3. Расчет основных технико-экономических показателей для проектируемой ТЭС и анализ безубыточности работы станции

К важнейшим технико-экономическим показателям, характеризующим проектируемую электростанцию, относят: капитальные вложения, годовой и удельный расходы топлива на производство энергии, а также себестоимость производства энергии. На стадии проектирования электрической станции эти показатели могут быть определены приближенными методами, основанными на изучении и обобщении опыта строительства и анализа технико-экономических показателей аналогичных объектов.

3.1. Расчет капитальных вложений и проектируемую ТЭС

Капитальные вложения в энергоустановки и их структура зависит от многих факторов: типа установки и ее мощности; числа и параметров устанавливаемых агрегатов; применяемых схем технологических связей; местных условий строительства (геологических, топографических, климатических); степени индустриализации строительно-монтажных работ; вида используемого топлива (для ТЭС и котельных) и др.

Стоимость строительства тепловой электрической станции может быть определена по показателю удельных капитальных затрат, принятых на основе обобщения опыта строительства аналогичных установок, т. е.:

К Куд Nу Kм, млнруб.,

гдеКм – коэффициент, учитывающийместныеусловиясооруженияТЭС; Ny – установленная мощность станции, кВт;

Kyд – удельные капитальные затраты, руб/кВт (зависят от многих факторов и изменяются в широких пределах).

Анализ технико-экономических показателей строительства тепловых электростанций свидетельствует, что:

1.C увеличением мощности установки снижается абсолютная и

9

относительная величина удельных затрат на строительные работы, но возрастает доля затрат на оборудование и его монтаж. Однако в целом удельные капитальные затраты с ростом мощности электростанций и мощности устанавливаемых на них агрегатов снижаются. Существует определенная зависимость общих и удельных капитальных вложений от мощности энергоустановки: общие капитальные вложения возрастают в меньшей мере, чем мощность установки, а поэтому при увеличении мощности электростанции удельные (на единицу мощности) капитальные вложения существенно снижаются.

2.Повышение начальных параметров пара само по себе вызывает удорожание установки. Однако обычно переход к более высоким начальным параметрам пара сочетается с ростом мощности агрегатов, что обеспечивает снижение удельных капиталовложений. Удельные капиталовложенияснижаютсятакжеприпереходенаблочныекомпоновкиоборудования.

3.При использовании газомазутного топлива не надо осуществлять затраты на систему топливоприготовления и топливоподачи, топливный склад, устройства для шлако- и золоудаления и очистки дымовых газов. Кроме того, при сжигании газа на электростанции могут быть использованы более дешевые и компактные котлы. В результате этого удельные капитальные вложения в электростанции на газообразном и жидком топливе существенно ниже, чем на твердом топливе (в среднем на 15 %).

Так в настоящее время удельные капиталовложения в КЭС, составляют приблизительно 20000 – 24000 руб/кВт в зависимости от единичной мощности энергоблоков, вида топлива и режима работы электростанций (базисный или полупиковый).

Удельные капитальные вложения в ТЭЦ (в связи с меньшей единичной мощностью агрегатов и повышенной паропроизводительностью котлов) значительно выше, чем КЭС и могут быть приняты ориентировочно на уровне 30000–40000 руб/кВт в зависимости от состава и единичной мощности агрегатов и вида топлива.

10

Эти данные приведены для условий сооружения станций в центральных районах страны.

При выполнении конкретных расчетов для установления величины удельных капитальных вложений в проектируемую ТЭС с учетом важнейших факторов (типа станций, единичной мощности и состава основных агрегатов, вида топлива и т. п.) можно использовать данные, приведенные в приложении 3, полученные на основе изучения опыта сооружения аналогичных ТЭС.

3.2. Расчет годового расхода топлива

Годовой расход топлива на производство энергии определяется количеством вырабатываемой за этот период энергии и зависит от типа и мощности основного оборудования электростанции, графиков нагрузки, состояния оборудования и других факторов.

В условиях проектирования годовой расход топлива может быть определен по данным расчета тепловой схемы станции или на основе обобщенных топливных характеристик (см. приложения 4, 5).

Для энергоблоков топливная характеристика, выражающая часовой расход условного топлива, имеет следующий вид:

Вчас (Р Ркр),mч,

где – часовой расход условного топлива на холостой ход энергоблока, т/ч;

– относительный прирост расхода условного топлива при возрастании электрической нагрузки энергоблока на 1 МВт, т/МВтч;

– разность относительных приростов расхода топлива при нагрузках, превышающих критическое значение, по сравнению с нагрузками до критической величины (Ркр), т/МВтч;

Р – текущая нагрузка энергоблока (брутто), МВт.

Для расчета годового расхода топлива может быть использовано выражение:

11

Bг Тр РсрТр (Рср Ркр) Тр,тч,

где Тр – число часов работы энергоблока (в течение года). Тр для устано-

вок, работающих в базисной части графика нагрузки может быть определено как Тк Тк Тппр (здесь Тк = 8760 часов – календарное время в течение года; Тппр – время простоя энергоблока в плановых ремонтах в течение года, может быть принято в соответствии с приложением 10, 11);

Рср – среднегодовая нагрузка энергоблока, МВт, определяемая как:

Рср NHTp hH , МВт,

гдеNH ,hH – номинальная мощность энергоблока, МВт и годовое число ча-

сов использования, ч (для электростанции это: установленная мощность – Ny и годовое число часов использования установленной мощности – hy ).

Коэффициенты топливных характеристик энергоблоков приведены в приложении 4.

эвыр ЭВГ , ГуткВтч,

Г

где Эг – годовая выработка электроэнергии блоком (или электростанцией), кВтч.

Для определения удельного расхода условного топлива нетто (т. е. на отпущенный кВтч) необходимо учесть расход электроэнергии на собственные нужды. Тогда

		отп		Вг			Вг		,	Гут
		э		Э		Эг (1	Ксн	)		кВтч,
				отп
								100

где Ксн – коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды электростанции, % (в случае отсутствия расчетных данных в основной части проекта может быть определен на основании приложения 6).

На ТЭЦ годовой расход топлива зависит как от ее электрической так

12

, m, э

и от тепловой нагрузки и представляет собой сумму расходов топлива на: выработку электроэнергии – Вэ отпуск теплоты из отборов турбин – ВТ и отпуск теплоты от пиковых котлов – ВПВК .

Годовой расход условного топлива на выработку электроэнергии и отпуск теплоты турбоагрегатами ТЭЦ может быть рассчитан по следующей формуле:

Вг Т р т Qтм hт э Nm hm , т.у.т,

где – коэффициент топливной характеристики, постоянные для каждого данного турбоагрегата;

Тр – годовое число часов работы агрегата (может быть определено как разница между календарным временем и числом часов простоя агрегата в плановых ремонтах – см. приложения 10, 11);

hТ – годовое число часов использования максимума отбора пара отопительных параметров QTM ;

hm – годовое число часов использования максимальной электрической нагрузки Nm .

Значения коэффициентов топливных характеристик для теплофикационных турбогенераторов приводятся в приложении 5.

Часть расхода топлива, которая должна быть отнесена на отпуск теплоты из отборов турбин, может быть определена следующим образом:

BT 1,01 QT ,т.у.т.,

Qут к

где От – отпуск теплоты из отборов турбин, ГДж;к – К.П.Д. котлов;

Qут – удельная теплота сгорания одной тонны условного топлива, ГДж/т.у.т.

Расход топлива на отпуск тепла от ПВК определяется как

13