B. C. Ларионов, Г. В. Ноздренко, П. А. Щинников, В. В. Зыков

Т 381

B. C. ЛАРИОНОВ, Г.В. НОЗДРЕНКО, П.А. ЩИННИКОВ, В.В. ЗЫКОВ

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЭНЕРГОБЛОКОВ ТЭС

УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ

НОВОСИБИРСК1998

ВВЕДЕНИЕ

 

 

Оценка технико-экономической эффективности энергоблоков ТЭС и выбор наивыгоднейшего варианта является одним из необхо­димых этапов технико-экономического обоснования проекта ТЭС.

Проектирование (и даже модернизация) ТЭС в новых экономиче­ских условиях, с новыми экологически перспективными технологиями, с современным технологическим профилем, со сложными взаимосвязя­ми в топливно-энергетическом комплексе является процессом, учиты­вающим всю совокупность влияющих системных фсИсторов. В этих ус­ловиях обоснование наивыгоднейшего технологического решения (варианта) имеет решающее значение.

В настоящей работе изложены основные методические подходы к решению этой задачи.

Учебное пособие предназначено для студентов-дипломников специальности 1005 - тепловые электрические станции. Материалы могут быть также использованы магистрами, аспирантами и инжене- рами-теплоэнергетиками.

Введение, гла^ы 1, 5, заключение подготовленыB.C. Ларионовым и Г.В. Ноздренко. Главы 2, 3, 4 подготовлены П.А. Щинниковым и В.В. Зыковым. Общая редакция выполнена Г.В. Ноздренко.

1. Определяющие принципы выбора сравниваемых вариантов

Главной задачей технико-экономических расчетов энергоблока ТЭС является определение такого сочетания термодинамических, рас­ходных, конструктивных, компоновочных параметров и технологическо­го профиля (как полной технологической схемы от топливоподачи до линий связей с энергопотребителями), при котором заданные объемы отпускаемой электрической, тепловой и химической (для энерготехно­логических блоков) энергии обеспечиваются с минимальными затра­тами при выполнении всех внешних и внутренних ограничений на со­оружение и функционирование ТЭС [1].

 

 

Определяющие подходы к оценке технико-экономической

эффективности [2,3]

- Моделирование потоков продукции, ресурсов и денежных средств.

- Определение эффективности посредством сопоставления и со­отношения предстоящих интегральных результатов и затрат с ориен­тацией на достижение требуемой нормы доходности на капитал.

- Приведение разновременных расходов и доходов к единообраз­ным условиям их соизмерения.

По источникам образования инвестиции разделяются на две группы:

- собственные: финансовые ресурсы (прибыль, амортизационные отчисления, накопления, страховые выплаты, безвозмездные субсидии и ассигнования из бюджетов и фондов разных уровней, паевые взно­сы, средства от эмиссии долевых ценных бумаг), а также иной собст­венный капитал;

- заемные: различные по видам и форме кредиты, займы (в том числе облигационные займы, средства от эмиссии векселей и т.п.).

Выбор наивыгоднейшего варианта производится на основе приве­денных (дисконтированных) затрат [2,3] при выполнении требований сопоставимости. В экономическом плане это означает одинаковость потока поступлений для всех сравниваемых вариантов, что позволяет перейти от максимизации прибыли к минимизации приведенных за­трат.

Непременным условием сопоставления вариантов технологиче­ского профиля энергоблока является приведение к одинаковому энер­гетическому эффекту [1]. Это требование означает необходимость вы­равнивания вариантов по полезному отпуску в общем случае электро­энергии, теплоты и химической энергии, что вызывает введение соот­ветствующих замещаемых электростанций, котельных и химических производств. Поэтому при выборе вариантов должны приниматься следующие положения.

1. Во всех вариантах принимаются равными номинальные мощно­сти электрогенераторов. Изменение мощности собственных нужд энер­гоблока приводит к изменению мощности нетто и полезного отпуска электроэнергии, который компенсируется соответствующей электро­станцией (при функционировании в энергосистеме). При варьировании параметров энергоблока предполагается возможность изменения мощности и производительности тепломеханического оборудования без нарушения постоянства мощности электрогенератора.

