Модернизация III очереди НТЭЦ-2 путем демонтажа турбин Т-20-90 и установки на их место трех новых турбоагрегатов ПТ-30-8,8, страница 18

10. РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ

В связи с тем, что существующее основное оборудование III очереди НТЭЦ-2 выработало свой ресурс и находится в аварийном состоянии рассчитываем капиталовложения, эксплуатационные затраты и срок окупаемости нового оборудования.

10.1. Расчет коэффициента готовности

При расчете коэффициента готовности в первую очередь необходимо располагать интенсивностями отказов и восстановлений энергоагрегатов [9]:

,                                       (10.1)

где К_г – коэффициент готовности;

λ_i – интенсивность отказов;

μ_i – интенсивность восстановлений.

,    (10.2)

где λ_т – интенсивность отказов турбоагрегатов;

N – расчетная мощность, кВт;

t₀ – начальная температура пара, ^оС;

Р₀ – начальное давление, бар;

,– коэффициенты приведения [9].

,                                         (10.3)

где μ_т – интенсивность восстановлений турбоагрегата;

λ_т – интенсивность отказов турбоагрегата.

,    (10.4)

где λ_к – интенсивность отказов котлоагрегатов;

D – паропроизводительность котла, т/ч;

t_пе – температура перегретого пара, ^оС;

Р_пе – давление, бар;

- коэффициенты приведения.

,                                       (10.5)

где μ_к – интенсивность восстановлений котлоагрегата;

λ_к – интенсивность отказов котлоагрегата.

10.2. Определение затрат на создание и эксплуатацию производственной инфраструктуры

Определяем по упрощенной формуле [5]:

,                                  (10.6)

где ВЦ_т – затраты на топливо, долл.;

К_m – капиталовложения, долл.;

δ_m – величина относительного аннуитета = 0,037 [5];

Θ_зп – затраты на эксплуатационный и ремонтный персонал;

У_э – их базовые значения.

10.2.1. Затраты на топливо

,                       (10.7)

где N_г – установленная мощность;

τ_N – число часов (как интегральная характеристика электрического графика нагрузки) использования установленной мощности, ч/год;

в_э – среднегодовой расчетный удельный расход топлива на отпущенную электроэнергию, кг/кВт·ч;

в_Q – среднегодовой расчетный удельный расход топлива на отпущенную теплоту, кг/кВт·ч тепла;

К_г – коэффициент готовности;

- годовой отпуск теплоты (по тепловому графику нагрузки), кВт·ч.

10.2.2. Капиталовложения

Турбоагрегат

,                         (10.8)

где - базовые значения (=6·10⁶ $);

С₁, С₂, С₃ – коэффициенты приведения;

х_j – определяющие параметры;

- их базовые значения.

Электрогенератор

,                 (10.9)

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

С – коэффициент приведения;

N_г – установленная мощность электрогенератора;

- ее базовое значение (=100·10³ кВт);

N_сн – электрические собственные нужды;

- их базовое значение (=5%);

τ_N – число часов использования установленной мощности;

- базовое значение (=6000 ч/год).

Паропроводы

,                              (10.10)

где - базовые капиталовложения (=0,6·10⁶ $);

х_j – определяющие параметры (Р и t пара, установленная мощность парового турбоагрегата);

- их базовые значения (МПа; ; кВт).

10.2.3. Затраты на эксплуатационный и ремонтный персонал

,                                   (10.11)

где ψ_шт – штатный коэффициент;

В – расход условного топлива, тут/ч;

Ф – среднегодовое содержание персонала (зарплата с начислениями и затраты в социальную инфраструктуру, Ф=15·10³ $чел/год).

долл.

Затраты на экологическую инфраструктуру

,

где С_i – коэффициент приведения;

h_тр – высота дымовой трубы (=100м);

τ_N – число часов использования установленной мощности энергоблока ();

М_j – количество генерирующих вредных веществ;

η_j – КПД системы очистки;

λ_j – удельные затраты;

К_г – коэффициент готовности.

10.3. Эффект модернизации

Определяем общие затраты:

Стоимость выработанной электроэнергии турбоагрегатом за год, долл.:

,                               (10.12)