |
56…60 |
56…60 |
Урал |
53…55 |
53…55 |
51…54 |
50…52 |
50…52 |
50…52 |
Сибирь |
17…18 |
17…18 |
18…19 |
18…19 |
19…20 |
19…20 |
В частности, в задачах вариантного сравнения без учета системных факторов при отсутствии пиковых водогрейных котлов QПВКгод 0 , а при отсутствии природоохранных систем kSO2 kNOх 1 . Если варианты сравнивают без учета надежности энергоснабжения, то kг 1 , а при оценке конденсационных энергоблоков QОСгод 0 .
3.2. ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ ПЕРСОНАЛ
Расходы по содержанию штатного эксплуатационного персонала (фонд заработной платы):
Θзп kштNуФ, |
(3.2) |
где kшт – штатный коэффициент; Nу – установленная электрическая
мощность энергоблока, МВт; Ф – фонд оплаты труда одного работника (с учетом ставки единого социального налога), $/чел.
|
|
Таблица 3.2 |
||
Штатный коэффициентkшт , чел/МВт |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Влияющий фактор |
РФ |
|
США и ЕС |
|
ТЭЦ |
1,17 |
|
0,5 |
|
ГРЭС |
0,96 |
|
0,35 |
|
При наличии систем очистки дымовых газов |
1, 2kшт |
|
1,05kшт |
|
При наличии систем газификации угля |
|
1,33 |
kшт |
|
ПГУ |
0,78 |
|
0,2 |
|
36
Таблица 3.3
|
Фонд оплаты труда |
|
|
|
|
Страна, территория |
ФОТ, $/(чел год) |
|
Россия |
Средняя оплата труда в регионе строительства |
|
энергоблока |
||
|
||
ЕС |
66 000 (для Германии) |
|
США |
60 000 |
|
КНР |
10 000 |
3.3. СИСТЕМЫ ГАЗООЧИСТКИ И ГАЗИФИКАЦИИ
Дополнительные эксплуатационные расходы (химическое сырье, реагенты, материалы и т. п.):
|
δЗ |
|
З0 |
|
|
В |
|
0,8 |
|
τN |
0,2 |
|
||
|
|
с с |
|
|
|
, |
(3.3) |
|||||||
|
доп |
|
|
0 |
|
|
0 |
|||||||
|
|
доп 1 2 |
В |
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
τN |
|
|
||
где З0доп 0,5 106 |
$ / год |
– базовые затраты; |
с1, с2 |
– коэффициенты |
||||||||||
приведения (табл. 3.4); В – расход условного топлива ( В0 10 т у. т/ч); τN – число часов использования установленной мощности агрегата
( τ0N 6000 ч/год).
Таблица 3.4
Коэффициенты
Влияющие |
Характеристика |
Обозначе- |
Значе- |
факторы |
факторов |
ние |
ние |
Технологический |
Системы золоочистки (з/о) |
|
1,0 |
профиль |
З/о и сероили азотоочистка |
|
1,12 |
|
З/о, серо- и азотоочистка |
с1 |
1,15 |
|
Кипящий слой |
|
1,20 |
|
Газификация |
|
1,07 |
37
Окончание табл. 3.4
Влияющие |
Характеристика |
Обозначе- |
Значе- |
факторы |
факторов |
ние |
ние |
Вид системы от- |
Гранулирование золошлаков |
|
1,05 |
пуска товарного |
Производство товарной серы |
|
1,05 |
продукта |
Газификация с отпуском синтез-газа |
с2 |
1,1 |
|
Товарный полукокс |
|
1,05 |
|
Отпуск необработанных золошлаков |
|
1,0 |
3.4. ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ ИНФРАСТРУКТУРА
Затраты в экологическую инфраструктуру (на ее восстановление и развитие в ареале функционирования ТЭС):
5 |
h |
1,15 |
|
τ |
N |
0,2 |
5 |
|
|
|
|
Уэ |
сi |
дт |
|
|
|
|
|
M j (1 |
ηj )λj τN kг |
, (3.4) |
|
|
τ |
0 |
|||||||||
i 1 |
h0 |
|
|
|
j 1 |
|
|
|
|||
|
|
дт |
|
|
N |
|
|
|
|
|
|
где сi – коэффициент приведения (табл. 3.5); hдт – высота дымовой трубы, м( hдт0 = 100 м); τN – числочасовиспользования установленной мощностиэнергоблока, ч/год( τ0N = 6000 ч/год); M j – количествогенерируемых вредных веществ, кг/ч; ηj – КПД систем очистки; λj – удельные затраты, $/кг (табл. 3.6); kг – коэффициент готовности.
