Проект ГРЭС в городе Ханты-Мансийск мощностью 1500 МВт с энергоблоками К-500-240

0246·500 + 0,261·467,17 + (0,261 – 0,261)·(467,17 – 500))·7706·3 =   

= 3103160,8

Расход топлива на ГРЭС, т у.т/год:

  В = В_уст. + В_неуст.                                                                        (1.8)

В = 3103160,8 + 2000 = 3105160,8

Расход топлива на ГРЭС, 1000 м³/год:

В = 3105160,8·(29310/38810)·0,876 = 2054283,5

Затраты на топливо, млн.руб/год:

                    U_т = В·Ц ,                                                                  (1.9)

где  Ц = 1050 – цена топлива, руб/1000 м³;

U_т = 2054283,5·1050·10^-6 = 2157

Эксплуатационные расходы составят, млн.руб/год:

U = 2157 + 65,55 + 511,62 + 438,53 + 203,14 = 3375,84

1.4 Расчет себестоимости энергии на газовом топливе

Себестоимость отпущенной энергии, коп/кВт·ч:

                        U_э = U/W_отп.                                                                 (1.18)

U_э = 3375,84·10⁸/(10314000·10³) = 32,73             

Годовой отпуск энергии с шин станции, МВт·ч:

                        W_отп. = W·(1 – а_сн) ,                                                     (1.15)

где  а_сн = 4,5 – коэффициент собственных нужд станции, %,[10];

W_отп. = 10800000·(1 – 0,045) = 10314000

Себестоимость выработанной энергии, коп/кВт·ч:

                       U_э^выр = U/W                                                                 (1.19)

U_э^выр = 3375,84·10⁸/(10800000·10³) = 31,26

1.5 Расчет альтернативного блока на 300 МВт

1.5.1  Расчет затрат на топливо

Число часов фактической работы турбоагрегата, т.е. календарное время за вычетом времени простоя в капитальном и текущем ремонте, час/год:

Т_р = 8760 – Т_рем. ,                                                       (1.2)

где  Т_рем. = 482 + 456 = 938 – время простоя в ремонте, час/год;

Т_р = 8760 – 938 = 7822

Выработка электроэнергии на ГРЭС, МВт·ч:

W = N_уст.·T_уст. ,                                                           (1.3)

где  N_уст. = 1500 – установленная мощность станции, МВт;

T_уст. = 7200 – число часов использования установленной мощности, ч;

W = 1500·7200 = 10800000

Средняя нагрузка электростанции, МВт:

Р_кэс = W/Т_р.                                                                  (1.4)

Р_кэс = 10800000/7822 = 1380,7

Среднегодовая нагрузка энергоблока, МВт:

Р_бл. = Р_кэс/n_бл ,                                                                (1.5)

где  n_бл. = 5 – число блоков;

Р_бл. = 1380,7/5 = 276,14

Годовой расход топлива блоками ГРЭС на выработку электрической нагрузки в установленном режиме, т у.т/год:

В_уст. = (в_хх·Р_н + в₁·Р_бл. + (в₂ – в₁)·( Р_бл. - Р_эк.))·Т_р·n_бл. ,    (1.6)

где  в_хх = 0,0237 – удельный расход условного топлива на холостой ход агрегата, т у.т/МВт·ч.,[9];

в₁ и в₂ = 0,288 – относительный прирост расхода топлива соответственно до точки экономической мощности и в зоне перегрузки, т у.т/МВт·ч.,[9];

Р_эк. = 300 – экономическая мощность, МВт;

В_уст. = (0,0237·300 + 0,288·276,14 + (0,288 – 0,288)·(276,14 – 300))·7822·5 =           = 3388424,7

Потери топлива в неустановившемся режиме, т у.т/год:

В_неуст. = В_пуск·n_пуск ,                                                          (1.7)

где  В_пуск = 150 – расход топлива на один пуск блока, т у.т;

n_пуск = 8 – число пусков в год, шт/год;

В_неуст. = 150·8 = 1200

Расход топлива на ГРЭС, т у.т/год:

В = В_уст. + В_неуст. = 3388424,7 + 1200 = 3389624,7     (1.8)

Расход топлива на ГРЭС, 1000 м³/год:

В = 3389624,7·(29310/38810)·0,876 = 2242476,5

Затраты на топливо, млн.руб/год:

U_т = В·Ц ,                                                                       (1.9)

где  Ц = 1050 – цена топлива, руб/1000 м³;

U_т = 2242476,5·1050·10^-6 = 2354,6

1.5.2  Затраты на заработную плату с отчислениями на социальные нужды

Для приближенных расчетов заработной платы по станции можно использовать формулу, млн.руб/год:

U_зп = N_уст.·n_у·Ф_зп·(1 + ЕСН) ,                                      (1.10)

где  Ф_зп = 95000 – средняя зарплата одного работника за год, руб/год;

ЕСН = 35,6 – ставка единого социального налога, %;

n_у = 0,46 – штатный коэффициент промышленно-производственного персонала ГРЭС, чел/МВт,[10];

U_зп = 1500·0,46·95000·10^-6·(1 + 0,356) = 88,88

Без ЕСН:

U_зп = 1500·0,46·95000·10^-6 = 65,55

1.5.3  Размер амортизационных отчислений

Размер амортизационных отчислений, млн.руб/год:

U_а = К·а/100 ,                                                            (1.11)

где  а = 7 – средняя норма амортизации по станции в целом, %;

К – стоимость строительства станции, млн.руб.:

 К = К_удел·N_уст.·а₁·К_уд ,                                                (1.12)

где К_удел = 0,116 – удельные капитальные вложения, млн.руб./МВт,[10];

а₁ = 1,13 – коэффициент, учитывающий район размещения;

К_уд = 38,5 – коэффициент  удорожания;

К = 0,116·1500·1,13·38,5 = 7569,87

U_а = 7569,87·0,07 = 529,9

1.5.4  Затраты на текущий ремонт оборудования и сооружений

Затраты на текущий ремонт оборудования, зданий и сооружений, млн.руб/год:

U_тр = К·Н_тр ,                                                                            (1.13)

где  Н_тр = 6 – доля расхода на текущий ремонт от балансовой стоимости активов, %;

U_тр = 7569,87·0,06 = 454,2   

1.5.5  Прочие расходы

К прочим расходам относятся:

- общецеховые и общестанционные расходы;

- оплата услуг строительных организаций;

- расходы по охране труда и техники безопасности;

- расходы по испытаниям оборудования;

- производимые сторонними организациями.

Их величина принимается 20% - 30% от суммарных затрат на амортизацию, ремонт и заработную плату, млн.руб/год:

U_пр = 0,2·(U_а + U_тр + U_зп) = 0,2·(529,9 + 454,2 + 65,55) = 209,93               (1.14)

Эксплуатационные расходы составят, млн.руб/год:

U = 2354,6 + 65,55 + 529,9 + 454,2 + 209,93 = 3614,18

1.5.6  Расчет себестоимости энергии на газовом топливе

Себестоимость отпущенной энергии, коп/кВт·ч:

U_э = U/W_отп.                                                                                          (1.18)

U_э = 3614,18·10⁸/(10314000·10³) = 35,04

Годовой отпуск энергии с шин станции, МВт·ч:

W_отп. = W·(1 – а_сн) ,                                                                               (1.15)

где  а_сн = 4,5 – коэффициент собственных нужд станции, %,[10];

W_отп. = 10800000·(1 – 0,045) = 10314000

Себестоимость выработанной энергии, коп/кВт·ч:

U_э^выр = U/W = 3614,18·10⁸/(10800000·10³) = 33,46                               (1.19)

Таблица 1.2 – Основные технико-экономические показатели ГРЭС 1500 МВт работающей на газовом топливе для двух блоков

Наименование показателя	Единица измерения	К -300 - 240	К -500 - 240
Установленная мощность станции	МВт	1500	1500
Количество блоков	шт.	5	3
Число часов использования установленной мощности	ч/год	7200	7200
Выработка электроэнергии	МВт·ч	10800000	10800000
Себестоимость отпущенной энергии	коп/кВт·ч	35,04	32,73
Себестоимость выработанной энергии	коп/кВт·ч	33,46	31,26
Штатный коэффициент эксплуатационного персонала	Чел/МВт	0,46	0,46
Удельные капитальные вложения	млн.руб./МВт	5,05	4,87

На основании технико-экономических показателей величина хозрасчетного эффекта по рекомендуемому составу оборудования определяется, млн.руб/год:

Д_х/р. = W_ОТП.·(U_{э/эальт} – U_э/эрек) = 10314000·(35,04 – 32,73)·10^-5 = 238,25         (1.20)

В качестве основного оборудования используются: турбины К-500-240 в количестве 3-х штук и парогенераторы П - 49 производительностью 1650 тонн пара в час.

1.6  Расчет срока окупаемости станции

Чистый дисконтированный доход, млн. руб.:

NPV_n = ((U_а + (Т – U_э)·W_отп.·10^-5)/(1 + 0,12)ⁿ) – К ,                             (1.21)

где U_а = 511,62 – размер амортизационных отчислений, млн.руб/год;

К = 7308,84 – стоимость строительства станции, млн.руб.;

U_э = 32,73 – себестоимость отпущенной энергии, коп/кВт·ч;

W_отп. = 10314000 – годовой отпуск энергии с шин станции, МВт·ч;

n – текущий год;

Т – тариф, коп/кВт·ч.

Таблица 1.3 – Срок окупаемости станции со ставкой тарифа Т = 1,15·U_э

Год	Прибыль в расчетном году, учитывая ставку дисконтирования, млн. руб.	Коэффициент дисконтирования	Чистый дисконтированный доход, млн. руб.
1	908,91	0,893	- 6399,93
2	811,53	0,797	- 5588,4
3	724,58	0,712	- 4863,82
4	646,95	0,635	- 4216,87
5	577,63	0,567	- 3639,24
6	515,74	0,507	- 3123,5
7	460,49	0,452	- 2663,01
8	411,15	0,404	- 2251,86
9	367,1	0,361	- 1884,76
10	327,76	0,322	- 1557
11	292,65	0,287	- 1264,35
12	261,29	0,257	- 1003,06
13	233,3	0,229	- 769,76
14	208,3	0,205	- 561,46
15	186	0,183	- 375,46
16	166,06	0,163	- 209,4
17	148,3	0,146	- 61,1
18	132,4	0,13	71,3

Срок окупаемости 18 лет.

Без учета временного фактора срок окупаемости составит, лет:

Т_ок = К/Д = 7308,84/1018 = 7 ,                                                       (1.22)

где Д = 1018 – ежегодный доход по производству энергии и ежегодной амортизации, млн. руб.

Таблица 1.4 – Срок окупаемости станции со ставкой тарифа Т = 1,25·U_э

Год	Прибыль в расчетном году, учитывая ставку дисконтирования, млн. руб.	Коэффициент дисконтирования	Чистый дисконтированный доход, млн. руб.
1	1210,32	0,893	- 6098,52
2	1080,64	0,797	- 5017,88
3	964,86	0,712	- 4053,02
4	861,48	0,635	- 3191,54
5	769,18	0,567	- 2422,36
6	686,77	0,507	- 1735,59
7	613,19	0,452	- 1122,4
8	547,49	0,404	- 574,91
9	488,83	0,361	- 86,08
10	436,45	0,322	350,37

Если изменить тариф, то срок окупаемости составит 10 лет.

Вывод: Сравнение технико-экономических показателей проектируемой станции, в том числе себестоимости электроэнергии, с аналогичными показателями действующих электростанций, принятых на тот же расчетный период, позволяет сделать вывод об экономической эффективности проекта станции.

2 Расчетная часть

2.1 Расчет принципиальной тепловой схемы

Составление принципиальной тепловой схемы является важнейшим этапом при разработке проекта электростанции. Принципиальная тепловая схема современной паротурбинной электростанции представляет собой схему, характеризующую преобразование тепла в электрическую энергию, а также снабжение ими потребителей со стороны.

Принципиальная тепловая схема с турбиной К-500-240 представлена на рисунке 2.1. Эта схема конденсационного блока мощностью 500 МВт включает котельный агрегат, турбину и водопитательную установку.                              Котел типа Пп-1650-25-545 ГМН (П49) прямоточный, работающий на газе, паропроизводительностью 1650 т/ч. Как видно из рисунка 2.1 турбина с промежуточным перегревом пара.

Система регенерации состоит из пяти подогревателей низкого давления