ПЕРЕЛІК ПОСИЛАНЬ

ВСТУП

Розвиток енергетики в значної мірі визначають темпи росту економіки держави і рішення важливих соціальних задач. Але сама енергетика має розвиватися спираючись на досягнення науки, на базі найсучаснішої техніки. В умовах перехідного періоду економіки до ринкових відносин, обмеженості запасів первинних енергоносіїв, необхідності забезпечення енергетичної незалежності країни розвиток енергетики має специфічний характер. При цьому головними задачами є: підтримка працездатності діючого енергетичного обладнання, економія первинних енергоресурсів, підвищення ефективності виробітку електричної енергії та теплоти, захист довколишнього середовища як локально в районі розміщення генеруючи потужностей, так і в глобальному всесвітньому масштабі.

Можливі направлення вирішення цих задач:

· ремонт, реконструкція, модернізація обладнання ТЕС, АЕС, місцевих котелень;

· підвищення техніко-економічних показників діючих та енергопідприємств, які проектують;

· децентралізація генеруючих потужностей;

· створення приватних теплових електричних станцій та котелень малої і середньої потужності:

· збільшення долі когенераційних станцій (ТЕЦ) і АЕС в виробництві електричної енергії.

Перераховані направлення розвитку енергетики потребують капітальних вкладень, ефективність яких має бути початково обґрунтована необхідними техніко-економічними розрахунками. Техніко-економічне обґрунтування ускладнюється зміною цінності грошей у часі, відсутністю випуску деякого енергетичного обладнання в Україні та відповідно його вартості, певними ускладненнями з перерахунками вартості закордонного обладнання в українську національну валюту. Тому майбутньому спеціалісту - енергетику вкрай необхідно вміти вирішувати технічні та техніко-економічні задачі проектування, будівництва, ефективної і надійної експлуатації енергетичного обладнання. Цьому має сприяти вивчення курсу “Техніко-економічні основи проектування ТЕС і АЕС”, виконання економічної складової частини дипломного проекту, виконання курсової роботи або курсового проекту по дисципліні.

ЦІЛЬ І ЗАДАЧІ КУРСОВОЇ РОБОТИ (КУРСОВОГО ПРОЕКТУ
АБО ЕКОНОМІЧНОЇ ЧАСТИНИ ДИПЛОМНОГО ПРОЕКТУ)

Курсова робота (проект) за дисциплінами “Техніко-економічні основи проектування ТЕС і АЕС”, “Техніко-економічні основи проектування” має на меті розвиток творчих навичок виконання техніко-економічних розрахунків при виборі оптимального варіанту типу енергетичного обладнання або оцінки економічної доцільності ремонту, реконструкції, модернізації.

Задача роботи полягає в попередньому виборі варіантів головного обладнання ТЕС (АЕС, промислових або опалювальних котелень), подальшому розрахунку основних техніко-економічних показників їх будівництва та експлуатації на підставі визначення показників теплової економічності експлуатації обладнання, спрощеної розробки компоновки обладнання головного корпусу, оцінки капітальних вкладень та витрат на виробництво продукції.

Якісне та своєчасне виконання роботи (проекту) можливо тільки при умові добрих знань по дисциплінам: “Котельні установки”, “Парові та газові турбіни”, “Теплові електричні станції”.

ЗАВДАННЯ НА КУРСОВУ РОБОТУ (ПРОЕКТ)

Об’єкт проектування – теплова електрична станція, промислова або опалювальна котельня (окремий енергоблок, апарати або механізми тепломеханічного обладнання). Темою техніко-економічних розробок може стати модернізація, реконструкція окремих вузлів або елементів обладнання станції, котельні. Бажано, щоб тема була пов’язана з темою НДРС студента.

Керівник проекту включає в початкові дані до проекту:

· значення електричної і теплової потужностей об’єкту, який проектується;

· тип і потужність турбіни, тип і парове або теплове навантаження котла, якщо вони не обираються студентом за умовами завдання;

· початкові параметри робочого тіла;

· паливо;

· тип системи технічного водопостачання, температуру охолоджуючої води;

· спосіб поповнення утрат пари і конденсату.

При необхідності в завдання включають додаткові дані.

Керівник має вказати також базовий варіант енергоблоку з котрим порівнюється варіант, який розробляється.

Обов’язково необхідно втілювати в проекти сучасні методи енергозбереження.

Ціни і тарифи необхідно постійно корегувати, враховуючи зміни грошової одиниці в часі.

ОБСЯГ І ЗМІСТ РОБОТИ (ПРОЕКТУ)

Склад курсової роботи (проекту): розрахунково-пояснювальна записка та графічна частина.

Згідно з початковими даними до проекту перелік етапів роботи приблизно такий:

· попереднє техніко-економічне обґрунтування вибору типу, потужності енергоблоку, головного обладнання, параметрів пари і конденсату, інших необхідних показників на підставі порівняння з базовим варіантом;

· розробка та розрахунок принципової теплової схеми енергоблоку з метою визначення показників теплової економічності і, головне, – питомих і годинних витрат умовного і натурального палива енергоблоком (ця частина має бути включена тільки до складу проекту);

· вибір та стислий опис головного обладнання;

· нормативний вибір допоміжного обладнання;

· розробка ескізу і опис компоновки головного корпусу електростанції (ця частина має бути включена тільки до складу проекту);

· розрахунок приведених річних витрат по обох порівнювальним варіантам.

На компоновочних кресленнях графічної частини проекту наводяться поперечний розтин та план ячейки енергоблоку, або креслення розміщення окремих елементів тепломеханічного обладнання: котла, турбіни, тощо.

ВИМОГИ ДО ОФОРМЛЕННЯ РОЗРАХУНКОВО-ПОЯСНЮВАЛЬНОЇ
ЗАПИСКИ І ГРАФІЧНОЇ ЧАСТИНИ РОБОТИ (ПРОЕКТУ)

Оформлення розрахунково-пояснювальної записки має відповідати вимогам Державного стандарту України ДСТУ 3008-95.

Розрахунки виконуються тільки в системі одиниць СІ.

На схемах і кресленнях позначки тепломеханічного обладнання, трубопроводів, арматури, електричних машин приймаються по стандартам ЄСКД і МВН.

1. ПРОЕКТ І ПРОЕКТНИЙ АНАЛІЗ

Укладення грошей в будь-яку справу завжди переслідує конкретну мету. Досягнення цієї мети є результатом виконання ряду дій, котрі в світової практиці прийнято об’єднувати загальним терміном “проект”. Таким чином проект це комплекс взаємопов’язаних заходів будь якого характеру, які спрямовані на досягнення цілі за прийнятий термін часу і при встановленому бюджеті. Зокрема таким вимогам відповідають проекти теплових і атомних електростанцій, котелень, проекти модернізації, реконструкції енергетичних об’єктів.

Доцільність проекту оцінюється на стадії його формування. Для цього виконується так званий проектний аналіз, котрий зображає собою методику системної оцінки позитивних якостей та недоліків інвестиційних проектів. Головна ціль аналізу – оцінка підвищення суспільного або приватного добробуту.

Повний проектний аналіз передбачає оцінку проекту з таких позицій: технічної, економічної, фінансової, екологічної, соціальної.

Для порівняльного аналізу всі позитивні якості та недоліки проектів перекладаються в одиниці вартості – грошові одиниці.