Таблица 3.5
Коэффициенты
Влияющие |
Характеристика |
Обозначение |
Значение |
|
факторы |
факторов |
|||
|
|
|||
Зольность топлива |
Ар < 10 % |
|
1,0 |
|
|
10 % < Ар < 20 % |
с1 |
1,05 |
|
|
Ар >20 % |
|
1,10 |
|
Тип системы газо- |
Золоочистка (з/о) |
|
1,0 |
|
очистки |
З/о, сероили азотоочистка |
с2 |
1,12 |
|
|
З/о, серо- и азотоочистка |
|
1,15 |
38
|
|
|
|
Окончание табл. 3.5 |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Влияющие |
Характеристика |
|
Обозначение |
|
Значение |
|
||
факторы |
факторов |
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|||
Отпуск вторичных |
Отпуск золошлаков (з/ш) |
|
|
|
0,95 |
|
||
товарных продуктов |
или товарной серы |
|
|
с3 |
|
|
||
|
Отпуск золошлаков и серы |
|
|
|
0,9 |
|
||
Очистка сточных вод |
С очисткой |
|
|
|
с4 |
|
1,0 |
|
|
Без очистки |
|
|
|
|
1,1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Регион функциони- |
Урал, Западная Сибирь |
|
|
|
1,0 |
|
||
рования |
Восточная Сибирь, Даль- |
|
с5 |
|
1,15 |
|
||
|
ний Восток |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 3.6 |
|||
|
Удельные затраты |
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
Удельные затраты |
|
|||
Наименование |
Обозначе- |
|
|
|||||
|
ние |
|
Обозначение |
$/кг* |
|
|||
|
|
|
|
|
||||
Окислы азота NOх, кг/ч |
|
М1 |
|
λ1 |
0,325 |
|
||
Окислы серы, кг/ч |
|
|
М2 |
|
λ2 |
0,131 |
|
|
Зола углей, кг/ч: подмосковного, пе- |
|
|
|
|
|
0,043 |
|
|
чорского, кузнецкого, экибастузского, |
|
М3 |
|
λ3 |
|
|||
бабаевского месторождений |
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
||
Зола прочих углей, кг/ч |
|
|
|
|
|
0,643 |
|
|
Мазутная зола, кг/ч |
|
|
М4 |
|
λ4 |
6,4 |
|
|
Дымовые газы, кг/ч |
|
|
М5 |
|
λ5 |
2 10–4 |
|
|
Плата за выбросы при условии превышения лимита [13, 14].
Количество загрязняющих веществ (М j ) определяют расчетами.
Объем дымовых газов, отводимых в атмосферу через дымовую трубу (определяющих тепловое и парниковое воздействие на атмосферу), кг/ч:
М |
5 |
γV 0 |
В 3600 , |
(3.5) |
|
г |
|
|
где γ – коэффициенты приведения, γ 1,9 – при работе на твердом топливе; γ 1,4 – приработенагазе; Vг0 – теоретическийобъемпродуктов сгорания, м3 /кг(м3 /м3 ); В – расход условного топлива, кг у. т/с.
39
3.5. ЭНЕРГОТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ПРОИЗВОДСТВО ВТОРИЧНОЙ ТОВАРНОЙ ПРОДУКЦИИ
Экономия приведенных затрат при энерготехнологическом производстве вторичных товарных продуктов (синтез-газа, золошлаков, полукокса, серы и др.):
|
П λj M j τN kг , |
(3.6) |
|
|
j |
|
|
где λj – |
удельные затраты в |
замещаемое |
производство (λ1 |
0,06 $ / нм3 синтез-газа; λ2 0,03 |
$/кг полукокса; λ3 0,001 $/кг зо- |
||
лошлаков; |
λ4 10 $/кг товарной серы); M j – |
количество товарного |
|
продукта для реализации, кг/ч (нм3 /ч); τN – число часов использованияустановленноймощностиэнергоблока, ч/год; kг – коэффициентготовности.
3.6. УДАЛЕНИЕ ТЭС ОТ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
Затраты, обусловленные удалением от потребителей ТЭС (энергоблока) в ареал с обеспеченными ПДК:
|
|
|
|
|
|
|
|
Q |
|
|
3 |
Сф |
|
Сф |
|
Сф |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
NO |
х |
SO |
2 |
A |
|
|
|||
З |
|
|
|
λ |
|
λ |
|
т |
|
CNh |
|
|
|
|
|
, |
(3.7) |
||
уд |
эс |
т |
|
|
СNOф |
|
|
|
СAф |
||||||||||
|
|
|
|
N |
дт |
|
|
СSOф 2 |
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3 |
х |
|
|
||||||
где λэс, λт – удельные затраты в линию электропередачи и транс-
портные тепловые сети ( λэс 5 105 $/(МВт км год), λт 30 105 $/ (МВт км год); С 6 10 8 – коэффициент приведения; Qт, – тепловая и электрическая мощности энергоблока, кВт; hдт – высота дымо-
вой трубы, м; Сф – фоновые концентрации (в долях от ПДК) в ареале функционирования.
40