- •7.090510 - Теплоенергетика
- •2 Основа економічного обгрунтування вибору обладнання електричної станції
- •3 Розрахунок капітальних вкладень в будівництво тес
- •4 Розрахунок витрат виробництва на тес
- •2 Амортизаційна складова
- •3 Плинні ремонти
- •4 Витрати на заробітну плату
- •5 Плата за воду
- •6 Збори за забруднення навколишнього середовища
- •2 Тверді частинки
- •3 Діоксід сірки so2
- •4 Оксиди азоту nOx
- •5 Сполуки ванадію при спалюванні мазуту
- •7 Інші витрати
- •Перелік посилань
- •Додаткова література
Додаткова література
Guide to energy efficiency bankable proposals. – European commission. Directorate general XVll - Energy. Jointly prepared by : The European commission - Directorate general for energy - DG XVll Thermie and Synergy programs. – The European bank for reconstruction and development. – June, 1997.
Дыбан Е.П. Газотурбинные и парогазовые установки для стационарной и муниципальной электроэнергетики (обзор). - "Промышленная теплотехника", ИТТФ НАН України. Том 16. № 2-3,1994. С.72-92.
Тумановский А.Г. Экологические проблемы тепловых электростанций. – Электрические станции,2005, №1, С.17-27
Федоренко О.І. Екологія та енергозбереження України. – Енергетична безпека України. Серія “Охорона навколишнього середовища”, серпень 2005, №8, С.19-27
Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н, Газотурбинные и парогазовые установки теплових электростанций: Учебное пособие для вузов / Под ред.. С.В.Цанев - М.: Издательство МЭИ, 2002. – 548 с., ил.
Методика визначення розмiрiв плати i стягнення платежiв за забруднення навколишнього природного середовища України. - Київ: Мiнiстерство охорони навколишнього природного середовища України, 1993. - 22 с.
Инструкция по определению себестоимости паровых конденсационных турбин по их техническим характеристикам. - Л.: ЦКТИ, 1985. - 62 с.
Метод определения себестоимости и цены паровых котлов по их техническим характеристикам. - Л.: ЦКТИ, 1971. - 12 с.
Додаток
Таблиця 1 – Питомі капітальні вкладення по електричним станціям
[ ] «Теплоэнергетика» №2, 1997 г., с.76-78.
|
Технологія використання енергоресурсів |
Питомі капітальні вкладення по рокам, дол.$/кВт | ||
|
|
1990-2000 |
2000-2010 |
2010-2020 |
|
ГТУ *) ПГУ *) ТЕС (м) ТЕС (в) Удосконалені ТЭС (м) Удосконалені ТЭС (в) ЦКС під тиском ЦКС при атмосферному тиску Цикли з газифікацією палива Паливні елементи Інтегральні газифіковані ПЕ ПГУ с прямим спалюванням вугілля в ГТУ Бінарний цикл Ренкіна ГеоТЕС звичайного типу ГеоТЕС бінарного типу Петрогеотермальні ГеоТЕС Геонапорні системи Магматичні ГеоТЕС |
340 550 1150-1430 1150-1470 - - - 1370-1400 1450-1460 - - - - 1150-1720 1440-1720 - - - |
325 535 1150-1430 1150-1470 1350-1600 1350-1600 1340-1370 1370-1400 1435-1450 - - - 1500-1770 1150-1720 1440-1720 1720 1720 - |
310 520 1150-1430 1150-1470 1350-1600 1350-1600 1325-1355 1350-1400 1420-1435 1120 1300 1150 1500-1770 1150-1720 1440-1720 1720 - 1720 |
Примечание. (м) – малосірчане паливо
(в) – високосірчане паливо
*) – питомі капітальні вкладення занижені.
Таблица
Структура капитальных затрат на ТЭС с ГТУ и ПГУ
(Американская энергетическая конференция, 1989 г.) .
|
Статья затрат |
ТЭС с ГТУ |
ТЭС с ПГУ |
|
Механическое оборудование |
60,0 |
50,8 |
|
Электротехническое оборудование |
6,0 |
6,6 |
|
Химическое оборудование |
1,8 |
1,5 |
|
Аппаратура автоматизации и управления |
1,8 |
1,8 |
|
Строительные работы |
14,4 |
20,0 |
|
Инфраструктура |
1,0 |
2,6 |
|
Техническое руководство |
6,0 |
6,6 |
|
Непредвиденные расходы |
9,0 |
10,1 |
|
Итого |
100,0 |
100,0 |
|
Таблиця 2 - Питома вартість паротурбінних ЕС на 1кВт, $, 1997 р | ||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Обладнання та |
|
Пиловугільні ТЕС з параметрами пари: |
|
|
|
|
|
системи ТЕС |
|
докрити- |
понадкри- |
перспек- |
ультра- |
|
|
|
|
|
чні |
тичні |
тивні |
понад- |
|
|
|
|
|
|
|
критичні |
|
Котел |
|
|
203 |
217 |
256 |
325 |
|
Парова турбіна |
|
129 |
130 |
131 |
178 |
|
|
Пароводяний тракт |
|
146 |
179 |
179 |
297 |
|
|
Электричне обладнання |
89 |
89 |
89 |
89 |
|
|
|
КВП і автоматика |
|
75 |
75 |
75 |
75 |
|
|
Підготовка вугілля |
|
28 |
25 |
23 |
23 |
|
|
Цивільне будівництво |
192 |
189 |
181 |
170 |
|
|
|
Очищення димових газів |
96 |
85 |
78 |
73 |
|
|
|
Розробка проекту |
|
58 |
63 |
73 |
91 |
|
|
Фінансове обслуговування |
80 |
80 |
91 |
128 |
|
|
|
Всього |
|
|
1096 |
1132 |
1176 |
1449 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблиця 3 - Вартість обладнання та систем ТЕС, % |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Обладнання та |
|
Пиловугільні ТЕС з параметрами пари: |
|
|
|
|
|
системи ТЕС |
|
докрити- |
понадкри- |
спек-пер |
ультра- |
|
|
|
|
|
чні |
тичні |
тивні |
понад- |
|
|
|
|
|
|
|
критичні |
|
Котел |
|
|
18.52 |
19.17 |
21.77 |
22.43 |
|
Парова турбіна |
|
11.77 |
11.48 |
11.14 |
12.28 |
|
|
Пароводяний тракт |
|
13.32 |
15.81 |
15.22 |
20.50 |
|
|
Электричне обладнання |
8.12 |
7.86 |
7.57 |
6.14 |
|
|
|
КВП і автоматика |
|
6.84 |
6.63 |
6.38 |
5.18 |
|
|
Підготовка вугілля |
|
2.55 |
2.21 |
1.96 |
1.59 |
|
|
Цивільне будівництво |
17.52 |
16.70 |
15.39 |
11.73 |
|
|
|
Очищення димових газів |
8.76 |
7.51 |
6.63 |
5.04 |
|
|
|
Розробка проекту |
|
5.29 |
5.57 |
6.21 |
6.28 |
|
|
Фінансове обслуговування |
7.30 |
7.07 |
7.74 |
8.83 |
|
|
|
Всього |
|
|
100.00 |
100.00 |
100.00 |
100.00 |
|
Таблиця 4 - Питомі капітальні вкладення по парогазовим ТЕС |
| |||||
|
(в $ на 1 кВт, 1997 рік) |
|
|
| |||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Обладнання та |
|
|
ПГУ |
|
|
|
|
систем ТЕС |
|
з КСД |
на прир. |
з газиф. |
з зовнішн. |
|
|
|
|
|
|
газі |
вугілля |
спаленням |
|
|
|
|
|
|
|
вугілля |
|
Установка-газифікатор вугілля |
|
|
512 |
|
|
|
|
Котел / високотемператур. ТО |
357 |
|
|
453 |
|
|
|
Котел-утилізатор |
|
39 |
99 |
114 |
107 |
|
|
ГТУ |
|
|
63 |
117 |
120 |
117 |
|
Парова турбіна |
|
169 |
63 |
71 |
74 |
|
|
Пароводяний тракт |
|
162 |
45 |
85 |
140 |
|
|
Електричне обладнання |
115 |
49 |
93 |
54 |
|
|
|
КВП і автоматика |
|
99 |
47 |
84 |
52 |
|
|
Підготовка вугілля |
|
35 |
|
32 |
25 |
|
|
Очистка синтез-газа |
|
|
|
69 |
|
|
|
Установка-газифікатор вугілля |
136 |
54 |
108 |
143 |
|
|
|
Очистка димових газів |
41 |
|
|
261 |
|
|
|
Розробка проекту |
|
123 |
45 |
104 |
160 |
|
|
Фінансове обслуговування |
107 |
65 |
117 |
133 |
|
|
|
Всього |
|
|
1446 |
584 |
1509 |
1719 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблиця 5 - Вартість обладнання і систем ПГ-ТЕС, % |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Обладнання та |
|
|
ПГУ |
|
|
|
|
систем ТЕС |
|
з КСД |
на прир. |
з газиф. |
з зовнішн. |
|
|
|
|
|
|
газі |
вугілля |
спаленням |
|
|
|
|
|
|
|
вугілля |
|
Установка-газифікатор вугілля |
0.00 |
0.00 |
33.93 |
0.00 |
|
|
|
Котел / високотемператур. ТО |
24.69 |
0.00 |
0.00 |
26.35 |
|
|
|
Котел-утилізатор |
|
2.70 |
16.95 |
7.55 |
6.22 |
|
|
ГТУ |
|
|
4.36 |
20.03 |
7.95 |
6.81 |
|
Парова турбіна |
|
11.69 |
10.79 |
4.71 |
4.30 |
|
|
Пароводяний тракт |
|
11.20 |
7.71 |
5.63 |
8.14 |
|
|
Електричне обладнання |
7.95 |
8.39 |
6.16 |
3.14 |
|
|
|
КВП і автоматика |
|
6.85 |
8.05 |
5.57 |
3.03 |
|
|
Підготовка вугілля |
|
2.42 |
0.00 |
2.12 |
1.45 |
|
|
Очистка синтез-газа |
|
0.00 |
0.00 |
4.57 |
0.00 |
|
|
Установка-газифікатор вугілля |
9.41 |
9.25 |
7.16 |
8.32 |
|
|
|
Очистка димових газів |
2.84 |
0.00 |
0.00 |
15.18 |
|
|
|
Розробка проекту |
|
8.51 |
7.71 |
6.89 |
9.31 |
|
|
Фінансове обслуговування |
7.40 |
11.13 |
7.75 |
7.74 |
|
|
|
Всього |
|
|
100.00 |
100.00 |
100.00 |
100.00 |
Таблиця 6 - Питома вартість складових
електростанції з парогазовими енергоблоками
на природному газі на 1кВт потужності [ ]
|
Обладнання та системи ТЕС |
Вартість, долл.США |
Вартість, % |
|
Пароводяний тракт |
45 |
7,70 |
|
КВП і автоматика |
47 |
8,05 |
|
Котел-утілізатор |
99 |
16,95 |
|
ГТУ |
117 |
20,03 |
|
Парова турбіна |
63 |
10,79 |
|
Громадянське будівництво |
54 |
9,25 |
|
Розробка проекту |
45 |
7,71 |
|
Електричне обладнання |
49 |
8,39 |
|
Фінансове обслуговування |
65 |
11,13 |
|
Всього |
584 |
100 |
Таблица 7 - Угли Украины
|
Марка, обозначение |
Состав рабочей массы топлива, % |
QPH, ккал/кг |
VГ, % | ||||||
|
|
WP |
AP |
SP |
CP |
HP |
NP |
OP |
|
|
|
Донецкий АШ, АСШ |
8,5 |
22,0 |
1,7 |
63,8 |
1,2 |
0,6 |
1,3 |
5390 |
3,5 |
|
То же, но ПАР, отсев |
5,0 |
20,9 |
2,4 |
66,6 |
2,6 |
1,0 |
1,5 |
6030 |
7,5 |
|
” ТР |
5,0 |
23,8 |
2,8 |
62,7 |
3,1 |
0,9 |
1,7 |
5780 |
15,0 |
|
” ДР |
13,0 |
21,8 |
3,0 |
49,3 |
3,6 |
1,0 |
8,3 |
4680 |
44,0 |
|
” Д (отсев) |
14,0 |
25,8 |
3,9 |
44,8 |
3,4 |
1,0 |
7,1 |
4240 |
44,0 |
|
” ГР |
8,0 |
23,0 |
3,2 |
55,2 |
55,2 |
1,0 |
5,8 |
5260 |
40,0 |
|
” Г (отсев) |
11,0 |
26,7 |
3,1 |
49,2 |
3,4 |
1,0 |
5,6 |
4730 |
40,0 |
|
” Г (пром- продукт мокрого обогащения) |
9,0 |
34,6 |
3,2 |
44,0 |
3,1 |
0,8 |
5,3 |
4190 |
42,0 |
|
” Ж,К,ОС (промпродукт) |
9,0 |
35,5 |
2,5 |
45,5 |
2,9 |
0,9 |
3,7 |
4300 |
30,0 |
|
Коломыйский Б1Р |
20 |
24 |
3,8 |
39 |
3,1 |
0,7 |
11,1 |
3410 |
51,5 |
|
Волынский ГР, ГСШ |
10 |
19,8 |
2,6 |
55,5 |
3,7 |
0,9 |
7,5 |
5120 - 5250 |
39,0 |
|
Ильницкий Б1Р |
44 |
38 |
1,6 |
11,4 |
1,1 |
,15 |
5,2 |
1500 |
61 |
|
Днепровский Б1Р |
55 |
14 |
3,8 |
20,5 |
1,8 |
0,3 |
6,6 |
1540 |
53,8 |
|
Межреченский ЖР |
8 |
32,2 |
3,1 |
53,7 |
3,6 |
0,7 |
5,1 |
4630 |
36 |
|
Семеновский, *) Александрийский, Юрковский, Бандуровский Б1Р |
56,7 --- 57,5 |
14,7 -- 8,4 |
3,4 -- 3,4 |
17,5 -- 23,6 |
1,7 -- 1,7 |
0,2 -- 0,3 |
7,3 -- 7,0 |
1190 -- 1860 |
60 -- 57,3 |
|
Подмосковный Б2Р (для сравнения) |
32,0 |
25,2 |
2,7 |
28,5 |
2,2 |
0,6 |
8,6 |
2490 |
50,0 |
*) – в знаменатели – характеристики шахтного угля.
Таблица 8 – Цена углей Украины
|
Марка, обозначение |
QPH, ккал/кг |
Цена 1т, грн. |
|
Донецкий АШ, АСШ |
5390 |
|
|
То же, но ПАР, отсев |
6030 |
|
|
” ТР |
5780 |
|
|
” ДР |
4680 |
|
|
” Д (отсев) |
4240 |
|
|
” ГР |
5260 |
|
|
” Г (отсев) |
4730 |
|
|
” Г (пром- продукт мокрого обогащения) |
4190 |
|
|
” Ж,К,ОС (промпродукт) |
4300 |
|
|
Коломыйский Б1Р |
3410 |
|
|
Волынский ГР, ГСШ |
5120 - 5250 |
|
|
Ильницкий Б1Р |
1500 |
|
|
Днепровский Б1Р |
1540 |
|
|
Межреченский ЖР |
4630 |
|
|
Семеновский, *) Александрийский, Юрковский, Бандуровский Б1Р |
1190 -- 1860 |
|
|
Подмосковный Б2Р (для сравнения) |
2490 |
|
*) – в знаменатели – характеристики шахтного угля.