Технічний аналіз – виявлення можливості здійснення проекту з використанням сучасних освоєних або перспективних реальних технологій та конструкцій обладнання.

Економічний аналіз – оцінка економічної доцільності виконання проекту с точки зору суспільства в цілому (макроекономічний аналіз).

Фінансовий аналіз – оцінка доцільності реалізації проекту з позицій приватного інвестора – максимізація приватного прибутку.

Екологічний аналіз – виявлення джерел негативного впливу прийнятих в проекті рішень на людину та довкілля, порівняння кількісних показників впливу з допустимими нормативними та грошова оцінка збитків, які очікуються (з урахуванням вкладень в необхідні природоохоронні заходи та їх експлуатацію).

Соціальний аналіз – вплив проекту на розвиток соціальної сфери; деякі її складові: вирішення проблеми зайнятості населення і зниження безробіття, забезпечення житлових умов, і побутового обслуговування населення, створення нових закладів охорони здоров’я та по наданню медичних послуг, закладів дошкільного виховання та середньої освіти, закладів культури і відпочинку, розвиток інфраструктури населених пунктів (транспортні магістралі, системи зв’ язку, електро- і газопостачання, системи водопостачання і опалення) і так далі.

В подальшому розглядаються положення тільки фінансового аналізу, як найбільш важливого для потенційного інвестора.

Визначення економічної ефективності капітальних вкладень в енергетичні об’єкти виходить із таких принципових положень [1]:

· основними критеріями ефективності капіталовкладень є показники засновані на оцінці прибутку та рентабельності, які відповідають загальноприйнятим в країнах з ринковою економікою;

· норматив ефективності дорівнює нормі дисконтування (приведення різночасових економічних показників к початку розрахункового періоду, інакше к року, котрий є попереднім початку реалізації проекту); норма дисконтування приймається з урахуванням конкретних умов і для великих об’єктів, частіше, дорівнює відсотковій ставці Національного банку України по довгостроковим вкладам;

· розміри капітальних вкладень і річних витрат виробництва визначають, як правило, по діючим цінам, тарифам і нормативам, але в розрахунках на довгострокову перспективу по прогнозним оцінкам, які враховують тенденцію змін вартості обладнання, будівельно-монтажних робіт, палива;

· розрахунковий період для потужних ТЕС і АЕС приймається, як правило, рівним строку будівництва плюс 15 років, що приблизно відповідає гарантійному строку експлуатації головного обладнання (100000 годин) з урахуванням його фізичного і морального зносу;

· амортизаційні відрахування на реновацію визначаються з урахуванням їх дисконтування за формулою складних відсотків;

· при виконанні розрахунків, як правило, необхідно враховувати інфляцію, а також невизначеність початкової інформації і пов’язаний з нею риск.

КРИТЕРІЇ ЕКОНОМІЧНОЇ ЕФЕКТИВНОСТІ КАПІТАЛЬНИХ ВКЛАДЕНЬ

В найбільш загальному виді критерієм економічної доцільності здійснення проекту є економічний ефект:

Е = Р – В,

де Е – економічний ефект,

Р – результати,

В – витрати.

Результат – дисконтована, тобто приведена до початку розрахункового періоду, сума надходжень за реалізовану продукцію та других доходів за весь розрахунковий період (в подальшому, в цілому – доходи).

Витрати – дисконтована сума всіх одноразових і щорічних витрат за розрахунковий період.

На засаді поняття економічного ефекту побудована низка критеріїв економічної ефективності капітальних вкладень, котрі можуть бути поділені на чотири групи:

прибуток (П) – ефект в абсолютних величинах (перевищення доходів над витратами в грошовому виразі:

рентабельність (R) – ефект в відносних одиницях (відношення прибутку до витрат), який відображує частку витрат, яка повертається щорічно у вигляді прибутку, або доходів;

період повернення капіталу (Т) – час, за який інвестицій повертаються за рахунок прибутку і можуть бути використані як нові вкладення (розширене відтворення);

приведені затрати (З).

Частіше порівнюються два або більше проектів. Але, навіть при розгляді одного проекту порівнюються два варіанти: “з проектом” і без “проекту”.

Часові межі проекту – його тривалість (часовий горизонт) це період часу, як правило, в роках, за який проект буде здійснено і він дасть прибуток. Часовий горизонт може бути прийнятий як тривалість фізичного або морального зносу придбаних чи збудованих основних фондів. Для великих потужних електростанцій це дорівнює 30 – 40 рокам, для електричної лампочки – 2 роки.

В межах часового горизонту цінність грошей змінюється, що необхідно враховувати. коли установлюється життєвий строк проекту. Рух потоку коштів (Cash Flow) включає три ключових моменти:

- витрати,

- зиски,

- розподіл в часі витрат і зисків.

Приклад прогнозу руху потоку коштів

^*) Кумулятивний потік коштів розраховується як сума річних потоків по переднім рокам.

Одним із методів оцінки економічної доцільності здійснення проекту є розрахунок повернення грошей. Строк повернення грошей – строк окупності Т_ок:

Т_ок = К / S,

де К – загальна вартість проекту;

S – вигоди від проекту (зиск).

Метод використовується частіше за інших завдяки простоті та доступності. Недолік методу – ігнорування “часової вартості грошей” і те, що не враховується зиск після строку повернення коштів. Наведені недоліки виключені в інших методах розрахунків.

2 ОСНОВА ЕКОНОМІЧНОГО ОБГРУНТУВАННЯ
ВИБОРУ ОБЛАДНАННЯ ЕЛЕКТРИЧНОЇ СТАНЦІЇ

Порівняння економічної ефективності об’єкту, якій проектується, з порівнювальним базовим варіантом виконується згідно [ ] по мінімуму приведених витрат

З = ЕнК + И,

де З – річні приведені витрати, грн.;

Ен – нормативний коефіцієнт економічної ефективності капітальних вкладень, рік ^–1;

К – капітальні вкладення в виробничі фонди, грн.;

И – витрати виробництва за рік, грн.

В проектних розрахунках потужних енергетичних об’єктів (наприклад, ТЕС і АЕС великої потужності) використовується єдиний нормативний коефіцієнт економічної ефективності додаткових капітальних вкладень - Ен. Для нової техніки він дорівнює 0,15, для будівництва – 0,12. Треба зауважити, що цей коефіцієнт пов’язан із нормативним терміном окупності додаткових капітальних вкладень Тн:

Ен = 1 / Тн. (1)

Наведені вище значення коефіцієнту відповідні терміну окупності в 6 років, який приймається в енергетиці для ТЕС великих потужностей. Для енергетичних об’єктів малої потужності, особливо в умовах використання приватного капіталу, термін окупності можна приймати нижче 6 років. В цьому разі коефіцієнт Ен необхідно розрахувати по (1).

Вибір оптимального варіанту в порівнянні з базовим потребує дотримання таких умов співставлення:

1. Варіанти мають бути технічно порівнянні та взаємозамінюємі.

2. Варіанти мають бути економічно порівнянні: мають забезпечувати однаковий виробничий ефект. Наприклад, для теплової електростанції це означає відпуск споживачам рівної кількості електроенергії, для опалювальних котелень - рівної кількості теплоти, при заданих графіках навантаження і однаковому ступеню надійності енергопостачання. При необхідності варіанти зрівнюються за корисною відпускою енергії (або при рівній потужністі) при необхідності з використанням додаткових заміщуючих потужностей.