Соответственно приведенные затраты должны учитывать их при­ращение 5лЗзам. вызванное компенсацией недоотпуска потребителям энергоблока электроэнергии. Особенностью приведенных вариантов к одинаковому энергетическому эффекту является необходимость определения показателей замещаемого энергоблока, который должен использоваться в режимах, аналогичных рассматриваемому. Если ис­следуемый, проектируемый энергоблок участвует в выработке основ­ной энергии и покрытии пиков (путем форсировки, отключения ПВД и т.п.), то он вытесняет еще и пиковый энергоблок. Приведенные за­траты должны учитывать их приращение 6т3_ЗАм, вызванное компенса­цией пиковым энергоблоком недоотпуска потребителям электроэнер­гии в часы пиковых нагрузок. При переменном режиме проектируемого энергоблока в часы провала электрической нагрузки для одного и того же отпуска электроэнергии нагрузка на клеммах генератора может быть выше (за счет увеличения электроэнергии собственных нужд при наработке, например, химической энергии и т.п.), чем при его частич­ной нагрузке, соответствующей графику отпуска электроэнергии. Это приводит к экономии (перерасходу) в энергосистеме. При работе в та­ком режиме энергоблок вытесняет аккумулирующие электростанции, предназначенные для сглаживания неравномерности графика элек­трических нагрузок, что приводит к экономии капиталовложений. И в приведенных затратах учитывается их приращение 6|3_ЗАм, вызванное компенсацией при выравнивании неравномерности графика электри­ческих нагрузок аккумулирующими электростанциями.

Если варианты отличаются отпуском не только электрической, но и тепловой энергии, то приведенные затраты должны учитывать их приращение б^Зздм, вызванное компенсацией замещаемой котельной недоотпуска потребителям теплоты.

При отпуске потребителям продукции (химической энергии: син­тез-газа, полукокса, товарной серы и т.п.) приведение вариантов к рав­ному энергетическому эффекту достигается учетом соответствующего замещаемого химического производства. В этом случае приведенные затраты должны учитывать их приращение 5_х3_ЗАм, вызванное компен­сацией замещаемым химическим производством недоотпуска потреби­телям химической продукции.

2. Одним из условий приведения вариантов к равному энергети­ческому эффекту является обеспечение и неизменность заданной на­дежности энергоснабжения. Постоянство этого показателя должно вы­держиваться за счет изменения мощности аварийного и ремонтного резервов и величины выработки энергии на резервных энергоблоках. Эта надежность обеспечивается и определенным техническим уров­нем каждого варианта энергоблока. При этом в каждом варианте в об­щем случае требуются разные капиталовложения в создание аварий­ного и ремонтного резервов и соответствующие расходы топлива на их работу в период остановов и разгрузок энергоблока. Выработка энер­гии резервными установками определяется конфигурацией графика нагрузки, коэффициентом готовности энергоблока [5] к несению нагрузки, режимными особенностями его использования. Все это учиты­вается в приведенных затратах величиной 3_Р| обусловленной работой резервного оборудования (резервных энергоблоков, энергохимических производств).

- Сопоставление вариантов, отличающихся разным количеством вредных выбросов, т.е. различной степенью загрязненности окружаю­щей среды, должно осуществляться с учетом необходимых расходов на обеспечение предельно допустимых выбросов (ПДВ) вредных ве­ществ. Приведение вариантов с разными расходами и видом сжигае­мого топлива к одинаковым предельно допустимым выбросам вредных веществ в окружающую среду будет достигаться соответствующим учетом приведенных затрат З_в в системы сокращения вредных выбро­сов, затрат З_т, связанных с переходом на топливо с меньшим выходом вредных веществ, затрат З_тр, обусловленных изменением высоты ды­мовой трубы, затрат У_э в экологическую инфраструктуру, обусловлен­ных компенсацией ущерба от загрязнения окружающей среды в виде затрат на воспроизводство качества экосистемы (восстановление био­массы) в зоне функционирования энергоблока. Если фоновые призем­ные концентрации в ареале энергоблока выше ПДК, то во всех сравни­ваемых вариантах предусматривается одинаковое значение ПДВ. В случае, если энергоблок не может быть вписан в данный ареал при ус­тановленных ПДВ по экологическим соображениям, приведение вари­антов к одинаковым предельно допустимым выбросам достигается учетом затрат З_уд на вынос энергоблока из данного ареала и удаление от потребителей.

