Затраты, отнесенные на один турбоагрегат
и блок мощностью 150 МВт и более, млн.у.д.е.
№ |
Тип агрегата |
Стоимость первого агрегата |
Стоимость последующих агрегатов |
А. Турбины |
|||
1 |
К-50-90 |
6,2 |
2,6 |
2 |
К-100-90 |
9,4 |
4,5 |
3 |
К-100—130 |
9,56 |
4,8 |
4 |
Т-25-90 |
4,42 |
2,63 |
5 |
Т-50-90 |
8,34 |
4,87 |
6 |
Т-50-130 |
8,44 |
4,99 |
7 |
Т-100-130 |
16,40 |
8,56 |
8 |
ПТ-12-90 |
3,2 |
1,1 |
9 |
ПТ-25-90 |
6,15 |
3,1 |
10 |
ПТ-50-90 |
11,25 |
5,91 |
11 |
ПТ-50-130 |
11,65 |
6,02 |
12 |
ПТ-135-130 |
21,9 |
12,9 |
Б. Блоки |
|||
13 |
К-160-130 |
30 |
9,2 |
14 |
К-200-130 |
40 |
19,1 |
15 |
К-300-240 |
59,6 |
31,5 |
16 |
К-500-240 |
90,1 |
49,8 |
17 |
К-800-240 |
123,5 |
86,7 |
Затраты, отнесенные на один котлоагрегат, млн. У.Д.Е.
Производительность котла |
Стоимость первого агрегата |
Стоимость последующих агрегатов |
А. Энергетические, т/час |
||
110 |
2,1 |
1,1 |
160 |
2,7 |
1,55 |
210 |
4,4 |
2,37 |
220 |
4,8 |
3,0 |
320 |
8,17 |
5,43 |
420 |
9,2 |
6,48 |
480 |
10,86 |
8,48 |
610 |
14,8 |
12,3 |
640 |
15,2 |
14,8 |
Б. Водогрейные, Гкал/час |
||
50 |
- |
0,35 |
100 |
- |
0,65 |
180 |
- |
0,95 |
Для газа и жидкого топлива капитальные вложения по ТЭЦ принимаются с коэффициентом 0,85.
Общестанционные затраты, млн. У.Д.Е.
Мощность станции, МВт |
50 |
51- 100 |
101-150 |
151-200 |
201-300 |
301-400 |
401-500 |
Затраты |
3,5 |
4,1 |
4,5 |
5,2 |
6,3 |
7,2 |
8,4 |
Приложение 5
Топливные характеристики турбоагрегатов
Тип турбины |
Топливные характеристики |
1 |
2 |
А. Конденсационные агрегаты |
|
1. К-50-90 |
В=1,30
|
2. К-100-90 |
В=2,76 + 0,384 |
3. К-100-130 |
В=2,76 + 0,358 |
4. К-160-130 |
В=3,34 +0,350 |
5. К-200-130 |
В=3,8 +0,332 |
6. К-300-240 |
В=4,0 +0,330 |
7. К-500-240 |
В=5,3 +0,323 |
8. К-800-240 |
В=7,4 +0,316 |
Б. Теплофикационные агрегаты |
|
9. Т-50-90 |
В=1,9
+0,38
+
0,039 в
т.ч.
|
10. Т-25-90 |
В= 1,02 + 0,384 + 0,039 , в т.ч. =0,093 |
11. Т-50-130 |
В=1,9 +0,352 +0,038 , в т.ч. =0,093 |
12. Т-100-130 |
В=2,9 +0,345 +0,0175 , в т.ч. =0,0925 |
13. ПТ-12-90 |
В=
+0,394
+0,0744
|
14. ПТ-25-90 |
В=2,06 +0,384 +0,0676 +0,0338 , в т.ч. =0,112 +0,09 |
15. ПТ-50-90 |
В=3,18 + 0,352 +0,04 +0,0307 , в т.ч. =0,110 +0,089 |
16. ПТ-50-130 |
B=3,26 +0,334 +0,0361 +0,028 , в.т.ч. =0,100 +0,083 |
17. ПТ-135-130 |
В=4,32 +0,28 +0,030 +0,018 , в.т.ч. =0,09 +0,078 |
+0,392
,
=0,093
+0,0348
,
в т.ч.
=0,116
+0,094
Здесь В – годовой расход условного топлива на турбину в т у.т.; для жидкого и газообразного топлива принимается с коэффициентом 0,96;
– годовая выработка электроэнергии турбиной в тыс. кВт.ч.; определяется как произведение мощности турбины на годовое число часов использования установленной мощности станции;
hp – календарное число часов работы турбины в год, принимается равным 8200;
и – годовое потребление пара из отборов турбин в тоннах соответственно на отопление и технологические нужды; определяется как соответствующая часть суммарного годового отпуска пара из отборов, пропорциональная мощности отборов турбин.
Bq – годовой расход условного топлива на отпуск тепла.
Приложение 6