3. Умови використання кожного з варіантів має бути прийняти оптимальні. Зокрема, для енергетичного обладнання це означає максимальні значення ККД агрегатів.

4. Різні терміни будівництва, монтажу і налагодження нової техніки, нерівномірність капіталовкладень по рокам ураховуються фактором часу. Привід до одного моменту часу (початку розрахункового року) одноразових і плинних витрат на створення і освоєння нової техніки здійснюється множенням (діленням) витрат і результатів відповідного року на коефіцієнт приведення, який розраховується за формулою

a_t = (1 + Eн.п)^t,

де a_t – коефіцієнт приведення;

Eн.п – нормативний коефіцієнт приведення різночасових витрат, яким враховуються утрати від “заморожування” капіталовкладень в незавершене будівництво; приймається Ен.п = 0,08, коли здійснюється вибір оптимального варіанту проектного рішення; а при обґрунтуванні ефективності нової техніки приймається Ен.п = 0,10;

t – кількість років, які відділяють витрати і результати даного року від початку розрахункового року.

1. Використання в розрахунках одиниць цін, тарифів, розцінок, однакових методів розрахунків тощо.

При строках будівництва вище 1 року і постійних щорічних витратах виробництва замість капітальних вкладень приймають їх сумарну приведену величину. Капітальні вкладення можуть бути приведені до любого базового року, однаковому для всіх порівнювальних варіантів. Частіше за все, як базовий, приймається першій рік нормальної експлуатації об’єкту. Розрахунок приведених капітальних вкладень здійснюється за формулою:

Кпр = К₁(1 + Ен.п)^{Тс – 1} + К₂(1 + Ен.п)^{Тс – 2} +... + К_Тс (1 + Ен.п)⁰,

або

Кпр = К_t (1 + Ен.п)^{Тс –t},

де К_пр - приведені капітальні вкладення, грн.;

К₁, К₂,..., К_t – капітальні вкладення, відповідно в перший, другий,..., t- ий рік

будівництва, грн.;

К_Тс - капітальні вкладення в останній рік будівництва, грн.;

Тс - термін будівництва, роки.

При будівництві та здачі об’єктів в експлуатацію по черзі витрати, що здійснюються до початку розрахункового року, помножують на коефіцієнт приведення; витрати після розрахункового року ділять на цій коефіцієнт. За розрахунковий в цьому випадку приймається першій рік після здачі в експлуатацію першої черги об’єкту.

В загальному випадку, коли капітальні вкладення, щорічні витрати виробництва і об’єм продукції змінюються по рокам розрахункового періоду Т, за межою котрого об’єкти, які розглядаються, не потребують капітальних вкладень, а щорічні витрати виробництва та об’єм продукції практично залишаються постійними для кожного з порівнювальних варіантів, рівняння для повних і питомих розрахункових витрат приймають вид:

З_Тпр = Ен (Кt + Иt) (1+ Ен.п)^Т-t + Ин (1 +Ен.п)^Тпр-Т,

З_Тпр

з_Тпр = ---------------------------------------------------------,

Ен Wt (1+ Ен.п)^Т-t + Wн(1 + Ен.п) ^Тпр-Т

где З_Тпр - приведені розрахункові витрати (до року Тпр), грн./рік;

з_Тпр - питомі приведені розрахункові витрати для ТЕС, для котрої продукція –

електроенергія W, одиниця величини з_Тпр – грн./(кВт× год);

Тпр - рік, до якого приводяться витрати;

Кt, Иt – капіталовкладення і щорічні витрати виробництва в рік t, грн.;

Т - розрахунковий період, років;

Wt – об’єм продукції в рік t, кВт× год.;

Wн - об’єм виробництва продукції в рік нормальної експлуатації, кВт× год.;

Ин – витрати виробництва в рік нормальної експлуатації, грн.

Урахування ефекту “заморожування” капіталовкладень обґрунтовує економічну доцільність скорочення строку будівництва теплових електричних станцій, іноді часом при деякому підвищенні капітальних вкладень. Певною ілюстрацією цього положення є приклад будівництва Ладиженської ТЕС потужністю 1800 МВт.

3 РОЗРАХУНОК КАПІТАЛЬНИХ ВКЛАДЕНЬ В БУДІВНИЦТВО ТЕС

Капітальні вкладення в будівництво електростанції складаються із вартості обладнання, будівельної частини, витрат на проектування, монтаж і налагодження обладнання. Приблизну оцінку капітальних вкладень можна виконати по укрупненим показникам за формулою:

Ктес = ×Ру,

де Ктес – повні капітальні вкладення в будівництво ТЕС;

- питомі капітальні вкладення на одиницю електричної потужності;

Ру - встановлена електрична потужність ТЕС.

Аналогічна формула використовується при розрахунку капітальних вкладень в будівництво котельні, але встановлена потужність приймається по тепловій потужності, а питомі капітальні вкладення – на одиницю теплової потужності.

Всі об’єкти ТЕС поділяють на чотири групи за впливом на капітальні вкладення:

· об’єкти, питому вартість котрих визначає тільки потужність станції і котрі не залежать від типу головного обладнання;

· об’єкти, питома вартість котрих залежить від типу головних агрегатів і яка не пов’язана з потужністю станції;

· об’єкти, питома вартість котрих визначається як типом основних агрегатів, так і повною потужністю станції;

· об’єкти, питома вартість котрих залежить від прийнятої схеми постачання електроенергії споживачам.

До першої групи включають всі об’єкти ТЕС, окрім головного корпусу, ХВО, підвищуючих трансформаторів з головним розподільчім пристроєм (ГРП), а також витрати на проектування, підготовку кадрів, витрати на планування і освоєння площадки під будівництво і так далі.

До другої групи включають турбіни, генератори, котли з допоміжним обладнанням (виключно димові труби, котрі відносять до першої групи), будівельну частина головного корпусу в межах блоку.

Приблизний розподіл капіталовкладень по елементам цієї групи:

· тепломеханічне обладнання....... 65 – 72%;

· електротехнічне обладнання...... 8 – 10%;

· будівельні конструкції та

спеціальні будівельні роботи

(ізоляція і обмурівка)........ 20 –10%.

Методи розрахунку собівартості енергетичного обладнання на стадії проектування умовно можна поділити на дві групи: аналогові та методи прямого рахунку (калькуляція). Розрахунок собівартості в формі калькуляції для обладнання ТЕС потребує багато часу та велику кількість необхідної технічної і економічної документації. Використання цього методу в курсовому або дипломному проектуванні доцільне виключно для розрахунків собівартості окремих невеликих вузлів або деталей.

Більш поширені методи приблизного рахунку, серед котрих мають перевагу аналогові. Аналоговими ці методи названі тому, що для розрахунку собівартості виготовлення агрегату або вузла нової розробки попередньо приймається базовий варіант, аналогічний варіанту, який проектується і по котрому відомі техніко-економічні показники. Оцінка собівартості здійснюється по базовому варіанту з урахуванням відповідних корегувань.