- При сравнении различных вариантов энергоблоков надо учи­тывать затраты 3 _И нф на создание и эксплуатацию как производствен­ной, так и социально-бытовой инфраструктуры.

Приведенные к одному году эксплуатации затраты определяются формулой

где В - годовой расход топлива энергоблоком, т/год (тыс.м³/год); П - экономия (руб/год) приведенных затрат при энерготехнологическом производстве вторичных продуктов; Ц_т - стоимость топлива франко-бункер энергоблока, определяемая с учетом переработки, хранения и транспорта топлива, руб/т (руб/тыс.м³); К _m - капиталовложения, руб., определяемые по агрегатам энергоблока и включающие расходы на создание, монтаж, доставку оборудования на место строительства, техническое освоение, а также пропорционально отнесенные затраты на строительство главного корпуса, подготовку территории, возведе­ние временных зданий и сооружений, проектно-изыскательские рабо­ты, объекты подсобного назначения; 3_доп - дополнительные эксплу­атацион-ные расходы на химическое сырье, материалы, реагенты, затраты на обслуживание систем сокращения вредных выбро­сов, руб/год; _3п - расходы по содержанию штатного эксплуатационного и ремонтного персонала, руб/год; 3гк - затраты на перекачку (транс­портировку) жидких, газообразных и твердых продуктов переработки угля (синтез-газа, полукокса, товарной серы, строительного шлака и т.п.) потребителю.

Величина относительного аннуитета, характеризующая ежегод­ную долю капитальных затрат и включающая ежегодный возврат капи­таловложений (амортизацию) и проценты по ним, рассчитывается по выражению:

                                (1.2)

где Е - норма дисконта, устанавливаемая с учетом источников и струк­туры финансирования, требований инвесторов [2,3] и отражающая приемлемую норму (ставку, процент) доходности на вкладываемый ка­питал. Для ТЭС в условиях стабильной экономики Е, как правило, не превышает 0,1...0,12 (10...12 %); Т - расчетный период эксплуатации соответствующих агрегатов и технических систем энергоблока. Рас­четный срок службы энергоблоков ТЭС обычно принимают 25...30 лет. В настоящее время для паротурбинных энергоблоков (вместе со вспо­могательным оборудованием) действующая норма амортизации со­ставляет 0,037 (3,7 %), что соответствует нормативному сроку службы в 27 лет.

Капиталовложения в формуле (1.1) определяются как

K_m = ͞K _m,                                                   (1.3)

где ͞K- дисконтированные капиталовложения (приведенные к году окончания строительства), _m- доля в капиталовложениях агрегата m. Дисконтированные капиталовложения определяются по следующему выражению:

К =                                                   (1.4)

где Т - срок строительства, определяемый такими факторами, как чис­ло, мощность и тип энергоблока, вид используемого топлива, условия строительства и т.п. В современных условиях сооружение энергоблока и ТЭС в целом может осуществляться в срок до 4...6 лет; К_j - капита­ловложения i -го года строительства, руб. При дипломном проектировании распределение капиталовложений по годам строительства мож­но принять равномерным (т.е. К _t =К/Т, где К - полные капиталовло­жения, определяемые как сумма капиталовложений по агрегатам, пп. 3.1...3.8).

Очевидно, что вариант с затратами 3 _t эффективнее варианта с затратами 3₀,если

 ΔЗ = 3₀ - 3 _t > 0                                                   (1.5)

При таком подходе (для дипломного проектирования) упрощается про­цедура выбора наивыгоднейшего варианта на основе рядового пере­бора вариантов. В дипломном проектировании, по-видимому, будет достаточным в целом ряде случаев ограничиться рассмотрением двух вариантов: базового с 3₀ и проектируемого с 3 _t. В этом случае рас­сматривается только переменная часть приведенных затрат ΔЗ по (1.5), которая учитывает только составляющие, вызвавшие измене­ние 3 _t по сравнению с базовым вариантом.