Таблиця 9 - Коефіцієнт α в залежності від типу
головного обладнання
|
Тип турбо- установки |
Коефіцієнт α при кількості годин використання встановленої потужності | |||||
|
|
6000 |
4500 |
3000 |
6000 |
4500 |
3000 |
|
|
для АШ |
для газу, мазуту |
|
|
|
|
|
К-50-90 К-100-90 К-150-130 К-200-130 К-300-240 |
1,037 1,047 1,073 1,035 1,042 1,064 1,028 1,037 1,061 1,024 1,032 1,055 1,015 1,033 1,060 1,010 1,024 1,046 1,015 1,033 1,060 1,010 1,024 1,046 1,030 1,061 1,099 1,022 1,043 1,072 |
|
|
|
|
|
Таблиця 10 - Коефіцієнт θ в залежності від типу
головного обладнання
|
Тип турбо- установки |
Коефіцієнт θ при кількості годин використання встановленої потужності | |||||
|
|
6000 |
4500 |
3000 |
6000 |
4500 |
3000 |
|
|
для АШ |
для газу, мазуту |
|
|
|
|
|
К-50-90 К-100-90 К-150-130 К-200-130 К-300-240 |
1,12 1,31 1,50 1,12 1,36 1,60 1,12 1,28 1,45 1,12 1,33 1,55 1,05 1,15 1,26 1, 05 1,19 1,35 1,05 1,15 1,25 1,05 1,20 1,35 1,00 1,15 1,30 1,00 1,20 1,40 |
|
|
|
|
|
Таблиця 12 - Основні параметри конденсаційних турбін ВАТ “Турбоатом”
|
К-160-130 |
Потужність електрична, МВт |
165 |
160 |
150 |
130 |
100 |
|
|
Витрати пари, кг/с |
130,6 |
126,9 |
118,6 |
102,8 |
80,0 |
|
|
Температура живильної води, 0С |
230 |
229 |
226 |
218 |
206 |
|
|
Гарантована питома витрата теплоти, кДж/(кВт.год) |
8217 |
8246 |
8271 |
8309 |
8506 |
|
К-300-240 |
Потужність електрична, МВт |
300 |
250 |
200 |
|
|
Витрати пари, кг/с |
240,3 |
195,0 |
152,8 |
|
|
Температура живильної води, 0С |
266 |
252 |
236 |
|
|
Гарантована питома витрата теплоти, кДж/(кВт.год) |
7705 |
7802 |
7923 |
|
К-500-240 |
Потужність електрична, МВт |
500 |
400 |
300 |
|
|
Витрати пари, кг/с |
423,6 |
327,8 |
241,7 |
|
|
Температура живильної води, 0С |
268,5 |
249,5 |
228 |
|
|
Гарантована питома витрата теплоти, кДж/(кВт.год) |
7714 |
7827 |
8078 |
Таблиця 13 - Основні параметри конденсаційних турбін ВАТ “ЛМЗ”
|
К-210-130 |
Потужність електрична, МВт |
210 |
200 |
175 |
150 |
100 |
|
|
Витрати пари, кг/с |
164,4 |
155,8 |
133,3 |
113,3 |
75,8 |
|
|
Температура живильної води, 0С |
240 |
237 |
227 |
218 |
197 |
|
|
Гарантована питома витрата теплоти, кДж/(кВт.год) |
8045 |
8045 |
8066 |
8150 |
8439 |
|
К-300-240 |
Потужність електрична, МВт |
300 |
250 |
200 |
|
|
Витрати пари, кг/с |
247,2 |
200 |
159,2 |
|
|
Температура живильної води, 0С |
265 |
252 |
239 |
|
|
Гарантована питома витрата теплоти, кДж/(кВт.год) |
7710 |
7835 |
7961 |
|
К-800-240 |
Потужність електрична, МВт |
800 |
700 |
600 |
400 |
|
|
Витрати пари, кг/с |
680 |
586 |
495 |
324 |
|
|
Температура живильної води, 0С |
274 |
262,5 |
251 |
224 |
|
|
Гарантована питома витрата теплоти, кДж/(кВт.год) |
7710 |
7810 |
7898 |
8170 |
|
К-1200-240 |
Потужність електрична, МВт |
1200 |
1000 |
800 |
600 |
|
|
Витрати пари, кг/с |
933,3 |
834,4 |
657,8 |
497,2 |
|
|
Температура живильної води, 0С |
274 |
260 |
245 |
228 |
|
|
Гарантована питома витрата теплоти, кДж/(кВт.год) |
7655 |
7793 |
7940 |
8145 |
Таблиця 14 - Основні характеристики конденсаційних турбін (1961р.)
|
Тип турбіни виробник |
К-800-240 ЛМЗ |
К-800-240 Турбоатом |
К-500-240 Турбоатом |
К-300-240 ЛМЗ |
К-300-240 Турбоатом |
К-200-130 ЛМЗ |
|
Потужність номінальна,МВт |
800 |
800 |
500 |
300 |
300 |
200 |
|
Витрати свіжої пари, т/год |
2320 |
2307 |
1495 |
880 |
859 |
570 |
|
Початкова температура пари, 0С |
580 |
580 |
580 |
580 |
580 |
565 |
|
Тиск пари п/п, МПа |
40 |
40 |
40 |
40 |
40 |
25,3 |
|
Температура пари п/п, 0С |
565 |
565 |
565 |
565 |
565 |
565 |
|
Температура живильної води, 0С |
267 |
266 |
263 |
265 |
265 |
230 |
|
Тиск в конденсаторі, кПа |
3,5 |
3,5 |
3,9 |
3,5 |
3,5 |
3,0-3,5 |
|
Гарантована питома витрата теплоти, кДж/(кВт.год) |
7575 |
7550 |
7705 |
7668 |
7668 |
8380 |
Продовження табл. 14
|
Тип турбіни виробник |
К-150-130 Турбоатом |
К-100-130 ЛМЗ |
К-100-90 ЛМЗ |
К-100-90 Турбоатом |
К-50-90 ЛМЗ |
|
|
Потужність номінальна,МВт |
150 |
100 |
100 |
100 |
50 |
|
|
Витрати свіжої пари, т/год |
427 |
300 |
363 |
359 |
186 |
|
|
Початкова температура пари, 0С |
565 |
565 |
535 |
535 |
535 |
|
|
Тиск пари п/п, МПа |
29,5 |
35 |
- |
- |
- |
|
|
Температура пари п/п, 0С |
565 |
565 |
- |
- |
- |
|
|
Температура живильної води, 0С |
230 |
236 |
217 |
215 |
215 |
|
|
Тиск в конденсаторі, кПа |
3,5 |
3,0 |
3,0-3,5 |
3,0 |
3,0-3,5 |
|
|
Гарантована питома витрата теплоти, кДж/(кВт.год) |
8422 |
8464 |
9176 |
9194 |
9281 |
|
Таблиця 15 - ККД конденсаційних турбін середнього тиску
при повному навантаженні
|
Потужність турбо- генератора, кВт |
1000 |
1500 |
3000 |
6000 |
12000 |
25000 |
50000 |
|
Механічний ККД, % |
94-97 |
96-98 |
96,5-98 |
97-98,5 |
97,5-99 |
98-99,5 |
98,5-99,5 |
|
ККД генератора при cos φ = 0,8 , % |
92-93 |
93-94 |
94-95 |
95-96 |
96-96,5 |
96,5-97 |
97-97,8 |
|
Ефективний відносний ККД (на муфті), % |
68-72 |
73,5-76 |
78-79 |
80-81 |
82,5-83 |
84-84,5 |
85-85,5 |
|
Електричний відносний ККД, % |
63-67 |
60-72,5 |
72-77 |
75,5-78 |
78-81 |
79-82,5 |
81-83,5 |
Таблиця 16 - Механічний ККД для малих турбін
|
Nеф, к.с. кВт |
5 3,7 |
10 7,35 |
20 14,7 |
30 22 |
50 37 |
100 73,5 |
200 147 |
300 220 |
500 368 |
1000 1471 |
2000 1471 |
3000 2206 | |
|
ηм |
до |
83,5 (76) |
86,5 (79,5) |
89 (83) |
90 (85) |
91,5 (87) |
93,5 (89,5) |
94,5 (91,5) |
95,5 (92,5) |
- (93,5) |
- (95) |
- (96) |
- (96,5) |
|
|
від |
67 (59,5) |
72,5 (66) |
77,5 (72) |
80 (75) |
83 (78,5) |
86,5 (83) |
89,5 (86) |
90,5 (88) |
- (89,5) |
- (91,5) |
- (93,5) |
- (94) |
Примітка: показники в дужках відповідають турбінам з редуктором.
Таблиця 17 - Відносний ефективний ККД (на муфті)
для малих турбін
|
Nеф, к.с. кВт |
5 |
10 |
20 |
50 |
100 |
200 |
500 |
|
|
3,7 |
7,35 |
14,7 |
37 |
73,5 |
147 |
368 |
|
ηоеф, % |
18 |
23 |
29 |
38 |
45 |
53 |
63 |
Таблиця 18 - Відносний внутрішній ККД турбін з протитиском
|
V,м3/год |
2000 |
3000 |
5000 |
7000 |
100000 |
200000 |
30000 |
40000 |
50000 |
|
ηoi , % |
63 |
73 |
79 |
80 |
82 |
84,5 |
85 |
86 |
87 |
Примітка: середня об’ємна витрата пари на турбіну розраховується як , м3/год ,
де vо – початковий і vк – кінцевий питомі об’єми пари згідно адіабатного процесу розширення, м3/кг .
Таблиця 19 - Питома чисельність промислово-виробничого
персоналу КЕС на 1 МВт встановленої потужності
|
Потуж- ність, МВт |
Кількість і тип агрегатів |
Штатний коефіцієнт, люд. | |||
|
|
|
Для кам’яного вугілля |
Для мазуту, газу | ||
|
|
|
Всього |
у тому числі експл. песонал |
Всього |
у тому числі експл. песонал |
|
1200 1200 2400 2000 3000 1600 2400 3200 |
6хК-200-130 4хК-300-240 8хК-300-240 4хК-500-240 6хК-500-240 2хК-800-240 3хК-800-240 4хК-800-240 |
1,00 1,08 0,70 0,80 0,62 0,95 0,70 0,60 |
0,60 0.62 0,41 0,44 0.35 0,53 0,40 0,32 |
0,90 0,88 0,61 0,71 0,54 0,82 0,61 0,52 |
0,50 0,52 0,38 0,40 0,31 0,49 0,35 0,28 |
Таблиця 20 - Питома чисельність промислово-виробничого
персоналу ТЕЦ на 1 МВт встановленої потужності
|
Потужність ТЄЦ, МВт |
Штатний коефіцієнт, люд. | |||
|
|
ТЕЦ на вугіллі |
ТЕЦ на газу | ||
|
|
Всього |
у тому числі експл. персонал |
Всього |
у тому числі експл. персонал |
|
300 570 670 840 880 1140 1200 2000 |
1,96 1,40-1,55 1,40 1,30 - - - - |
0.92 0,72-0,73 0,67 0,62 - - - - |
1,56 1.17-1,34 1,24 - 1,00 0,84 0.87 0,63 |