Корегування може бути найпростішим, наприклад, по зміні маси машини або агрегату – “ваговий” метод. Собівартість нової машини (агрегату) визначають за формулою:

С = Со (G / Go),

або

С = Сo’ (G’ / Go’) + Cп.и,

де С – повна собівартість машини (апарата), грн.;

Со – повна собівартість машини (апарата) базового варіанта, грн.;

G, Go – маса, відповідно, нової машини і машини аналогу, т;

G’, Go’ – без врахування купованих виробів і комплектуючих вузлів, т;

Сп.и – загальна вартість купованих виробів і комплектуючих вузлів, грн.

В окремих випадках аналогічне корегування виконується по зміні потужності, продуктивності, поверхні нагріву, якомусь другому показнику.

Метод надзвичайно простий, але в більшості випадків відрізняється низькою точністю результатів корегування. Приклад використання метода: розрахунок повних капітальних вкладень в будівництво енергоблока по значенням питомих капіталовкладень і електричної потужності установки.

Більшу точність забезпечує метод “базової точки” застосований Арсеньєвим Ю.Д. в економічних розрахунках в енергетиці [2,3 ]. Ним запропонована формула, яка відбиває залежність зміни вартості агрегату від зміни його потужності, або виробності (насоси, компресори):

,.

де - капітальні вкладення в базовий агрегат;

- Капітальні вкладення в агрегат, якій проектується;

- потужність (виробність) базового агрегату;

- потужність (виробність) агрегату, якій проектується;

q - зниження питомої вартості при підвищенні потужності (виробності) в 2 рази,

q = 10…30 %; для агрегатів малої потужності приймаються більші значення. Для агрегатів граничної потужності коефіцієнт q = 0 %.

Згідно з формулою з підвищенням одиничної потужності (виробності) агрегату питомі капітальні вкладення (вартість) зменшуються.

Формула Арсеньєва Ю.Д. придатна для розрахунків більшості тепломеханічного обладнання.

Ще більшу точність забезпечує метод повузлової аналогії. В основу метода закладен розподіл обладнання блока, або окремої машини (апарата) на укрупнені конструктивні вузли, собівартість котрих оцінюється по відомій собівартості схожих вузлів енергоблока-аналога, або машини-аналога. Оцінка собівартості окремого вузла може бути виконана методом “вагової” аналогії. Недоліком метода повузлової аналогії, стосовно використання до енергетичного обладнання, є необхідність вибору базового варіанту на такі ж параметри, що і у енергоблока, якій проектується. В іншому разі похибка оцінки може бути досить значна.

Ще більш точним є метод подетально-вузлової аналогії. Суть метода в більш глибокої, в порівнянні з наведеним вище методом, деструктурізації конструктивних елементів (перехід від оцінки собівартості вузлів до оцінки собівартості їх складових), врахування ступеню їх оригінальності, більш сумлінном виборі аналогів конструктивних елементів, а при їх відсутності прямими розрахунками собівартості окремих деталей. Перелік (номенклатура) окремих деталей та вузлів складається конкретно по кожній задачі, яка вирішується.

Собівартість енергоблока, або машини розраховується як сума собівартості всіх складових вузлів і деталей:

С = Су,i + Сд,j,

де Су,і, k - відповідно, собівартість i - го вузла, яка розрахована методом повузлової аналогії і

кількість таких виділених вузлів;

Сд,j, n - відповідно, собівартість j - ої деталі, яка знайдена методом аналогії або прямим

розрахунком, і кількість таких деталей в елементах обладнання енергоблока.

Докладний склад прямої калькуляції вузла і його складових такий:

· матеріальні витрати (сировина і матеріали; покупні полуфабрікати, полуфабрікати свого виробництва; транспортно-заготівельні витрати; відходи, які повертаються і вартість яких віднімається);

· основна заробітна плата робітникам виробництва;

· відчислення на соціальне страхування;

· витрати на утримування та експлуатацію обладнання;

· цехові витрати;

· знос інструменту і оснастки;

· позавиробничі витрати.

В калькуляції собівартості енергетичного обладнання матеріальні витрати наїбільш суттєві, вони дорівнюють 60 – 80 %.

При визначенні вартості аналогів енергетичного обладнання можна рекомендувати використовувати [4, 5], данні довідників, також окремі економічні показники, які наводять автори в технічних періодичних виданнях (табл. 1-6) [6-9].

Співвідношення між ціною виробу та собівартістю його виготовлення Залежить від багатьох факторів.

4 РОЗРАХУНОК ВИТРАТ ВИРОБНИЦТВА НА ТЕС

Складові собівартості виробництва електричної та теплової енергії визначені в “Галузеві методичні рекомендації з формування собівартості виробництва, передачі та постачання електричної і теплової енергії” [10].

Групування витрат за статтями калькуляції таке:

· паливо на технологічні цілі;

· амортизаційні відрахування;

· витрати на утримання і експлуатацію устаткування (включно плинні ремонти)

· прямі витрати на оплату праці;

· відрахування на соціальні заходи;

· вода на технологічні цілі;

· плата за забруднення навколишнього середовища;

· енергія на технологічні цілі;

· інші операційні витрати;

· загально виробничі витрати

Тому щорічні витрати виробництва у режимі нормальної експлуатації розраховуються як сума статей витрат: на паливо – Ип, амортизаційні відрахування – Иа, вартість поточних (плинних) ремонтів – Ип.р, заробітна плата персоналу – Из.п, плата за використання технічної води – Ит.в, плата за порушення екології довколишнього середовища (шкідливі викиди) – Иш.в, витрати загальні для станції та інші витрати – Иін.

Отже, щорічні витрати виробництва на ТЕС складають

И = Ип + Иа + Ип.р + Из.п + Ит.в + Иш.в + Иін.

1. Витрати на паливо

На тепловій електростанції витрати на паливо є головною статтею витрат виробництва, вони дорівнюють при дорогому паливі приблизно 60 – 70%. Формула їх розрахунку така:

Ип = Вр Цп (1+ а /100),

де Ип - витрати на паливо, грн.,

Вр -річні витрати палива, т;

Цп - ціна 1т натурального палива;

а - утрати палива на маршруті доставки до станції, %.

В таблицях 7, 8 наведені властивості та ціни українських вуглей [11]. Властивості вугля необхідні для розрахунків шкідливих викидів.

Річні витрати натурального палива залежать від витрати, розрахованої при номінальному режимі, і визначаються з урахуванням реальних умов роботи ТЕС як

100 – Кв.п

Вр = Вр⁰ a -----------------,

100 - q Кв.п

де Вр - річна витрата палива, т;

Вр⁰ - річна витрата палива при номінальному режимі, т;

· - коефіцієнт, який враховує поправку на погіршення економічності

електростанції в залежності від режиму роботи і типу палива (табл. 10);

Кв.п – коефіцієнт витрати електроенергії на власні потреби станції, % (табл. 9);

· - коефіцієнт, який враховує збільшення витрат електроенергії на власні

потреби станції (табл. 11).

В проектах при використанні нетипового головного обладнання необхідно прорахувати теплову схему енергоблока, визначити його ККД, питомі витрати умовного і натурального палив [12]. Тоді річні витрати палива для ТЕС при номінальному режимі розраховуються за формулою:

Ву,р⁰ = 10^-3 bу W,

де Ву,г⁰ - річна витрата умовного палива, т;

bу - питома витрата умовного палива на 1 кВт× год виробленої електроенергії,

кг/(кВт× год);

W - річний виробіток електроенергії, кВт× год.