Изложенная методика расчета приведенных затрат по всем рас­сматриваемым вариантам энергоблока исключает фактор несопоста­вимости вариантов. Если проанализировать выражение (1.1), то можно убедиться, что в наиболее общем случае приведенные затраты по энергоблоку полностью определяются значениями термодинамиче­ских, расходных и конструктивных параметров, параметров технологи­ческого профиля энергоблока, а также значениями внешних влияющих факторов. Такой методический подход позволяет достаточно просто определить оптимальные параметры из условия:

где ͞ X - совокупность постоянных параметров.

2. ЗАТРАТЫ НА ТОПЛИВО

Затраты на топливо [4], руб/год:

(2-1)

где N_r - установленная мощность энергоблока, кВт; - число часов (как интегральная характеристика электрического графика нагрузки) использования установленной мощности, ч/год; b _э - среднегодовой расчетный удельный расход топлива на отпущенную электроэнер­гию, кг/(кВт·ч); b_Q - среднегодовой расчетный удельный расход топлива на отпущенную теплоту, кг/(кВт-ч тепла); b _пвк - удельный расход топлива на пиковые источники теплоты, кг/(кВт-ч тепла); к_Г - коэффициент готовности [5];   - годовой отпуск теплоты (по тепловому графику нагрузки [4]), кВт-ч тепла; k_{S 02}, k_{N 02} - коэффициенты, учиты­вающие расход топлива на функционирование природоохранных сис­тем (в порядке оценки — k_{S 02} =1,05 - для систем сероочистки, k_{N 02} =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.м^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].

Котлоагрегат

Капиталовложения в котлоагрегат

где Cj - коэффициенты приведения (табл. 3.1); х _j - 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 c_i, x_j, 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	С 4	1,0 1,1
Компоновка	Однокорпусная Двухкорпусная	С 5	1,0 1,12
Регион строительства	Урал, Зап. Сибирь В. Сибирь, Д. Восток	С 6	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

Паропроводы и газопроводы

Капиталовложения в паропроводы или газопроводы (в схемах с ГТУ, ПГУ) оцениваются как

где: К_пп- базовые капиталовложения ( =0,6∙10⁶ $);

    х _j - определяю­щие параметры (давление и температура пара или газа,

          установлен­ная мощность парового или газового турбогенератора);

    - их базовые значения ( = 14 МПа, = 565 °С, = 100∙10³ кВт);

               n _j  – показатель степени ( n ₁ = 0,16, n ₂ =0,42, n ₃ = 0,2).

Технические системы

Капиталовложения на тягодутьевое оборудование:

где: - базовые капиталовложения (  = 0,2-10⁶ $);

с₁,с ₂ - коэффици­енты приведения (c ₁= 1 - при сжигании угля, с ₁ = 0,6 - при

сжигании газа или мазута; с₂ = 1 - для камерных топок,

с ₂ = 1,3 - для кипящего слоя);

В - расход условного топлива;

В⁰ - его базовое значение (В⁰ = 10 т.у.т./ч).

Капиталовложения в систему топливоподачи и топливоподготовки:

где К°_топ- базовые капиталовложения (К_топ=6∙10⁶ $);

с, - коэффициенты приведения (табл. 3.3);

В - расход условного топлива (В°=10 т у.т/ч).

Коэффициенты в (3.4) Таблица 3.3

Влияющие факторы	Характеристика факторов	Обозна-­ чение	Значе-­ ние
Вид системы топливоподготовки	С прямым вдуванием	С1	1,0
	С промбункером		1,3
	С приготовлением дробленки
	(для КС)		0,7
	С приемкой ВУС		1,3
Вид топлива	Уголь	С2	1,0
	Газ		0,3
	Мазут или ВУС		0,5
Вид444444444444 пуско-резервного топлива	Мазут	С3	1,10
	Газ		1,05
Тип системы подачи топлива	С ПНК	С4	1.0
	СПВК		0,9
	С подачей дробленки (для КС)		1,1
	С ВУС		1,2
Степень топливного комбинирования	Система с одним основным	С5
	видом топлива		1,0
	С двумя основными видами
	топлива		1,2
Регион строительства	Урал, Зап. Сибирь	С 6	1,05
	В. Сибирь, Д. Восток		1,15

