Капиталовложение в гидротурбины и гидрогенераторы.

 

, (8.1.1)

где -суммарная стоимость одной турбины; –суммарная стоимость одного генератора; - число агрегатов.

, (8.1.2)

где - вес турбины; - удельная стоимость турбины.

Удельная стоимость гидротурбины вычисляется следующим образом [5]:

для ПЛ-турбины: (8.1.3)

для РО-турбины: (8.1.4)

, (8.1.5)

где - вес генератора; - удельная стоимость генератора.

Для расчетного примера по справочным данным [5] определяем:

Гидротурбина ПЛ60 – В-560:

=524,7 т; ;

Гидротурбина РО75-В-560

; ;

 

Стоимость монтажа основного оборудования.

(8.2.1)

где для РО-турбин и для ПЛ-турбин.

Для ПЛ-турбины:

Для РО-турбины:

Результаты расчёта капиталовложений в оборудование и его монтажа сведены в табл.8.1

 

Таблица 8.1

Капиталовложения в турбины и гидрогенераторы и стоимость их монтажа.

Тип турбины					млн.руб		млн.руб
ПЛ60		9,53	4999,43	9447,75	57,79	0,17	9,824
РО75		7,59	3775,95	8534,06	61,55	0,12	7,386

 

Капиталовложения в строительную часть,связанные с основным энергетическим оборудованием.

 

(8.3.1)

где - стоимость единицы объема работ с учётом местных условий, принятая равной 50 руб/м³ ; – объем бетона в здание ГЭС, определяемый по формуле

(8.3.2)

где - объем бетона одного блока; - объём бетона под монтажную площадку.

В первом приближении можно принять следующие рекомендации:

если

- объем бетона, связанный с дополнительным заглублением отсасывающей трубы, определяемый по формуле

, (8.3.3)

где – удельный объём бетона при дополнительном заглублении отсасывающей трубы на 1 м; – стоимость работ за дополнительную выемку грунта и его транспортировку, вычисляемую по формуле

(8.3.4)

где – удельная стоимость работ на дополнительную выемку грунта и его транспортировку, принятая равной 45 руб/м³ ; - объем дополнительной выемки грунта.

, (8.3.5)

где – длина здания ГЭС;

, (8.3.6)

где = 3 для ПЛ; = 3-4,3 для РО; , – длина и высота отсасывающей трубы, определяемые по данным проточной части модельной турбины.

(8.3.7)

Результаты расчета капиталовложений в строительную часть, связанную с основным энергетическим оборудованием, сведём в табл.8.2

 

Таблица 8.2

Капиталовложения в строительную часть, связанную с основным энергетическим оборудованием

Показатель
ПЛ60	-17,572	27,04	12,70
РО75	1,624	25,20	14,54
Показатель
ПЛ60	82,88	123365,46	5,55	3953,77	50815,09	8,09
РО75	84,00	36573,12	1,65			4,29

 

Капиталовложения в здание ГЭС, связанные с основным энергетическим оборудованием.

 

(8.4.1)

Результаты расчета капиталовложений, связанные с основным энергетическим оборудованием, сведены в табл.8.3

 

Издержки проектируемой ГЭС.

(8.5.1)

Амортизационная составляющая издержек:

 

(8.5.2)

В рассматриваемых вариантах основного энергетического оборудования эксплуатационная часть издержек зависит от установленной мощности ГЭС, которая во всех вариантах одинаковая, и поэтому указанная часть издержек является постоянной величиной и в дальнейших расчётах может не учитываться. Результаты расчета издержек приведены в табл.8.3

 

Таблица 8.3

Капиталовложения и амортизационная составляющая издержек.

Показатель					,
ПЛ60	57,79	9,824	8,09	87,06	2,61
РО75	61,55	7,386	4,29	84,21	2,53

 

Дополнительная выработка электроэнергии на ТЭС:

, (8.5.3)

где – снижение выработки электроэнергии по сравнению с вариантом с наибольшей ее выработкой; – коэффициент учета дополнительной выработке на ТЭС на собственные нужды, принятый равным 1,1.

Дополнительные затраты на топливо при снижении выработки электроэнергии:

, (8.5.4)

где – замыкающие затраты на топливо, принятые равными 49 руб/т усл.т;

– средний удельный расход топлива на ТЭС, принятый равным 0,4 т усл.т/МВт·ч.

Суммарные затраты по энергосистеме:

(8.5.5)

где – нормативный коэффициент эффективности.

Окончательные результаты расчёта представлены в табл.8.4

 

Таблица 8.4

Технико-экономическое сопоставление вариантов турбинного оборудования ГЭС.

Показатель	ПЛ60	РО75
	87,06	84,21
,	2,61	2,53
	2,071	2,056
	0,000	0,015
	0,000	0,017
	0,000	0,332
	13,059	12,963

 

По результатам расчётов выбираем вариант с турбиной РО75-В-560.