При використанні в проекті типового головного обладнання орієнтовно річна витрата палива на ТЕС може бути оцінена з використанням довідково-нормативних даних, або по ККД енергоблоку в цілому

0,123

Ву,р^бр = -------- 10^-3 W,

h_бл^бр

де h_бл^бр - ККД енергоблока по виробництву електроенергії;

Річна витрата палива може бути визначена також по значенням показників теплової економічності котла і турбіни. Так ККД турбоагрегату можна знайти по значенню питомої витрати теплоти по турбоагрегату

h_та = 3600 / q_та,

де q_та - питома витрата теплоти по турбоагрегату, кДж/(кВт× год), яку можна прийняти по

довідникам, або по (табл. 12-14).

Оцінити ККД турбоагрегату можна також за формулою

h_та = h_t h_oi h_м h_г,

де h_t - термічний ККД,

h_oi - відносний внутрішній ККД турбіни,

h_м - механічний ККД,

h_г - ККД генератора.

Найбільші труднощі при використанні формули є необхідність визначення термічного ККД.

При частковому навантаженні КЕС і ТЕЦ витрати палива можна розрахувати за допомогою енергетичних характеристик турбін [4].

ККД котлів наведені в довіднику [5].

Враховуючи повернення уваги інвесторів до ТЕС середньої та малої потужності в таблицях 15-18 наведені деякі характеристики середніх і малих турбін.

В цілому ККД енергоблоку розраховується як

h_бл^н = h_та h_ка h_тр h_в.п,

де h_бл^н - ККД енергоблока нетто;

h_та - ККД турбоагрегату;

h_ка - ККД котлоагрегату брутто;

h_тр - ККД транспорту;

h_в.п - ККД витрат електроенергії на власні потреби,

або як

h_бл^н = h_та h_ка h_тр h_в.п h_ка h_тр h_в.п (1)

Оцінку ККД енергоблоку можна виконати також методом “ базового варіанту” з корегуванням ККД його окремих агрегатів. Метод використовують тільки в випадку достатньо близьких техніко-економічних показників обладнання прийнятого аналогу до варіанту, який

розробляється. Формулу перерахунку ККД ТЕС з аналогу до проектуємого варіанту одержимо, якщо продиференцювати рівняння (1) по складовим, а потім замінити диференціали кінцевими прирощеннями і поділити ліву та праву частини рівняння на ККД ТЕС:

Δh_бл^н Δh_t Δh_oi Δh_м Δh_г Δh_ка Δh_тр Δh_в.п

------ = ----- + ------ + ------ + ----- + ------ + ------ + ------, (2)

h_бл^н h_t h_oi h_м h_г h_ка h_тр h_в.п

Або в відносних величинах:

δh_бл^н = δh_t + δh_oi + δh_м + δh_г + δh_ка + δh_тр + δh_в.п. (3)

Перетворення дійсні тільки в випадку лінійної залежності змін складових ККД енергоблока, або приблизно при відносно невеликих відхиленнях цих ККД, інакше, коли аналог – базовий варіант обладнання обраний достатньо схожим по конструктивним і техніко-економічним показникам.

Наведені формули (2,3) можуть бути використані і для розрахунків ККД станції в цілому.

При використанні метода “базового варіанту” головною задачею для студента є правильна оцінка впливу прийнятих змін в параметрах робочого тіла і конструкції обладнання на ККД окремих елементів енергоблока. В окремих випадках більшість ККД не змінюється, або змінюється незначно і використання формули (2,3) спрощується. Розрахував, або оцінив зміну відносної величини δh_бл^н (або ККД станції - dh_ст) та використав ККД ТЕС (енергоблоку) базового варіанту h_ст, обчислюють ККД ТЕС, проект якої розробляється, за формулою

h_ст’ = h_ст (1 + dh_ст).

Приклад використання методики наведен в [14], в якому розглянута залежність ККД енергоблока від недогріву живильної води в підігрівниках. Враховано, що відносна зміна ККД блока від недогріву води залежить в основному від відносних змін абсолютного ККД турбіни та ККД котла. Встановлені аналітичні залежності цих характеристик теплової економічності від температури живильної води через такі фактори, як температура вихідних газів котла, витрати пари на систему регенеративного підігріву тощо. Здійснені необхідні обчислювання і аналіз отриманих результатів.

2 Амортизаційна складова

Згідно з чинним законодавством України норми амортизації встановлюються у відсотках до балансової вартості кожної групи основних засобів на початок звітного періоду в таких розмірах:

На календарний рік На квартал

Група 1 – 8% Група 1 – 2% (8:4)

Група 2 – 40% Група 2 – 10% (40:4)

Група 3 – 24% Група 3 – 6% (24:4)

Група 4 – 40% Група 4 – 15% (60:4)

До першої групи відносять будівлі та споруди; до другої – автотранспорт, меблі, прилади; до третьої – робочі машини й устаткування; до четвертої – електронно-обчислювальні машини.

Суми амортизаційних відрахувань звітного періоду визначається множенням норм амортизації на балансову вартість груп основних засобів на початок звітного періоду

,

де И_а – сума амортизаційних відрахувань,

К_а – балансова вартість відповідної групи основних засобів на початок звітного періоду,

Н – норма амортизаційних відрахувань до балансової вартості кожної з груп основних засобів, %.

Якщо прийняти первинне значення вартості основного капіталу (основних фондів) К₀, річну норму амортизації – Н_а, звітний період – t, а також, що за звітний період умовно не було додаткових капітальних вкладень (капітальних ремонтів та модернізації обладнання), то значення основного капіталу на кінець звітного періоду буде дорівнювати

K_t = K₀(1-H_a)^t.

При структурі вартості промислового виробництва: обладнання та його монтаж – К^обл, будівельні конструкції та роботи – К^буд, в першому приближенні, без урахування вартості капітальних ремонтів і можливих модернізацій, вартість основних фондів на кінець звітного періоду t дорівнює

K_t =,

де t – звітний період;

K_t – кінцеве значення основних фондів;

, - початкова вартість обладнання і його монтажу та будівельних конструкцій і будівельних робот, відповідно;

,- норма амортизацій для балансової вартості робочих машин і устаткування (третя група) та норма амортизації для будівель і будівельних робот (перша група), відповідно.

Значення норм амортизації мають відповідати виміру звітного періоду: у роках, чи в кварталах.

Приклад:

Структура вартості промислового будівництва теплової електричної станції складається: обладнання та його монтаж – 77,9 %; будівлі, споруди та будівельні роботи – 22,1 %. Період експлуатації – 12 років.

На кінець прийнятого експлуатаційного періоду основні фонди будуть дорівнювати

K₁₂ =,

або

K₁₂ = K₀ [].

Кінцевий результат:

K₁₂ = 0,110К₀.

Цей результат співпадає з середньою нормою амортизаційних відрахувань в 7,4 % за 12 років. За 11 років експлуатації середня норма амортизації буде дорівнювати 7,9 %. Наведені значення співпадають із значенням норми амортизаційних відрахувань в 8 %, яка була в свій час рекомендована для розрахунків техніко-економічних показників ТЕС. Термін в 11 –12 років відповідає розрахунковому строку експлуатації тепломеханічного обладнання в 100000 годин.

