Технико-экономическая оценка энергоблоков электростанций. Учебное пособие

Добавил:

ivanov666 Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Башкирский Государственный Аграрный Университет

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

Кзш К0зшс1

.pdf

Скачиваний:

Добавлен:

15.08.2026

Размер:

1 Мб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 2 3 45 / 75 6 7 > Следующая >>>

3.7. РЕЗЕРВНЫЕ ЭНЕРГОБЛОКИ

Годовые затраты в резервные энергоблоки:

З	р	Ц b N	τ	N	(1 k	) σК0с с с N	р	,	(3.8)
	р	т р г		N	г	р 1 2 3	р

где Цт – стоимость топлива (табл. 3.1); bр – удельный расход топлива на резервном энергоблоке (в порядке оценки bр 0,36...0,40 кг у.т/

кВт ч); Nг – установленная мощность проектируемого энергоблока,

кВт; – число часов использования установленной мощности, ч/год; kг – коэффициент готовности энергоблока [2]; – отчисления от капи-

таловложений; Nр – резервная мощность, кВт (определяемая по мето-

дике [2]).

				Таблица 3.7
Удельные капиталовложения в резервные энергоблоки

Энергоблок		К0р , $/кВт
Паротурбинные энергоблоки		1600
ГТУ			500
Гидроэнергоблоки		3500
				Таблица 3.8
	Коэффициенты приведения

Влияющие	Характеристика			Обозна-	Значе-
факторы	факторов			чение.	ние
	Каменный уголь				1,30
Топливо	Бурый уголь			с1	1,35
	Газ				0,90
Регион строи-	Урал, Западная Сибирь			с2	1,05
тельства	Восточная Сибирь, Дальний Восток			с2	1,07
тельства	Восточная Сибирь, Дальний Восток				1,07
Демонтаж и ком-	Паротурбинные энергоблоки и ГТУ			с3	1,5
пенсация аварий	Гидроэнергоблоки			с3	2,5
пенсация аварий	Гидроэнергоблоки				2,5

3.8.ПЕРЕМЕННАЯ ЧАСТЬ ПРИВЕДЕННЫХ ЗАТРАТ

Вформуле (1.1) составляющие типа Зi определяются режимами

энерготехнологического функционирования энергоблока [1].

В наиболее простом случае (при разработке предпроектных решений), когда в сравниваемых вариантах отпуск потребителям электро- и теплоэнергии одинаков, переменная часть приведенных затрат в расчетный год с достаточной точностью может быть оценена как

i
З ВЦт σmКm Зр δЗдоп зп Уэ П Зуд ,	(3.9)

m 1

m = 1…i характеризует элементы оборудования энергоблоков, обозначения параметров приведены в (1.1), а их определение рассмотрено

в разделе 2 и настоящем, а σm характеризует ежегодный возврат капи-

таловложений, который [при отсутствии других данных и при условии учета средств заемного капитала, как показано в разделе 1, формулы (1.2), (1.3)] можно принять 0,037, что соответствует норме амортизации в 3,7 % при 27-летнем сроке службы оборудования.

Вдругомслучаевеличина, характеризующаяежегодный возвраткапиталовложений (амортизацию) и проценты по ним:

σm	Е(1 Е)Т		,	(3.10)
	(1 Е)Т	1

где Е – норма возврата, устанавливаемая с учетом источников и структуры финансирования, требований инвесторов и отражающая приемлемуюнорму (ставку, процент) доходности навкладываемыйкапитал; Т – расчетный периодэксплуатациисоответствующих агрегатов и технических систем энергоблока, год.

4.ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА

4.1.ОПРЕДЕЛЕНИЕ УДЕЛЬНЫХ КАПИТАЛОВЛОЖЕНИЙ В ЭНЕРГОБЛОК

Расчет проведем для условного энергоблока на базе турбины Т-120/136-12,8-8 с парогенератором Е-500-140-560БТ, работающего на буром угле в городе Абакане.

