2. Затраты на топливо
Затраты на топливо [4], руб/год:
(2-1
)
где
Nr
-
установленная мощность энергоблока,
кВт;
-
число часов (как интегральная характеристика
электрического графика нагрузки)
использования установленной мощности,
ч/год; bэ
- среднегодовой расчетный удельный
расход топлива на отпущенную
электроэнергию, кг/(кВт·ч); bQ
-
среднегодовой расчетный удельный расход
топлива на отпущенную теплоту, кг/(кВт-ч
тепла); bпвк
- удельный расход топлива на пиковые
источники теплоты, кг/(кВт-ч тепла); кГ
- коэффициент готовности [5];
- годовой отпуск теплоты (по тепловому
графику нагрузки [4]), кВт-ч тепла; kS02,
kN02-
коэффициенты, учитывающие расход
топлива на функционирование природоохранных
систем (в порядке оценки — kS02=1,05
- для систем сероочистки, kN02=1,08
- для систем азотоочистки).
В табл. 2.1 приведены данные [6...8] по стоимости топлива.
Таблица 2.1
Топливо |
Стоимость, $/т |
* |
Кузнецкий каменный уголь |
29,5 |
35,5 |
Томусинский каменный уголь |
28 |
33,5 |
Челябинский бурый уголь |
17 |
20 |
Экибастузский каменный уголь |
21 |
25 |
Ирша-Бородинский бурый уголь |
19 |
23 |
Назаровский бурый уголь |
16 |
19 |
Березовский бурый уголь |
19,5 |
23 |
Итатский бурый уголь |
15 |
18 |
Черемховский каменный уголь |
22 |
26,5 |
Гусинозерский бурый уголь |
20 |
24 |
Райчихинский бурый уголь |
15,5 1 |
18,5 |
Нерюнгринский каменный уголь |
30,5 |
36,5 |
Мазут сернистый |
176 |
288 |
Мазут высокосернистый |
157 |
257 |
Уренгойский газ** |
115 |
170 |
* Прогнозируемые цены в 2010 году ($/т)[8...11];
** $/тыс.м3.
3. Капиталовложения
Капиталовложения в энергоблок складываются из капиталовложений в отдельные агрегаты и технические системы.
Капиталовложения в энергооборудование определены по методическим подходам [1,4,12,14] с использованием [7,13,15], заводских и проектных данных, прейскурантов цен на котлы, турбины, турбоустановки и другое оборудование и корректировки цен на современный уровень и с учетом прогнозной оценки и информации [6,8... 11].
3.1. Котлоагрегат
Капиталовложения в котлоагрегат
где Cj- коэффициенты приведения (табл. 3.1); хj - определяющие параметры; х;° - базовые значения параметров (табл. 3.2); к0^ - базовое значение капиталовложений (К°КА=6,5·106 $ - для энергетических паровых котлов; К°КА=0,8·106 $ для водогрейных котлов).
В
формуле (3.1) учитываются ci
,
xj
,
характерные
для рассматриваемого котла. Для всех
других (не определяющих) коэффициентов
и параметров принимаются соответственно:
с, = 1,
.
Например, для Т-образного водогрейного
котла, работающего на газе, из формулы
(3.1) получим:
Коэффициенты в (3.1)Таблица 3.1
Влияющие факторы |
Характеристика факторов |
Обозна- чение |
Значение |
Топливо |
Каменный уголь, Бурый уголь, Г аз, мазут, ВУС |
С1 |
1,30 1,35 0,90 |
Тип котла |
Прямоточный Барабанный |
С2 |
1,0 1,04 |
Вид перегрева пара |
Без промперегрева С промперегревом |
Сз |
1,0 1,16 |
Профиль |
Г и П - образный Т - образный |
С4 |
1,0 1,1 |
Компоновка |
Однокорпусная Двухкорпусная |
С5 |
1,0 1,12 |
Регион строительства |
Урал, Зап. Сибирь В. Сибирь, Д. Восток |
С6 |
1,05 1,15 |
Базовые параметры в (3.1)Таблица 3.2
Наименование |
Параметры |
Показатели степени в (3.1) |
||
Обозна- чение |
Значе- ние |
Обозна- чение |
Значе- ние |
|
Производительность (по пару или сетевой воде) котла, т/ч |
|
100 |
n1 |
0,86 |
Давление перегретого пара, МПа |
|
14 |
n2 |
0,5 |
Температура перегретого пара, °С |
|
545 |
n3 |
0,9 |
Температура пара промперегрева, °С |
|
545 |
n4 |
1,3 |
Температура уходящих из котла газов, °С |
|
130 |
n5 |
-0,13 |
Температура питательной воды, °С |
|
230 |
n6 |
0,6 |
Температура сверхгорячего воздуха (в схемах ГТУ с внешним сжиганием), °С |
|
1000 |
n7 |
0,24 |
Температура газа, сбрасываемого в топку котла (в схемах с ГТУ, ПГУ), °С |
|
500 |
n8 |
0,3 |
Давление отработавших в котле газов (в схемах с кипящим слоем высокого давления), МПа |
|
0,1 |
n9 |
0,1 |
Теплота сгорания топлива (косвенно учитываю-щая также зольность и влажность топлива), МДж/кг у.т |
|
29,3 |
n10 |
-0,3 |
Число часов использования установлен- ной паропроизводительности, ч/год |
|
6000 |
n11 |
0,2 |