В попередніх спрощених (приблизних) розрахунках техніко-економічних показників енергетичних об’єктів відрахування на амортизацію основних фондів визначаються як добуток укрупненої норми амортизації в цілому по станції на значення капітальних вкладень:

Иа = На К,

Або

Иа = На Р_В

де Иа - амортизаційна складова витрат виробництва, грн.;

На - норма амортизаційних відрахувань, для приблизних обчислень 0,06 – 0,09;

К - повні капітальні вкладення, грн.;

- вартість 1 кВт встановленої потужності станції (питомі капітальні вкладення),

грн.;

Рв - встановлена потужність, кВт.

В більш точних розрахунках по елементам обладнання ТЕС норми амортизаційних відрахувань приймаються по табл. 11.

3 Плинні ремонти

В статтю витрат виробництва “плинні ремонти” включають витрати на виконання цього виду ремонту основних фондів всіх цехів підприємства. В середньому для ТЕС ці витрати можна приймати рівними 10 – 20 % від амортизаційних відрахувань (менші значення відносяться до потужних ТЕС);

Ип.р = (0,1... 0,2) Иа.

4 Витрати на заробітну плату

В економічних розрахунках обчислення витратна заробітну плату по спрощеній методиці з використанням значень чисельності експлуатаційного персоналу теплової електростанції і середньої величини річного фонду заробітної плат одного працівника ТЕС.

Загальна чисельність персоналу станції визначається за формулою

n= n_шт × Рв,

де n - чисельність персоналу станції, чоловік;

n_шт - штатний коефіцієнт (повний) станції_, проект якої розробляється, приймається в залежності від типу і потужності станції по табл. 19 – 21, на 1 МВт;

Рв - встановлена потужність станції, МВт.

Основна заробітна плата виробничих робітників, виключно ремонтний персонал, розраховується укрупнено як

Ф = n Ф_ср,

де Ф - річні витрати на заробітну (основну) плату персоналу ТЕС, грн.;

n - чисельність персоналу ТЕС, чоловік;

Ф_ср - середня річна заробітна плата з нарахуваннями одного працюючого, для потужних КЕС ця величина дорівнює, орієнтовно 13200-14400 грн., для ТЕЦ – 10800-12000 грн.

Витрати на заробітну плату персоналу з урахуванням додатків, також з урахуванням відрахувань на соціальне страхування по [10] розраховуються як

Из.п = (1 + a_доп) (1 + a_с.с) Ф,

де Из.п - повні річні витрати на заробітну плату персоналу ТЕС, грн.;

a_доп - коефіцієнт, якій враховує додаткову заробітну плату;

a_с.с - коефіцієнт, якій враховує відчислення на соціальне страхування.

В розрахунках можна приймати a_доп = 0,1; a_с.с = 0,066.

При необхідності точного розрахунку витрат на заробітну плату персоналу станції, або її окремих цехів, підрозділів, обчислюється річний фонд заробітної плати по розробленому штатному розкладу за формою:

Штатний розклад складається за окремими категоріями працюючих:

· адміністративно-управлінський персонал (АУП);

· керівні і інженерно-технічні робітники цехів та відділів (ІТР);

· робітники, зайняті в експлуатації;

· робітники, зайняті в ремонті.

При розрахунку повного фонду заробітної плати необхідно к тарифному фонду додати премії та доплати в слідуючи розмірах: ІТР і службовцям – 5%, робітникам в експлуатації – 30 – 45%, робітникам в ремонті – 30 – 45%. Зведену відомість по труду і заробітній платі складають по формі:

5 Плата за воду

Головний споживач технічної води на ТЕС – конденсатори парових турбін. Якщо прийняти витрати технічної води на конденсатори за 100%, то інші споживачі використовують від 4% до 7%. Це дозволяє оцінити загальні витрати технічної води на ТЕС попередньо визначив витрати води на конденсатори. При відсутності даних, витрати води розраховують з достатньою точністю використовуючи значення кратності охолодження конденсатора (відношення витрати охолодної води до витрати пари в конденсатор). В сучасних турбоагрегатах значення кратності охолодження дорівнює (40... 60) кг води на 1 кг пари. Середнє значення в розрахунках рекомендується приймати рівним 55 кг/кг.

Якщо відома витрата пари на турбіну, то витрати технічної води на енергоблок розраховується як

G_т.в = (1,04... 1,07) D₀ a_л m

де G_т.в – витрати технічної води, т/год;

D₀ – витрати пари на турбіну, т/год;

a_л – питома витрата пари в конденсатор;

m – кратність охолодження конденсатора, кг/кг.

Коефіцієнт (1,04... 1,07) враховує додаткові витрати води на допоміжних споживачів.

Треба зазначити, що для теплофікаційних турбін витрата пари на турбіну досягає максимального значення при відключених відборах пари на зовнішніх споживачів теплоти. При такому режимі досягається і максимальна електрична потужність турбіни. Тому номінальна витрата технічної води на турбоустановку розраховується для цього чисто конденсаційного режиму. В табл. 22 наведені дані по витратам технічної води пари на конденсацію пари для деяких турбін при номінальній потужності [15].

Розподіл витрати води між споживачами електричної станції наведен в таблиці 23 [15].

В системах технічного водопостачання для охолодження конденсаторів потужних турбін найчастіше використовуються поверхневі води річок, водоймищ-охолодників (ставів-охолодників). Для поповнення утрат води в технологічних схемах теплових і атомних електростанцій, котелень використовують також підземні води.

Плата за водокористування поверхневими водами розраховується за формулою

И_т.в = Ц_т.в G_т.в,

де И_т.в – плата за воду, грн.;

Ц_т.в – норматив збору за використання поверхневих вод, грн./т (грн./м³);

G_т.в – витрати води на електростанції, т.

Наведені в табл. 24 нормативи за використання поверхневих вод не враховують пільги до плати за технічну воду, яку застосовують для охолодження конденсаторів. Але тому що ця вода повертається в джерело водопостачання, тариф на споживання технічної води для ТЕС і АЕС складає частину від сплати по нормативам збору. З самого початку введення зборів за спеціальне використання води (починаючи з 1994 року) в електроенергетиці застосовуються пільгові коефіцієнти до нормативу (табл. 25, [16]).

Треба зазначити, що нормативи зборів за водокористування значно змінюються в часі; тому необхідно постійно відслідковувати ці зміни. (табл. 26), [16].

Нормативи збору за спеціальне використання підземних вод в межах всіх регіонів України дорівнюють (12,6... 25,2) копійок / м³ [17]. Зокрема для Одеської області цей норматив дорівнює 17,64 копійок / м³, Миколаївський – 21,16 копійок / м³, Херсонській – 15,12 копійок / м³, Вінницькій – 16,12 копійок / м³ .

Витрати води на компенсацію утрат води і пари на ТЕС або АЕС орієнтовно можна приймати як (1,2... 1,4)% від сумарної витрати пари на всі турбіни станції.

Таблиця 25 - Пільговий коефіцієнт до нормативу плати

за спеціальне водокористування

Таблиця 26 - Норматив плати за використання

поверхневих вод на ТЕС (осереднений)

6 Збори за забруднення навколишнього середовища

Збори за забруднення [18] складаються із:

· плати за викиди забруднювальних речовин в атмосферу;

· за скиди забруднюючих речовин в водні об’єкти;

· за захоронення (розміщення) шкідливих речовин або відходів.