0.73 0,53-0,62 0,57 - 0,46 0,40 0,36 0,19 |
Таблиця 21 - Питома чисельність промислово-виробничого персоналу
котельних на 1 ГДж/год (експлуатаційний персонал)
|
Потужність котельні, ГДж/год |
Штатний коефіцієнт, люд. | |
|
|
при роботі на вугіллі |
при роботі на газу |
|
200 |
0,216 |
0,132 |
|
400 |
0,157 |
0,115 |
|
800 |
0,107 |
0,067 |
|
1200 |
0,086 |
0,048 |
|
1600 |
0,069 |
0,036 |
|
2000 |
0,055 |
0,029 |
|
2500 |
0,050 |
0,024 |
Таблиця 22 - Витрати технічної води на конденсацію пари
|
Тип турбіни |
Витрата води, м3/год |
|
К-50-90, ПТ-50-90 |
8000 |
|
ПТ-60-130, Т-50-130 |
8000 |
|
К-100-90, Т-100-130 |
16000 |
|
ПТ-135-130 |
12500 |
|
К-160-130 |
21000 |
|
К-200-130 |
25000 |
|
Т-250/300-240 |
28000 |
|
К-300-240 |
36000 |
|
К-500-240 |
52000 |
|
К-800-240 |
80000 |
Таблиця 23 – Розподіл витрат технічної води
між споживачами електричної станції
|
Призначення витрати води |
Витрата води, % |
|
Конденсація пари |
100 |
|
Охолодження газу та повітря турбогенератору та потужних електродвигунів |
2,5 – 4,0 |
|
Охолодження масла турбоагрегату і живильних турбонасосів |
1,2 – 2,5 |
|
Охолодження підшипників допоміжних механізмів |
0,3 – 0,8 |
|
Гідротранспорт золи і шлаку при оборотній схемі водопостачання водопостачання системи гідрозоловіддалення (в залежності від витрати палива, його зольності, способу золошлаковід- далення та типу золоуловлювачів) |
0,1 – 0,4 |
|
Живлення котлів конденсаційної електростанції |
0,04 – 0,1 |
Таблиця 24 - Нормативи збору за спеціальне водокористування
поверхневих вод [ ]
|
Басейни річок, включаючи притоки |
Нормативи збору, копійок / м3 |
|
Дніпра на північ від м. Києва (Прип'яті та Десни), включаючи м. Київ |
10,08 |
|
Дніпра на південь від м. Києва (за винятком Інгульця) |
9,58 |
|
Інгульця |
14,62 |
|
Сіверського Дінця |
19,66 |
|
Південного Бугу (без Інгульця) |
11,08 |
|
Інгулу |
13,60 |
|
Дністра |
6,04 |
|
Вісли та Західного Бугу |
6,04 |
|
Пруту та Сірету |
4,54 |
|
Тиси |
4,54 |
|
Дунаю |
4,04 |
|
Річок Криму |
20,16 |
|
Річок Приазов’я |
24,50 |
|
Інших річок |
11,08 |
Таблиця 25 - Пільговий коефіцієнт до нормативу плати
за спеціальне водокористування
|
Рік |
1994 |
1995 |
1996 |
1997-2007 |
|
Пільговий коефіцієнт |
0,2 |
0,3 |
0,4 |
0,5 |
Таблиця 25а - Норматив плати за використання
поверхневих вод на ТЕС (осереднений)
|
Рік |
1996 |
1997 |
1998 |
1999 |
2000 |
2001-2007 |
|
Норматив плати, коп./м3 |
0,03 |
1,8 |
1,8 |
1,8 |
2,52 |
4,79 |
Таблиця 26 - Норматив збору за викиди 1 т забруднювальної
речовини в атмосферу, грн. [18]
|
Забруднювальна речовина |
Рік | ||||
|
|
|
|
1999 |
2002 |
2005 |
|
Тверді частки (зола) |
|
|
53,00 |
3 |
3,246 |
|
Сажа |
|
|
13,00 |
|
|
|
Азоту діоксід |
|
|
53,00 |
80 |
86,56 |
|
Ангідрид сірчистий |
|
|
53,00 |
80 |
86,56 |
|
Ванадію п’ятиокис |
|
|
200,00 |
300 |
324,60 |
|
Вуглецю оксид |
|
|
2,00 |
3 |
3,246 |
|
Марганець та його з’єднання |
|
|
422,00 |
633 |
684,9 |
Таблиця 27 - Нормативи збору за скиди 1т забруднювальної
речовини у водні об’єкти, грн. [18]
|
Забруднювальна речовина |
Рік | |
|
|
2002 |
2005 |
|
Органічні речовини |
52,5 |
|
|
Нафтопродукти |
309 |
|
|
Нітрати |
4,5 |
|
|
Нітриди |
258 |
|
|
Сульфати |
1,5 |
|
|
Фосфати |
4,2 |
|
|
Хлориди |
1,1 |
|
Таблиця 28 - Норматив зборів за розміщення
відходів, грн. (2004 рік)
|
Мало небезпечні відходи |
0,3 |
|
Помірно небезпечні відходи |
0,75 |
Таблиця 29 - Значення коефіцієнту Кнас в залежності
від чисельності жителів населеного пункту
|
Чисельність населення, тис. чоловік |
Кнас |
|
До 100 |
1,00 |
|
100,1 – 250 |
1,20 |
|
250,1 – 500 |
1,35 |
|
500,1 – 1000 |
1,55 |
|
Більше 1000 |
1,80 |
Таблиця 30 - Значення коефіцієнту Кф в залежності від
народно-господарського значення населеного пункту
|
Тип населеного пункту |
Кф |
Місцевого значення з перевагою аграрно-промислових функцій (районні центри, міста, селища районного підпорядкування та села) |
1,00 |
транспортних функцій (областні центри, міста областного підпорядкування, великі промислові і транспортні вузли |
1,25 |
|
3. Центри з перевагою рекреаційних функцій (головне, якщо підпадає під п.2 і п.3) |
1,65 |