 

Капиталовложения в систему газоотвода (в дымовую трубу и га­зоходы):

 

где:  - базовые капиталовложения ( = 0,9∙10⁶ $);

с - коэффициент приведения

с = 1 - для одноствольной железобетонной трубы,

с = 1,3 - для многоствольной трубы,

с = 0,5 - для встроенной в градирню;

- высота дымовой трубы ( = 100 м).

Капиталовложения в систему золошлакоудаления (включая золоотвал):

где: К_зш- базовые капиталовложения (К_зш = 0,3∙10⁶ $);

      с - коэффици­ент приведения

     (с = 1 - для гидросистемы с багерными насосами,

      с = 1,2 - для пневмосистемы со складом товарных золошлаков);

В - расход условного топлива (В⁰ = 10 т.у.т/ч);

    А^р - зольность по рабо­чей массе (А^ро=10 %).

Наименование

Параметры

Показатели степени

Обозна­ чение Значе­- ние Обозна-­ чение Значе-­ ние Установленная мощность турбогенератора, кВт 30 10³ n₁ 0,75 Температура газа перед га­зовой турбиной, °С 1000 n ₂ 1,3 Давление газа перед газовой турбиной, МПа 0,1 n₄ 0,05 Число часов использова­ния установленной мощ­ности, ч/год 6000 n₄ 0,20

 

3.5. Электрогенератор и электрооборудование

Капиталовложения в электрогенератор со вспомогательным обо­рудованием, автоматику и КИП при установке ПВМ, повышающие трансформаторы и транс-форматоры собственных нужд, главное распредустройство, связь с энергосис-темой

где:  - базовые капиталовложения ( = 4,5 ∙10⁶$);

с - коэффици­ент приведения

(с =1,05 - для Урала и Зап. Сибири;

с =1,15 - для Вост. Сибири и Дальнего Востока);

N_r - установленная мощность электроге­нератора;

 - ее базовое значение ( =100∙10³кВт);

- элект­рические собственные нужды;

- их базовое значение ( %);

_n - число часов использования установленной мощности;

- базо­вое значение (  = 6000 ч/год).

Наименование

параметры

показатели сте­пени в формуле (3.10)

Обозна-­ чение Значе­- ние Обозна­- чение Значе­- ние Температура питательной воды, °С 230   0,6 Расход питательной воды, т/ч 100   0,86 Давление питательной воды, МПа 17   0,5 Кратность циркуляции   50   0,15 Температура конденсации пара, °С   35   -0,2 Число часов использования уста­новленной мощности, ч/год   6000   0,2

 

Реакторы газификации

Капиталовложения в реактор:

где:  - базовые капиталовложения (  = 2,8∙10⁶ $);

с_i-- коэффициенты приведения (табл. 3.9);

- определяющие параметры; - их базовые значения (табл. 3.10).

Коэффициенты в (3.11) Таблица 3.9

Влияющие факторы	Характеристика факторов	Обозна­ чение	Значе-­ ние
Топливо	Каменный уголь Бурый уголь ВУС		1,30 1,35 0,90
Дутье	Воздушное Паровое Паровоздушное Кислородное Парокислородное		1.0 1,20 1,15 1,30 1,25
Регион строитель­ства	Урал, Зап. Сибирь Вост. Сибирь, Д. Восток		1,05 1,15
Вид природоохран­ ных систем	Золоочистка (з/о) З/о, серо- или азотоочистка З/о, серо- и азотоочистка		1,0 1,05 1,1
Демонтаж и ком­пенсация аварий	Демонтаж после выработки срока эксплуатации		1,3
Тип реактора	С неподвижным слоем Прямоточный (с камерной реакционной зоной) С кипящим слоем		0,9 1,0 1,1
Вид шлакоудаления	Твердое Жидкое		1,0 1,2