Для енергетичних установок при спаленні органічного палива найбільш поширені такі шкідливі речовини:

· летка зола та донна зола (шлак);

· оксиди сірки SO_x, у перерахунку на діоксид сірки або сірчистий ангідрид SO₂;

· оксиди азоту NO_x, у перерахунку на діоксид азоту NO₂;

· сполуки ванадію, у перерахунку на п’ятиоксид ванадію.

По кожній шкідливій речовини збори залежать від валового викиду (масової кількості викиду) за проміжок часу Р, з урахуванням заходів спрямованих на зниження викидів, і

норматива збору за забруднення навколишнього природного середовища

,

де – збори за викиди j-ї речовини, грн.;

- валовий викид j-ї речовини за проміжок часу звітності Р, т;

- норматив збору за забруднення навколишнього природного середовища j-ю

забруднюючою речовиною, грн./т (табл. 26, 27, 28) [19,20].

В цілому збори за забруднення навколишнього природного середовища дорівнюють сумі зборів по кожній шкідливій речовині із загальної їх кількості n

,

де К_т – корегуючий коефіцієнт, що враховує територіальні, соціально-екологічні особливості місця розташування джерела викидів.

Коефіцієнт розраховується за формулою

К_т = К_насК_ф,

де значення К_нас враховує чисельність жителів в населеному пункті поблизу розташування джерела викидів (табл. 29), коефіцієнт К_ф – народно-господарське значення населеного пункту (табл. 30).

Розрахунок зборів за захоронення або розміщення забруднювальних речовин (відходів) виконується за формулою аналогічною ():

,

де n – загальна кількість видів відходів;

К_м – коефіцієнт урахування розташування місця (зони) розміщення відходів;

К_о – корегуючий коефіцієнт, якій враховує обладнання місця розміщення відходів.

На відмінність від попередніх методів сучасні розрахункові методи визначення валових викидів базуються на використанні показника емісії, якій характеризує масову кількість забруднювальної речовини, віднесену до одиниці енергії, що виділяється під час згоряння палива [21]. Нижче наведені розрахункові формули та необхідні додаткові дані, які прийняти із [21]. Допоміжні дані дозволяють враховувати тип палива, технологію спалювання та очистки газів.

В розрахунках використовують два показника емісії: узагальнений та специфічний. Перший є середньою питомою величиною викиду для певної категорії енергетичних установок з притаманними для цій групи певного палива, загальних певних особливостей спалювання палива та заходів по зниженню викидів. Специфічний показник емісії є питомою величиною викиду, яка визначається для конкретної установки з урахуванням індивідуальних характеристик палива, конкретних характеристик процесу спалювання та заходів щодо зниження викиду забруднювальної речовини.

При наявності обох показників емісії необхідно використовувати специфічний.

1. Викиди в атмосферу

Валовий викид j-ї забруднювальної речовини Е_j, що надходить в атмосферу з димовими газами енергетичної установки за проміжок часу Р, розраховується як сума валових викидів цієї речовини під час спалювання різних видів палива, у тому числі під час їх одночасного спільного спалювання:

де - валовий викид j -ї забруднювальної речовини під час спалювання i -го палива за проміжок часу p,т;

- показник емісії j -ї забруднювальної речовини для і -го палива, г/Гдж;

- витрати і -го палива за проміжок часу Р, т;

- нижча робота теплоти згоряння і -го палива, МДж/кг.

2 Тверді частинки

Показник емісії суспендованих твердих частинок (далі скорочено – твердих частинок) розраховується за формулою

,

або

,

де - показник емісії твердих частинок, г/ГДж;

- нижча робоча теплота згоряння палива, МДж/кг;

- теплота згоряння вуглецю до СО₂, яка дорівнює 32,68 МДж/кг;

- масовий вміст золи в паливі на робочу масу, %;

- масовий вміст горючих речовин у викидах твердих частинок, %;

- частка золи, яка виходить з котла у вигляді леткої золи;

- втрати тепла з виносом від механічного недопала палива, %;

- ступень уловлювання твердих частинок в золоуловлювачах;

- показник емісії твердих продуктів взаємодії сорбенту та оксидів сірки і твердих

частинок сорбенту, г/ГДж.

Доля виносу леткої золи із котла залежить від технології спалювання палива. При відсутності даних випробувань, або паспортних даних, значення можуть бути прийняті згідно з табл. 31.

При використанні сорбенту для зв’язування оксидів сірки в топці котла(наприклад, за технологіями спалювання палива в киплячому шарі) чи при застосуванні технологій сухого або напівсухого зв’язування сірки утворюються тверді частинки сульфату та сульфіту також частинок невикористаного сорбенту. Показник емісії суми цих твердих частинок розраховується за формулою

,

де - нижча робоча теплота згоряння палива, МДж/кг;

- масовий вміст сірки в паливі на робочу масу, %;

- частка золи, яка виходить з котла у вигляді леткої золи;

- молекулярна маса твердого продукту взаємодії сорбенту та оксидів сірки,

кг/кмоль;

- молекулярна маса сорбенту, кг/кмоль;

- молекулярна маса сірки, яка дорівнює 32 кг/кмоль;

- мольне відношення активного хімічного елементу сорбенту та сірки;

- ефективність зв’язування сірки сорбентом у топці або при застосуванні сухих та напівсухих методів десульфурізації димових газів;

- ефективність очистки димових газів від твердих частинок.

3 Діоксід сірки SO2

Показник емісії оксидів сірки SO₂ та SO₃, які надходять у атмосферу з димовими газами, у перерахуванні на діоксид сірки розраховується за формулою

- нижча робоча теплота згоряння палива, МДж/кг;

- вміст сірки в паливі на робочу масу за проміжок часу,%;

- ефективність зв’язування сірки леткою золою та сорбентом в енергетичній установці;

- ефективність очистки димових газів від оксидів сірки;

- коефіцієнт роботи сіркоочистної установки.

Коефіцієнт 2 у формулі враховує відношення молярних мас SO₂ (64) і S (32).

Як показали дослідження, зв’язування сірчастого ангідриду леткою золою в газоходах котла залежить від вмісту сполук лужних та лужноземельних металів в робочої масі палива, в головному від оксидів кальцію, з утворенням сульфатів або сульфітів.

Під час спалювання твердого палива за технологіями киплячого шару подача сорбенту разом з паливом забезпечує ефективне зв’язування сірки в топці енергетичної установки. Дані про ефективність зв’язування сірки в топковому просторі для різних технологій спалювання палива наведені в таблиці 32.

Розроблені технології десульфурізації димових газів відрізняються ефективністю очищення. Коефіцієнт роботи сіркоочистної установки визначається як відношення часу роботи сіркоочистної установки до часу роботи енергетичної установки. Узагальнені значення та для різних технологій десульфурізації наведені в таблиці 33.

В сухих золоуловлювачах оксиди сірки практично не уловлюються ().

Для мокрих золоуловлювальних установок (мокрі скрубери типу МС та МВ) ефективність уловлювання залежить від загальної лужності води на зрошення та від приведеного вмісту сірки в паливі (). Значення для мокрих скруберів наведені в таблиці 34.