Таблиця 31 – Частка леткої золи при різних технологіях спалювання палива [11]
|
Котел |
Вугілля |
Мазут |
|
З твердим (сухим) шлаковидаленням |
0,95 |
1,00 |
|
Відкрита топка з рідким шлаковидаленням |
0,80 |
1,00 |
|
Напіввідкрита топка з рідким шлаковидаленням |
0,70 |
1,00 |
|
Двокамерна топка: з вертикальним передтопком горизонтальна циклонна |
0,55 0,30 0,15 |
1,00 1,00 1,00 |
|
З циркулюючим киплячим шаром |
0,50 |
- |
|
З бульбашковим киплячим шаром |
0,20 |
- |
|
З нерухомим шаром |
0,15 |
- |
Таблиця 32- Ефективність зв’язування оксидів сірки золою або сорбентом у топці
|
Технологія спалювання |
|
Примітка |
|
Факельне спалювання вугілля в котлах з рідким шлаковидаленням |
0,05 |
Зв’язування золою палива |
|
Факельне спалювання вугілля в котлах з твердим шлаковидаленням |
0,10 |
Те саме |
|
Факельне спалювання мазуту в котлах |
0,02 |
“ |
|
Спалювання в киплячому шарі |
0,95 |
Зв’язування сорбентом у котлі при Мольному відношенні Ca/Sm=2,5 |
Таблиця 33 – Ефективність та коефіцієнт роботи сіркоочистної установки [22]
|
Технологія десульфурізації димових газів |
Параметри сіркоочистної установки | |
|
|
|
|
|
Мокре очищення – у скрубері з використанням вапняку (вапна) або доломіту з одержанням гіпсу |
0,95 |
0,99 |
|
Мокре очищення – процес Веллмана-Лорда з використанням солей натрію |
|
|
|
Мокре очищення – процес Вальтера з використанням аміачної води |
0,88 |
0,99 |
|
Напівсухе очищення – розпилення крапель суспензії або розчину сорбенту в реакторі (технології ESOX, GSA, Niro Atomizer …) |
0,90 |
0,99 |
|
Сухе очищення – інжекція сухого сорбенту (DSI) |
0,45 |
0,98 |
|
Напівсухе очищення – процес LIFAC як розвиток процесу DSI з розпилом крапель води |
0,80 |
0,98 |
|
Напівсухе очищення – процес Lurgi CFB (з використанням Реактора циркулюючого киплячого шару) з розпилом крапель води |
0,90 |
0,99 |
|
Сухе очищення – абсорбція активованим вугіллям |
0,95 |
0,99 |
|
Каталітичне очищення від оксидів сірки і азоту (DESONOX, SNOX) |
0,95 |
0,99 |
Таблиця 34 – Ефективність уловлювання оксидів сірки під час
золоочищення за допомогою мокрого скрубера [11]
|
Приведений вміст сірки, %/(МДж/кг) |
Лужність води на зрощення, мг-екв/дм3 | ||
|
|
0 |
5 |
10 |
|
0,01 |
0,0250 |
0,0145 |
0,3000 |
|
0,02 |
0,0220 |
0,0850 |
0,1680 |
|
0,03 |
0,0195 |
0,0520 |
0,1010 |
|
0,04 |
0,0180 |
0,0390 |
0,0660 |
|
0,05 |
0,0175 |
0,0300 |
0,0520 |
|
0,06 |
0.0170 |
0,0260 |
0,0430 |
|
0,07 |
0,0165 |
0,0215 |
0,0350 |
|
0,08 |
0,0160 |
0,0200 |
0,0300 |
|
0,09 |
0,0155 |
0,0190 |
0,0275 |
|
0,10 |
0.0150 |
0,0180 |
0,0230 |
|
0,11 |
0,0145 |
0,0170 |
0,0205 |
|
0,12 |
0,0135 |
0,0160 |
0,0200 |
|
0,13 |
0,0130 |
0,0150 |
0,0185 |
|
0,18 |
0,0120 |
0,0120 |
0,0120 |
Таблиця 35 – Показник емісії оксидів азоту без урахування первинних заходів, г/ГДж
|
Технологія спалювання |
Тверде паливо |
Мазут |
Газотурбінне паливо |
Природний газ |
|
Факельне спалювання: Теплова потужність котла 300 МВт: - з рідким шлаковидаленням при спалюванні антрациту - з рідким шлаковидаленням при спалюванні кам’яного вугілля - з твердим шлаковидаленням при спалюванні кам’яного вугілля |
420 250 230 |
200 |
|
150 |
|
Факельне спалювання: Теплова потужність котла < 300 МВт: - з рідким шлаковидаленням при спалюванні антрациту - з рідким шлаковидаленням при спалюванні кам’яного вугілля - з твердим шлаковидаленням при спалюванні кам’яного вугілля - з горизонтальною циклонною топкою для кам’яного вугілля |
250 180 160 480 |
140 |
|
100 |
|
Циркулюючий киплячий шар |
70 |
|
|
|
|
Киплячий шар під тиском |
100 |
|
|
|
|
Нерухомий шар |
100 |
|
|
|
|
Камера згоряння газової турбіни |
|
150 |
150 |
120 |
Таблиця 36 – Значення відношення паропродуктивності котла
до його теплової потужності
|
Обладнання |
Значення |
|
Котел початковим тиском пари р0 =13,8 МПа (при 500 т/год) з проміжним перегрівом |
1,35 |
|
Котел з початковим тиском пари в межах: 9,8 МПа р0 13,8 МПа (при D0 < 500 т/год) без проміжного перегріву |
1,45 |
|
Котел з початковим тиском пари в межах: 1,4 МПа < р0< 9,8 МПа (при D0 = 6,5...75 т/год для перегрітої пари) без проміжного перегріву |
1,35 |
|
Котел з тиском пари р0 = 1,4 МПа (при D0 20 т/год для насиченої пари) без проміжного перегріву |