Капиталовложения в котлоагрегат с системами очистки дымо-

вых газов (включая фундаменты, несущие конструкции, необходимые паропроводы, ДРГ при их наличии, системы очистки дымовых газов):

	0	11		9	х	j	n j
	0					j
	Кка Кка ci							,
	Кка Кка ci				х0			,
		i 1	j 1		х0
						j
где Кка0 7 106	$ – базовые капиталовложения.

Коэффициенты приведения (сi ), параметры х0j пени (nj ) представлены в табл. 4.1–4.2.

Коэффициенты приведения

(4.1)

и показатели сте-

Таблица 4.1

Влияющие	Характеристика	Обозначение	Значе-
факторы	факторов	Обозначение	ние
Топливо	Бурый уголь	с1	1,15
Тип котла	Барабанный	с2	1,05
Перегрев пара	Без промперегрева	с3	1,0
	43

Окончание табл. 4.1

Влияющие

Характеристика

Обозначение

Значе-

факторы

факторов

ние

Профиль

П-образный

с4

1,0

Компоновка

Однокорпусная

с5

1,0

Регион строительства

Абакан

с6

1,05

Вид очистных систем

З/о + серо- и азотоочистка

с7

1,82

Демонтаж и компенса-

После выработки срока

с8

ция аварий

эксплуатации

1,5

Тип топки

Камерная

с9

1,0

Вид шлакоудаления

Твердое

с11

1,0

Таблица 4.2

Базовые и определяющие параметры

Параметры

Показатели сте-

Наименование

пени

базовые

определя-

обозначе-

значе-

ющие

ние

Производительность котла, т/ч

100

500

0,8

Давление перегретого пара, МПа

x0 17

13,8

0,4

Температура перегретого пара, ºС

545

560

0,9

Температура уходящих из котла

130

150

газов, ºС

–0,13

Температура питательной воды, ºС

230

0,6

Снижение стоимости природо-

охранных систем в зависимости от

x0 5

13,8

–0,28

давления перегретого пара

Теплота сгорания топлива,

29,3

15,67

МДж/кг

–0,2

Число часов использования уста-

новленной паропроизводительно-

6000

5000

0,2

сти, ч/год

Кка 7 106 (1,15 1,05 1,0 1,0 1,0 1,05 1,82 1,5 1,0 1,0)

500 0,8 13,8 0,4 560 0,9 150 0,13 230 0,6 13,8 0,28

100 17 545 130 230 5

15,67		0,2	5000	0,2	66,82 106	$.
	29,3		6000		66,82 106	$.
	29,3		6000

Капиталовложения в паровую турбину (с конденсатором и необ-

ходимыми паропроводами, без генератора и системы регенерации):

	7	x	j	n j
	Кпт Кпт0 с1с2с3				,	(4.2)
			0

	j 1 x j
где Кпт0 7, 42 106	$ – базовые капиталовложения.
Коэффициенты приведения (сi ), параметры х0j						и показатели сте-

пени (nj ) представлены в табл. 4.3–4.4.

Таблица 4.3

Коэффициенты приведения

Влияющие		Характеристика			Обозначе-		Значение
факторы		факторов				ние
Тип турбоагрегата	Т-турбина					с1	1,3
Регион строительства	Абакан					с2	1,03
Демонтаж и компенса-	Демонтаж после выра-					с3	1,2
ция аварий	ботки срока эксплуатации
						Таблица 4.4
Базовые и определяющие параметры

Наименование		Параметры				Показатели степени
		базовые	определя-			обозначе-		значе-
			ющие			ние		ние
Номинальная мощность тур-		x0 30	x	120		n1		0,8
боагрегата, МВт
		1	1

					Окончание табл. 4.4

Наименование		Параметры				Показатели степени
	базовые		определя-			обозначе-	значе-
			ющие			ние	ние
Начальное давление пара,	x20	14	x2	12,8		n2	0,22
МПа
Начальная температура	x30 545		x3	555		n3	1,0
пара, ºС
Количество ЦНД	x0	1	x		1	n	0,2
	5		5			5
Количество ЦВД + ЦСД	x0	1	x		2	n	0,3
	6		6			6
Число часов использования
установленной мощности,	x70 6000		x7 5000			n7	0,2
ч/год

Кпт 7,42 106	1,3 1,03 1,2	120		0,8	12,8		0,22	555	1,0
Кпт 7,42 106	1,3 1,03 1,2		30			14		545
			30			14		545

2	0,3	5000	0,2	42,8 106	$.
1		6000		42,8 106	$.
1		6000

Капиталовложения в электрогенератор и электрооборудование

(включает в себяэлектрогенератор со вспомогательным оборудованием, автоматику и КИП, повышающие трансформаторы и трансформаторы собственных нужд, распредустройство, связь с энергосистемой):

К0

0,9

0,2

эл

(4.3)

эл

Nг

NCH

где КЭЛ0 11,6 106

$ –

базовые капиталовложения;

– коэффициент

приведения, зависящий от региона строительства ( с 1,03 – для го-

рода Абакана); Nг 136 МВт – установленная мощность электроге-

нератора; Nг0 100 кВт – базовое значение мощности электрогенера-

тора; Nсн 11,95 % – электрические собственные нужды; Nсн0 5 % – базовоезначениесобственныхнужд; N 5000 ч – числочасовисполь-

зования установленной мощности; 0N 6000 ч – базовое число часов использования установленной мощности;

Кэл 11,6 106	136000		0,9	11,95		0,2	5000	0,2	18,09 106	$.
Кэл 11,6 106	1,03	100000			5		6000		18,09 106	$.
		100000			5		6000

Капиталовложения в сетевую установку (сетевые подогреватели,

сетевые насосы, арматура, трубопроводы-выводы, связь с теплосетью):

		4		8	x	j	n j
Ксу Ксу0		сi						,	(4.4)
						0
	i 1
			j 1 x j

где К0су 1,4 106 $ – базовые капиталовложения.

Коэффициенты приведения (сi ), параметры х0j и показатели степени (nj ) представлены в табл. 4.5–4.6.

Таблица 4.5

Коэффициенты приведения

Влияющие	Характеристика	Обозна-	Значение
факторы	факторов	чение
Регион строительства	Абакан	с1	1,05
Демонтаж, компенсация	Демонтаж после выработки	с2
аварий	ресурса	с2	1,3
Вид сетевой установки	С двумя подогревателями	с3	1,2
Тип сетевой установки	Блочная (на каждый турбо-	с4	1,0
Тип сетевой установки	генератор)	с4	1,0

Среднегодовая теплофикационная нагрузка, кВт:

x	Qн 1		203500(0,63 0,073 0,61 1 ) 152558 кВт .
3	т	T

Расход сетевой воды, т/ч:

x5 x3 3,6(x1cPв ) 1 152558 3,6(42 4,19) 1 3120,86 т/ч.

Протяженность магистральных трубопроводов х6 10 км.

Диаметр магистральных трубопроводов, м:

				x		0,38		x 103				0,19									x	0,19
	х		γ		5								1 0,019								5
	х		γ										1 0,019
	7			3,6				6												3,6
				3,6																3,6
	3120,86				0,38			103		0,19									3120,86				0,19	0,98 м.

0,012							10					1 0,019
	3,6																			3,6
																							Таблица 4.6
			Базовые и определяющие параметры

													Параметры										Показатели сте-
Наименование													Параметры											пени
																								пени
									базовые						определяю-								обозна-		значе-
									базовые						определяю-								обозна-		значе-
																	щие						чение			ние
Температурный напор (по тем-										x0		50				x			42				n
пературному графику), ºС										x0		50				x			42				n			0,35
пературному графику), ºС										1						1							1			0,35
Температура греющего тепло-									x0			100				x			109				n
носителя, ºС									x0			100				x			109				n			0,15
носителя, ºС										2						2							2			0,15
Среднегодовая теплофикаци-										x0		50			x	152,56							n
онная нагрузка, МВт										x0		50			x	152,56							n			0,45
онная нагрузка, МВт										3					3								3			0,45
Мощностьсетевыхнасосов, кВт									x0			500				x		1441					n			0,2
										4						4							4			0,2
Расход сетевой воды, т/ч									x0		1000				x	3120,86							n			0,3
										5					5								5			0,3
Протяженность трубопрово-										х	0	10				x			10
дов, км										х	0	10				x	6		10				n6			1,2
дов, км										6							6						n6			1,2
Диаметр трубопроводов, м										х0		0,5				x		0,98					n7			0,3
										7						7							n7			0,3
Число часов отопительного пе-									x0		4000				x			5400								0,5
риода, ч/год										8						8							n8			0,5
Ксу 1,4 106 1,05 1,3 1,2 1,0													42 0,35 109 0,15									152,56 0,45
Ксу 1,4 106 1,05 1,3 1,2 1,0																100							50
													50			100							50
1441	0,3	3120,86 0,3						10	1,2			0,98		0,3		5400 0,8							7,99 106			$.
			1000										0,5										7,99 106			$.
500			1000					10					0,5			4000