4 Оксиди азоту NOx

Кількість оксидів азоту, які потрапляють в атмосферу з димовими газами, в перерахунку на NO₂, розраховується з використанням показника емісії

де - показник емісії оксидів азоту з урахуванням заходів скорочення викидів;

- теж саме, але без урахування заходів скорочення викидів;

- ступінь зменшення викиду

- ефективність первинних (режимно-технологічних) заходів скорочення викиду;

- ефективність вторинних заходів (азотоочистної установки);

- коефіцієнт роботи азотоочистної установки.

Узагальнені значення за різними технологіями без урахування заходів щодо скорочення викиду NO_x наведені в таблиці 35.

Під час роботи енергетичної установки на низькому навантаженні зменшується температура процесу горіння палива, відповідно скорочується і викид оксидів азоту. Ступінь зменшення викиду при цьому визначається за емпіричною формулою

де - ступінь зменшення викиду оксидів азоту під час роботи на низькому

навантаженні;

- фактична теплова потужність енергетичної установки, МВт;

- номінальна теплова потужність енергетичної установки, МВт;

z - емпіричний коефіцієнт, який залежить від виду енергетичної установки, її

потужності, типу палива тощо.

Теплова потужність парового котла Q та його парова продуктивність D₀ взаємопов’язані

Q = D₀ (1/w),

де Q - теплова потужність котла, МВт;

D₀ - парова продуктивність котла, т/год;

w - відношення паропродуктивності до теплової потужності, т/(год.МВт).

Відношення паропродуктивності котла до його теплової потужності наведено таблиці 36.

Переведення теплової потужності котла з Гкал,год в МВт (теплоти) здійснюється за формулою

Q_т = 1,163 Q,

де Q_т – теплова потужність котла, МВт;

Q - теплова потужність котла, Гкал/год.

Значення емпіричного коефіцієнту z можуть бути прийняти згідно з даними таблиці 37.

До первинних (режимно-технологічних) заходів скорочення викидів NO_x відносять:

· використання малотоксичних пальників;

· ступеневу подачу палива та повітря;

· рециркуляцію димових газів тощо.

Орієнтовні значення окремих первинних заходів та їх комбінацій наведено в таблиці 38.

Використання азотоочистних установок в тракті димових газів скорочує викиди оксидів азоту. Ефективність очищення та коефіцієнт роботи азотоочистних установок за розробленими технологіями наведено в таблиці 39.

5 Сполуки ванадію при спалюванні мазуту

Під час спалювання мазуту або важкого дизельного палива утворюються сполуки важких металів, які є складовими мазутної золи. До основних складових мазутної золи відносять сполуки ванадію. Тому кількість ванадію прийнято як контрольний параметр шкідливої дії мазутної золи на довкілля. Викиди оксидів ванадію перераховуються на кількість пентаоксиду ванадію V₂O₅.

Масовий вміст ванадію в рідкому паливі суттєво пов’язан з вмістом сірки. За відсутністю даних технічного аналізу палива масовий вміст ванадію у мазуті розраховується за апроксимаційною формулою

,

де - масовий вміст ванадію в паливі, мг/кг;

- масовий вміст золи в мазуті на робочу масу, %.

Показник емісії мазутної золи, г/ГДж може бути розрахован за формулою

,

де - масовий вміст ванадію в паливі, мг/кг;

- нижча теплота згоряння палива, МДж/кг;

- частка ванадію, якій осідає з твердими частинками на поверхнях нагріву котла;

- ефективність уловлювання ванадію золоуловлювальною установкою.

Частка ванадію, якій осідає на з твердими частинками на поверхнях котлів, залежить від конструктивних особливостей останніх (таблиця 40).

Під час спільного спалення твердого палива та мазуту в пиловугільному котлі ефективність очищення димових газів від мазутної золи в перерахунку на ванадій визначається за емпіричною формулою

,

де - ступень уловлювання твердих частинок в золоуловлювачах;

- емпіричний коефіцієнт, якій враховує ефект “збагачення” ванадієм золи, яка

виходить після золоуловлювальної установки і залежить від типу установки

(таблиця 41).

Очищення димових газів мазутних котлів від мазутної золи батарейними циклонами застосовується для подальшого вилучення V₂O₅, як корисного комерційного продукту. Ефективність такого очищення димових газів від мазутної золи (у перерахунку на V) в діапазоні значень ефективності пилоочищення циклону 0,65...0,85 визначається за емпіричною формулою

,

де - ступень очищення димових газів від твердих частинок батарейним циклоном.

Показник емісії мазутної золи в перерахунку на ванадій в подальшому перераховується на показник емісії V₂O₅, як забруднювальної речовини по відношенню молекулярних мас V та V₂O₅:

або

де - показник емісії п’ятиоксіду ванадію;

- показник емісії мазутної золи в перерахунку на ванадій;

- молекулярна маса п’ятиоксіду ванадію, яка дорівнює 182 кг/кмоль;

- молекулярна маса ванадію, яка дорівнює 51 кг/кмоль.

7 Інші витрати

К іншим витратам відносять загальностанціонні, оплата послуг сторонніх організацій, витрати на охорону праці та заходи по техніці безпеки, витрати на випробування та аналіз роботи обладнання, які виконують сторонні організації, вартість утрат палива на складах електростанцій в межах затверджених норм та другі витрати.

Розмір витрат, загальних для станції, залежить від потужності електричної станції та чисельності персоналу, але для приблизних розрахунків їх значення можна приймати рівним 20...30% від суми всіх витрат за винятком витрат на паливо

Иін = (0,2...0,3) (И – Ип).

5 РОЗРАХУНОК ЕКОНОМІЧНИХ ПОКАЗНИКІВ ЕКСПЛУАТАЦІЇ ТЕПЛОВОЇ ЕЛЕКТРИЧНОЇ СТАНЦІЇ

Після вирішення питань вибору обладнання і компоновки головного корпусу ТЕС необхідно розрахувати економічні показники її експлуатації та порівняти їх з аналогічними показниками базового варіанту. Власне ці економічні показники дозволяють, в кінцевому разі, зробити висновки про доцільність і ефективність технологічних і конструктивних рішень, які включені в проект. Приблизна схема зведеної таблиці підрахованих економічних показників варіантів КЕС, які порівнюються, наведена в таблиці 42, для варіантів ТЕЦ (когенераційних електричних станцій) використовується таблиця 43. При необхідності, згідно з індивідуальними особливостями проекту, зміст таблиць може бути змінено. Головним показником, який визначає економічну (фінансову) ефективність проекту електростанції, є розрахункові витрати (питомі розрахункові витрати), інші показники табл. 42, 43 дозволяють більш детально проаналізувати отримані результати, визначити шляхи подальшого поліпшення проектних рішень. Власне кажучи такий аналіз і відповідні висновки є обов’язковими для кожного проекту. Так, зокрема, одним з важливих економічних показників роботи підприємства є собівартість продукції.

Собівартість продукції енергетичного підприємства це відображені в грошовій формі витрат, які прямо чи побічно пов’язані з виготовленням і реалізацією одиниці продукції. Собівартість продукції – важливий економічний показник роботи підприємства, який характеризує рівень продуктивності праці, ступень використання виробничої потужності, економічність витрат матеріалів, палива, електроенергії, доцільність і ощадність використання грошових ресурсів.

Для визначення собівартості

Поиск по сайту: