Технико-экономическая оценка энергоблоков электростанций. Учебное пособие
.pdfэффективности) не являютсяопределяющимидля решаемойзадачи, поэтому не учитываются (приравнены к единице). Не учитывается и снижение стоимости природоохранных систем в степенной части выражения.
Отсюда затраты в техническую часть модернизации:
Зм 0,01Кка , |
(4.16) |
Зм 0,01 43,85 0,4385 106 |
$ , |
или в соответствии с курсом валют ЦБ РФ на февраль 2022 г. (1 $ = = 76,58 руб.):
Зм = 76,58 0,4385 = 33,58 млн руб.
Таким образом, определены капиталовложения в модернизацию котла.
Определение затрат в экологическую инфраструктуру
Из слагаемых затрат в экологическую инфраструктуру рассмотрим только те, которые связаны с выбросами оксидов азота, поскольку слагаемые, зависящие от выбросовсеры и золы, не зависят от рассматриваемых вариантов.
Затраты в экологическую инфраструктуру до модернизации:
|
5 |
h |
1,15 |
|
τ |
N |
0,2 |
|
|
|
|
|
|
УэI |
сi |
дт |
|
|
|
|
MNOI |
λNO |
|
, |
(4.17) |
||
|
τ0 |
|
|||||||||||
|
i 1 |
h0 |
|
|
|
х |
|
х |
|
|
|||
|
|
|
дт |
|
|
N |
|
|
|
|
|
||
где сi – коэффициент приведения (в соответствии с положениями настоящего методического подхода); hдт 260 м – высота дымовой
трубы; hдт0 = 100 м – базовое значение высоты дымовой трубы; τN – число часов использования установленной мощности энергоблока, ч/год; τ0N = 6000 ч/год – базовое число часов использования установ-
ленной мощности; M NOI х – годовой выброс оксидов азота до модернизации, кг/год; λNOх 0,325 $/кг – базовый норматив платы за выбросы оксидов азота.
61
УэI |
1,05 1,0 1,0 1,0 |
|
260 |
1,15 |
|
6000 |
0,2 |
3499306 0,325 3,77 106 |
$, |
|
100 |
|
|
6000 |
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
или в соответствии с указанным курсом валют:
УIэ 76,58 3,77 106 288,7 млн руб.
Дальнейший срок эксплуатации котла составляет 20 лет, тогда затраты составят:
УIэ(20) 3,77 106 20 75,4 106 $ ;
УIэ(20) 5774,1 млн руб.
Затраты в экологическую инфраструктуру после модернизации определяются аналогично:
|
5 |
h |
1,15 |
|
τ |
N |
0,2 |
|
|
|
|
|
|||
|
УэII сi |
дт |
|
|
|
|
|
M NOII |
|
λNO |
|
, |
(4.18) |
||
|
|
|
τ0 |
|
|
||||||||||
|
i 1 |
h0 |
|
|
|
|
|
х |
|
х |
|
|
|||
|
|
|
дт |
|
|
|
N |
|
|
|
|
|
|
|
|
где M II |
– годовой выброс оксидов азота после модернизации, кг/год. |
||||||||||||||
NOх |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
260 |
1,15 |
6000 0,2 |
|
|
|
|
|
|||||||
УэII 1,05 1,0 1,0 1,0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
1468808 0,325 0,167 106 $ , |
||||||
|
100 |
|
|
6000 |
|
|
|
|
|
|
|
||||
или в соответствии с указанным курсом валют: |
|
|
|
|
|
||||||||||
|
УэII 76,58 0,167 106 |
12,79 млн руб. |
|
|
|||||||||||
Затраты через 20 лет: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
УэII(20) |
0,167 106 |
20 3,34 106 $ ; |
|
|
|
|||||||||
УIIэ(20) 255,8 млн руб .
Таким образом, определен экологический ущерб до и после модернизации.