 

Базовые параметры в (3.11) Таблица 3.10

Наименование	Параметры		Показателисте­пенивформуле (3.11)
	Обозна­ чение	Значе­ ние	Обозна­ чение	Значе­ ние
Расходусловноготоплива, т/ч		10		0,8
Температурареакции, иС		1000		0,9
Давлениевреакционнойзоне, МПа		0,1		0,1
Числочасовиспользованияуста­новленной мощности, ч/год		6000		0,2

Сетевая установка

Капиталовложения в сетевую установку (сетевые подогреватели, трубопроводы сетевой воды, сетевые насосы, магистральные трубо­проводы):

где: K_сy- базовые капиталовложения ( =1,1∙10 $); с _i - коэффициенты приведения (табл. 3.11); х_} - определяющие параметры; - их базовые значения (табл. 3.12).Коэффициенты в (3.12) Таблица 3.11

Влияющие факторы	Характеристика факторов	Обозна-­ чение	Значе-­ ние
Регион строитель­ства	Урал, Зап. Сибирь Вост. Сибирь, Д. Восток		1,05 1,15
Демонтаж, компен­сация аварий	Демонтаж после выработки ресурса		1,3
Вид сетевой уста­новки	С одним подогревателем С двумя подогревателями С подключением РОУ		1,0 1,2 1,05
Тип сетевой установки	Блочная (на каждый турбогенератор) Не блочная (с параллель­ными связями, укрупненная из расчета на всю ТЭЦ)		1,0   1,2

Базовые параметры в (3.12) Таблица 3.12

Наименование	Параметры		Показатели сте­пени в формуле (3.12)
	Обозна-­ чение	Значе-­ ние	Обозна-­ чение	Значе-­ ние
Температурный напор (по темпера­турному графику), °С		50	n1	0,35
Температура греющего теплоноси­теля, °С		100	п2	0,15
Среднегодовая (по теплофикацион­ному графику) теп- лофикационная нагрузка, кВт		50∙103		0,78
Мощность сетевых насосов, кВт		500		0,2
Расход сетевой воды, т/ч		1000		0,38
Протяженность магистральных тру­бопроводов, км		10		1,2
Диаметр магистральных трубопро­водов, м		0,5	n 7	0,3
Число часов отопительного периода (по тепловому графику нагрузки), ч/год		5000	n8	0,8

В выражении (3.12) можно использовать следующие оценки оп­ределяющих

параметров:

- среднегодовая теплофикационная нагрузка, кВт: x ₃ = );

- расход сетевой воды, т/ч: x ₅ = x ₃∙

- протяженность магистральных трубопроводов, км:х₆ = 5...20;

- диаметр магистральных трубопроводов, м:

-

В этих выражениях: - номинальная нагрузка Т- отборов турбины, кВт;

α_т - коэффициент теплофикации; коэффициенты α = 0,63; β = 0,073 являются некоторыми косвенными показателями базо­вой части теплового графика нагрузки;  - изобарная теплоемкость воды, кДж/(кг-К); коэффициент  = 0,012.

4. ЗАТРАТЫ

4.1. Эксплуатационный и ремонтный персонал

Расходы по содержанию штатного эксплуатационного и ремонт­ного персонала с учетом затрат в социальную инфраструктуру:

где _шт - штатный коэффициент ( _шт = 1,5 чел/(т/ч) - для энергоблоков традиционного технологического профиля; _шт= 1,8 чел/(т/ч) - для энерго­блоков с системами газоочистки; _шт = 2 чел/(т/ч) - для энергоблоков с системами газификации); В - расход условного топлива, т.у.т/ч; Ф - среднегодовое содержание персонала (зарплата с начислениями и затраты в социальную инфраструктуру, Ф =15 ∙10³ $/(чел-год); с - ко­эффициент приведения (с = 1,0 - для Урала и Зап. Сибири, с = 1,15 - для Вост. Сибири и Д. Востока).

Резервные энергоблоки

Затраты в резервные энергоблоки:

где: Цт - стоимость топлива (табл. 2.1); b _р - удельный рас