Капиталовложения в тягодутьевое оборудование (дутьевые вен-

тиляторы и дымососы, воздушные тракты):

			К		К0	с с	В 0,9			,		(4.5)
			К	тд	К0	с с		0		,		(4.5)
				тд	тд	1 2	В	0
							В
где К0	0,6 106		$ – базовые капиталовложения; с , с									– коэффици-
тд										1	2
енты приведения ( с1 1 – при сжигании угля,										с2 1 – для камерных то-
пок); B 53,52 т у. т/ч – расход условного топлива, т у. т/ч;
	К	тд	0,6 106		1 1 53,52		0,9		2,715 106		$ .
		тд				10
						10

Капиталовложения в систему топливоподачи и топливоподго-

товки (включая инфраструктуру принятия, складирования, подготовки и подачи топлива в котел: склад, транспортеры, дробилки, мельницы, мельничные вентиляторы и турбовоздуходувки пневмотранспорта пыли и т. д.):

0,75

0,1

Ктоп К0топ сi

(4.6)

i 1

где К0

7,5 106 $ – базовые капиталовложения;

– коэффициенты

топ

приведения (табл. 4.7); B 53,52 т у. т/ч –

расход условного топлива;

W = 32 % – влажность топлива.

Таблица 4.7

Коэффициенты приведения

Влияющие факторы

Характеристика

Обозна-

Значение

факторов

чение

Видсистемытопливоподготовки

С прямым вдуванием

с1

1,0

Вид топлива

Бурый уголь

с2

1,1

Вид пускорезервного топлива

Мазут

с3

1,1

Степень топливного комбини-

Система с одним ос-

с5

1,0

рования

новным видом топлива

Регион строительства

Абакан

с6

1,05

Ктоп 7,5 106 (1,0 1,1 1,1 1,0 1,05)

53,52 0,75 32 0,1 38,51 106 $ .10 8

Капиталовложения в систему газоотвода (газоходы, дымовая труба):

				h			2
К	дт	К0	с			дт		,	(4.7)
К		К0	с					,	(4.7)
		дт	1		100
					100

где К0пт 2,1 106 $ – базовые капиталовложения; с1 =1,0 для одноствольнойдымовойтрубы; hдт = 150 м. – высотадымовойтрубыпорасчету.

Кдт 2,1 106	1,0	150		2	4,73 106	$ .
			100

Капиталовложения в систему золошлакоудаления:

где К0пт 0,5 106 $ – базовые капиталовложения; с1 = 1,0 для гидросистемы с багерными насосами.

Параметры х0j ипоказателистепени (nj ) представленывтабл. 4.8.

				Таблица 4.8
Базовые и определяющие параметры
				Показатели степени
Наименование		Параметры		Показатели степени
Наименование	базовые		определяю-	обозначение	значение
	базовые		определяю-	обозначение	значение
			щие
Расход топлива, т у. т/ч	x0	10	x 53,52	n	0,8
	1		1	1	0,8
Зольность топлива по	x0	10	x 6	n
рабочей массе, %	x0	10	x 6	n	0,3
рабочей массе, %	2		2	2	0,3

<<< < Предыдущая 1 2 3 45 / 75 6 7 > Следующая >>>

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]