Соотношение удельных кап. затрат в электростанции разного типа

При одинаковой электрической мощности ТЭЦ и КЭС и прочих равных условиях (одинаковом виде топлива, размещении на одной площадке и т.д.) удельные капитальные затраты в ТЭЦ больше, чем в КЭС, что объясняется следующими причинами;

• поскольку от ТЭЦ наряду с электроэнергией отпускается тепло, суммарная тепловая производительность парогенераторов должна быть выше;

• при меньшей единичной производительности парогенераторов на ТЭЦ по сравнению с КЭС к (при одинаковой суммарной производительности парогенераторов КЭС и ТЭЦ) количество парогенераторов на ТЭЦ больше;

• на ТЭЦ имеет место оборудование, не характерное для КЭС, связанное только с отпуском тепла — бойлерные установки, сетевые насосы, пиковые водогрейные котлы;

• концентрация единичной мощности агрегатов на ТЭЦ ниже (максимальная единичная мощность блока на ТЭЦ 250 МВт, на КЭС — 800 МВт и 1200 МВт), в результате при одинаковой мощности ТЭЦ и КЭС количество агрегатов на ТЭЦ больше;

• ТЭЦ размещаются в черте городов, в то время как КЭС от них удалены. При этом стоимость земельных участков в черте города дороже, выше степень загрязнения биосферы и более жесткие экологические ограничения, следовательно, больше капитальные затраты в устройства по очистке выбросов и сбросов;

• на ТЭЦ, размещаемых вблизи потребителей тепла, и, как правило, удаленных от источников воды на большее расстояние по сравнению с КЭС, используется система оборотного водоснабжения, требующая капитальных затрат на строительство градирен;

• на удельные капитальные затраты в ТЭЦ оказывает влияние схема теплоснабжения. При закрытой схеме производительность химводоочистки выбирается из расчета обеспечения подпитки парогенераторов при условии возврата с производства 100% конденсата отработавшего пара и восполнения утечек в системах отопления в размере 1,5-2% расхода сетевой воды. При открытой схеме теплоснабжения химводоочистка на ТЭЦ должна иметь большую производительность, чтобы обеспечить восполнение невозврата горячей воды, используемой потребителями Увеличение производительности химводоочистки в открытой схеме теплоснабжения сопровождается ростом удельных капитальных затрат на ТЭЦ.

Удельные капитальные затраты в АЭС в 1,8-2 раза превышают удельные капитальные затраты в равновеликие по мощности КЭС на органическом топливе. Это превышение объясняется;

• использованием для изготовления оборудования АЭС более качественных конструкционных материалов, способных выдерживать не только высокие температуры и давление, но и радиоактивное воздействие;

• наличием устройств, защищающих от проникновения радиоактивности за пределы реакторного отделения и выбросов радиоактивности в окружающую среду;

• отличием тепловых схем АЭС, которые при установке реакторов водо-водяного типа с водой под давлением (ВВЭР) и реакторов на быстрых нейтронах (РБН) имеют, соответственно, два (для ВВЭР) и три (для РБН) циркуляционных контура, что увеличивает габариты зданий и ко­личество единиц оборудования;

• отличием турбин атомных электростанций работающих на насыщенном паре с давлением свежего пара 6,06,5 МПа (на КЭС — 240 ата), что при равной электрической мощности КЭС и АЭС увеличивает габариты турбин и здания турбинного цеха.

Увеличение удельных капитальных затрат в ГЭС по сравнению с КЭС обусловлено большими капитальными затратами на строительство гидротехнических сооружений: плотину, водоводы, подготовку ложа водохранилища, укрепление берегов водохранилища, судоподъемники или шлюзы и т.д. В суммарных капитальных затратах на строительство ГЭС доля капитальных затрат на гидротехнические сооружения (пассивные ОПС) составляет около 80%.

Удельные капитальные затраты в ГАЭС меньше, чем в равновеликую по мощности ГЭС, ввиду отсутствия дорогостоящей плотины и меньших объемов водных бассейнов по сравнению с водо­хранилищами ГЭС.

По укрупненным современным оценкам удельные капитальные затраты в электростанции со­ставляют: для КЭС3 работающих на газе, от 600 до 720 долл./кВт; для ПГУ — 550-600 доллУкВт; для КЭС на угле — от 700 до 900 долл./кВт; для ТЭЦ на газе с паротурбинными блоками — 700— 800 долл./кВт; для ТЭЦ с ГТУ — 650-750 долл./кВт.