1,50 |
Таблиця 37 – Значення емпіричного коефіцієнта z
|
Теплова потужність (паропродуктивність) котельної установки |
Тверде паливо |
Природний газ, мазут |
|
Паровий котел 140 МВт і вище (200 т/год) Паровий котел від 22 до 140 МВт (від 30 до 200 т/год) Водогрійний котел |
1,15 1,15 1,15 |
1,25 1,25 1,25 |
Таблиця 38 – Ефективність первинних заходів скорочення викиду NOx [22]
|
Тип первинних заходів |
Ефективність |
|
Малотоксичні пальники Ступенева подача повітря Подача третинного повітря Рециркуляція димових газів Трьохступенева подача повітря та палива Малотоксичні пальники + ступенева подача повітря Малотоксичні пальники + подача третинного повітря Малотоксичні пальники + рециркуляція димових газів Ступенева подача повітря + подача третинного повітря Ступенева подача повітря + рециркуляція димових газів Малотоксичні пальники + ступенева подача повітря + рециркуляція димових газів Малотоксичні пальники + ступенева подача повітря + подача третинного повітря |
0,20 0,30 0,20 0,10 0,35 0,45 0,40 0,30 0,45 0,40 0,50 0,60 |
Таблиця 39 – Ефективність та коефіцієнт роботи азотоочисної установки від NOx [22]
|
Технологія очищення димових газів від NOx |
Ефективність |
Коефіцієнт роботи |
|
Селективне некаталітичне відновлення (СНКВ) Селективне каталітичне відновлення (СКВ) Активоване вугілля DESONOX-SNOX |
0,50 0,80 0,70 0,95 |
0,99 0,99 0,99 0,99 |
Примітка: Технологія DESONOX і її різновид SNOX базуються на каталітичному
очищенні димових газів одночасно від оксидів сірки та азоту.
Таблиця 40 – Значення частки ванадію, яка осідає з твердими
частинками на поверхнях нагріву котлів
|
Котел |
Значення |
|
З проміжними пароперегрівачами, очищення поверхонь яких провадиться під час зупинки |
0,07 |
|
Без проміжних пароперегрівачів (за тих самих умов очищення |
0,05 |
Таблиця 41 – Емпіричний коефіцієнт fv для розрахунку
ефективності уловлювання ванадію золо уловлювальною
установкою
|
Золоуловлювальна установка |
Значення коефіцієнта |
|
Електростатичний фільтр |
0,6 |
|
Мокрий скрубер |
0,5 |
|
Батарейний циклон |
0,4 |
Таблиця 42 - Техніко-економічні показники конденсаційної
електричної станції
|
Найменування показника |
Позначення |
Одиниця величини |
Величина |
|
Установлена потужність станції (блоку) Річний відпуск електроенергії Число годин використання установленої потужності за рік Коефіцієнт витрат електроенергії на власні потреби станції Вид палива Ціна 1т палива франко-станція Питомі капітальні вкладення на 1кВт установленої потужності Капітальні вкладення в КЕС ККД станції брутто ККД станції нетто Питома витрата палива на вироблену 1 кВт.год Питома витрата палива на відпущену 1 кВт.год Штатний коефіцієнт на 1 МВт Річні експлуатаційні витрати Приведені розрахункові витрати Собівартість 1 кВт.год електро- енергії: виробленої відпущеної |
Nу Wвід tу Кв.п. - Цп
К hстбр hстн bбр bн nшт В З се се,від |
МВт кВт.год год % грн. грн. млн.грн. % % кг/(кВт.год) кг/(кВт.год) люд. млн.грн. млн.грн. коп. коп. |
|
Таблиця – 43 Техніко-економічні показники ТЕЦ
|
Найменування показника |
Позначення |
Одиниця величини |
Величина |
|
Установлена електрична потужність ТЕЦ Теплова потужність ТЕЦ по: - технологічному навантаженню - опалювальному навантаженню Коефіцієнт теплофікації Річний відпуск електроенергії Річний відпуск теплоти Число годин використання установленої електричної потужності за рік Вид палива Ціна 1т палива франко-станція Коефіцієнт витрат електроенергії на власні потреби станції Питомі капітальні вкладення на 1кВт установленої ел. потужності Капітальні вкладення в ТЕЦ ККД станції нетто по відпуску електроенергії ККД станції нетто по відпуску теплоти Питома витрата палива на відпущену 1 кВт.год ел.ен. Питома витрата палива на відпущений 1 Гдж Штатний коефіцієнт на 1 МВт ел.ен. Річні експлуатаційні витрати Приведені розрахункові витрати Собівартість 1 кВт.год електро- енергії відпущеної Собівартість 1 ГДж теплоти відпущеної
|
Nу Qт Qоп αт Wвід Qвід tу Цп Кв.п.
К hен hqн bен bqн nшт В З се сq |
МВт ГВт ГВт кВт.год ГДж год. грн. % грн. млн.грн. % % г/(кВт.год) кг/(кВт.год) люд. млн.грн. млн.грн. коп. грн. |
|