62
Эффект модернизации
Модернизация считается экономически эффективной, если разность затрат до и после модернизации будет положительной, т. е.:
|
З = ЗI ЗII ˃ 0. |
(4.19) |
|
ЗI УэI 288,7 млн руб. |
|
ЗII УэII Зм 12,79 33,58 46,34 млн руб. |
|
|
|
З 288,7 46,34 242,36 млнруб. ˃ 0, |
|
З(20) |
5774,1 (255,8 33,58) 5484,72 млн руб. ˃ 0. |
|
Израсчетоввидно, чтоэкономическийэффектотпроведениямодернизации составит экономию в 242,36 млн руб. в год, а за срок службы, равный 20 годам, – 5484,72 млн руб.
Впоследнем случаевоценкеэффекта неучитываютсязатраты текущих, средних и капитальных ремонтов котла, а также затраты на последующие модернизации за рассмотренный срок службы.
63
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Вучебном пособии представлена методика оценки технико-эконо- мическихпоказателейэнергоблоковэлектростанций. Особенностьюметодики является применение степенной параметрической функции при определении капиталовложений в агрегаты и системы энергоблоков. Кроме того, методика учитывает системные факторы в виде оценки ущербов от выбросов, резервирования оборудования, дополнительных эксплуатационныхрасходовидругихсоставляющихпеременныхзатрат.
Впособии предлагается большое количество фактического материала, что позволяет вести сравнительные оценки энергоблоков разного состава и назначения для разных регионов с учетом поставок от разных производителей оборудования. Все стоимостные оценки представлены
вдолларах США, поэтому оценка в рублях предусмотрена по текущему курсу.
На примерах расчетов показаны алгоритмы решения различных практических задач.
Учебное пособие предназначено для студентов, магистрантов и аспирантов теплоэнергетических направлений подготовки. Может использоватьсяна стадии обоснования инвестиций впроектных организациях.
64
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1.Ноздренко Г.В. Эффективность применения в энергетике КАТЭКа экологическиперспективныхэнерготехнологическихблоковэлектростанцийсновыми технологиями использования угля / Г.В. Ноздренко. – Новосибирск:
НГТУ, 1992. – 261 с.
2.Ноздренко Г.В. Надежность теплоэнергооборудования ТЭС / Г.В. Ноздренко, В.В. Зыков. – Новосибирск: НГТУ, 1996. – 32 с.
3.Теплоэнергетика и теплотехника: общие вопросы: справочник / под общ. ред. чл.-корр. РАН А.В. Клименко и проф. В.М. Зорина. – 3-е изд., перераб. – Москва: Изд-во МЭИ, 1999. – 528 с.
4.Хоршев А.А. Исследование масштабов развития низкоуглеродных энергетических технологий с учетом их интеграции в электроэнергетическую систему России: отчет по проекту. – М.: МНиВО РФ, ФГБУН ИНЭИ РАН, 2019. – 94 с.
5.Уланов Н.Г. Прогнозирование массостоимостных показателей паровых турбин на предпроектных исследованиях и ранних стадиях проектирования / Н.Г. Уланов, Л.Н. Моисеева, А.О. Пешковский, О.Л. Голованов //Энергомаши-
ностроение. – 1980. – № 3. – С. 36–38.
6.ШифринИ.В. Методыопределениястоимостипроектируемого паротурбинного оборудования / И.В. Шифрин // Тр. ЦКТИ. – 1967. – 24 с.; 1968. –
Вып. 83. – С. 32–41.
7.Ларионов В.С. Технико-экономическая эффективность энергоблоков ТЭС: учебное пособие / В.С. Ларионов, Г.В. Ноздренко, П.А. Щинников, В.В. Зыков. – Новосибирск: НГТУ, 1996. – 30 с.
8.Щинников П.А. Поагрегатная оценка капиталовложений в энергоблоки электростанций с использованием параметрической степенной функции / П.А. Щинников, А.А. Францева, И.С. Садкин // Научный вестник Новосибирского государственного технического университета. – 2020. – № 2-3 (79). –
С. 123–138. – DOI: 10.17212/1814-1196-2020-2-3-123-138.
9.Оценка стоимости строительства и эксплуатации электростанций: отчет LI 260610 / ООО «Ламайер Интернациональ Руссланд». – М.: Бад Фильбель, 2009. – URL: https://www.np-sr.ru/ru/SR_0V001432 (дата обращения 10.01.2020)
65
https://www.np-sr.ru/sites/default/files/sr_pages/SR_0V001433/report-market-coun- cil-rev5.pdf
10.Kumar R., Sharma AKr., Tewari P.C. Cost analysis of a coal-fired power plant using the NPV method// Journal of Industrial Engineering International. – 2015. – Vol. 11(4). – Р. 495–504. – DOI:10.1007/S40092-015-0116-8.
11.Cost and Performance Baseline for Fossil Energy Plants, Volume 1: Bituminous Coal and Natural Gas to Electricity: Final Report DOE/NETL-2010/1397. – Revision 2. – Pitsburgh. PA. USA. – 2010. 626 p.
12.Клер А.М., Потанина Ю.М. Исследования теплофикационной ПГУ с га-
зификацией угля http://www.combienergy.ru/stat/998-Issledovaniya-teplofika- cionnoy-PGU-s-gazifikaciey-uglya
13.Постановление Правительства Российской Федерации от 12.06.2003
№344 «О нормативах платы за выбросы в атмосферный воздух загрязняющих веществ стационарными и передвижными источниками, сбросы загрязняющих веществ в поверхностные и подземные водные объекты, размещение отходов производства и потребления». – http://government.ru/docs/all/45636/
14.Постановление Правительства Российской Федерации от 03.03.2017
№255 «Об исчислении и взимании платы за негативное воздействие на окру-
жающую среду». – http://government.ru/docs/all/110668/
66
ОГЛАВЛЕНИЕ |
|
Введение................................................................................................................... |
3 |
1. Определяющие принципы выбора сравниваемых вариантов.................. |
5 |
2. Капиталовложения.......................................................................................... |
15 |
2.1. Котлоагрегат с системами очистки дымовых газов.................................. |
15 |
2.2. Турбоагрегат................................................................................................. |
19 |
2.3. Электрооборудование.................................................................................. |
21 |
2.4. Сетевая установка........................................................................................ |
22 |
2.5. Вспомогательное оборудование................................................................. |
25 |
2.6. ХВО, здания и сооружения, инфраструктура, инжиниринг..................... |
31 |
2.7. Газовая турбина ........................................................................................... |
31 |
2.8. Котел-утилизатор......................................................................................... |
33 |
2.9. Реакторы газификации ................................................................................ |
33 |
3. Затраты.............................................................................................................. |
35 |
3.1. Затраты на топливо...................................................................................... |
35 |
3.2. Эксплуатационный персонал...................................................................... |
36 |
3.3. Системы газоочистки и газификации......................................................... |
37 |
3.4. Экологическая инфраструктура.................................................................. |
38 |
3.5. Энерготехнологическое производство вторичной товарной |
|
продукции..................................................................................................... |
40 |
3.6. Удаление ТЭС от потребителей ................................................................. |
40 |
3.7. Резервные энергоблоки............................................................................... |
41 |
3.8. Переменная часть приведенных затрат...................................................... |
42 |
4. Примеры расчета............................................................................................. |
43 |
4.1. Определение удельных капиталовложений в энергоблок........................ |
43 |
4.2. Определение капиталовложений в основное оборудование |
|
при реализации ПГУ с низкотемпературной газификацией угля............ |
52 |
4.3. Определение приведенных затрат на модернизацию котла..................... |
59 |
Заключение............................................................................................................. |
64 |
Библиографический список.................................................................................. |
65 |
67 |
|
Щинников Павел Александрович Григорьева Оксана Константиновна Садкин Иван Сергеевич
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ЭНЕРГОБЛОКОВ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
Учебное пособие
Редактор И.Л. Кескевич
Выпускающий редактор И.П. Брованова
Корректор И.Е. Семенова
Дизайн обложки А.В. Ладыжская Компьютерная верстка Л.А. Веселовская
Налоговая льгота – Общероссийский классификатор продукции Издание соответствует коду 95 3000 ОК 005-93 (ОКП)
__________________________________________________________________________
Подписано в печать 21.03.2023. Формат 60 × 84 1/16. Бумага офсетная. Тираж 100 экз. Уч.-изд. л. 3,95. Печ. л. 4,25. Изд. № 217/22. Заказ № 112. Цена договорная
__________________________________________________________________________
Отпечатано в типографии Новосибирского государственного технического университета
630073, г. Новосибирск, пр. К. Маркса, 20
68