Работа основного теплоэнергетического оборудования Новосибирской ТЭЦ-2, установленной мощностью 340 МВт. Анализ основных внедренных мероприятий по реконструкции оборудования НТЭЦ-2, страница 25

В главном корпусе котельного отделения НТЭЦ-2 имеются свободные площади на которых размещались паровые котлы первой очереди. Также рассматривается вопрос о демонтаже в 2005 году котлоагрегата станционный №3 (ТКЗ 150), тем самым освобождаются дополнительные площади. В связи с этим газотурбинную установку и котел утилизатор предлагается разместить в котельном отделении, расположив таким образом, чтобы котел-утилизатор разместить на месте КА ст.№3, а газотурбинную установку на месте 1 очереди. Паровую турбину предлагается разместить в машинном зале на месте демонтируемой турбины ст.№3.

При установке данного оборудования увеличение установленной электрической мощности станции, с учетом выбытия выработавшего свой ресурс ТГ ст.№ 3, составит 70 МВт и тепловой мощности 20 Гкал/час.

В дальнейшей перспективе, при выработке ресурса остального оборудования 3 очереди, взамен котлов ТП-170 ст.№№ 4,5,6 и турбин ст.№№ 4,5 возможно провести строительство второго блока ПГУ-90.

7.5. Экономическая оценка рассматриваемого варианта

          Ориентировочная оценка эффективности данного варианта рассматривается, как разница между затратами на покупку мощности и энергии на ФРЭМ при прохождении суточных пиков нагрузки и капитальными  и эксплуатационными затратами при реализации рассматриваемого варианта.

          Среднегодовая суммарная длительность суточных пиков нагрузки покрываемая рассматриваемой ПГУ была принята равной 3300 часов. Среднегодовая суммарная длительность работы ПГУ принята 7220 часов. Основные показатели ориентировочной стоимости технического перевооружения НТЭЦ-2 представлены в таблице 7.3.

Таблица 7.3.

Наименование	Стоимость, млн.долл.
1. Газовая турбина с генератором	17,5
2. Паровая турбина с генератором	2,8
3. Котел-утилизатор	3,4
4. Газодожимная компрессорная станция	2,1
5. Газопроводы высокого давления	0,2
6. Трубопроводы и паропроводы	0,6
7. Электротехническое оборудование	4,1
8. Система контроля и управления ПГУ	3,5
9. Прочее вспомогательное оборудование	5,4
Итого: стоимость оборудования	40,9
10 Строительно-монтажные работы	17
Издержки на амортизацию	2,3
Затраты на топливо	3,71
Издержки на кап ремонт	1,15
Издержки на текущий ремонт	0,33
Прибыль	2,14
Срок окупаемости	13
Срок строительства	28 месяцев
Удельные кап.вложения	643,3 долл./кВт
Удельные расходы топлива на отпуск электроэнергии,	228 г.у.т./кВтч

8. Анализ технико-экономических показателей работы ТЭЦ

В качестве основных технико-экономических показателей в электроэнергетике установлены:

-  количество выработанных и отпущенных электроэнергии и тепла каждой электростанцией;

-  рабочая электрическая мощность и показатели эффективности использования установленной мощности электростанции;

-  себестоимость электроэнергии и тепла, отпущенных электростанцией;

-  удельный расход условного топлива на отпущенные электроэнергию и

тепло;

-  расход электроэнергии на собственные нужды (СН) электростанции, отнесенных отдельно к выработке электроэнергии и отпуску тепла;

Нормирование технико-экономических показателей работы оборудования – это  установление исходно-номинальных и номинальных значений этих показателей на какой-либо период. Технической базой нормирования являются энергетические характеристики котлов и турбоагрегатов и исходно-номинальные расходы электроэнергии и тепла на подгрупповые (общегрупповые, общестанционные) механизмы, аппараты  и установки собственных производственных нужд. Нормирование технико-экономических показателей работы оборудования осуществляют с учетом состава и режима работы оборудования, условия водо- и теплоснабжения, климатических условий, схемы отпуска электроэнергии и тепла, требований надежности, безопасности, охраны окружающей среды, ирригации и рыбоводства.