Стоимость оборудования электростанции

Стоимость оборудования электростанции 26, 352, 353 ------ удельная 353 [c.399]

С повышением единичных мощностей энергоблоков с 100 до 300 МВт и мощности электростанций соответственно с 300 до 2400 МВт удельные капитальные затраты на сооружение электростанций снижаются, как видно из табл. 2-6. Для электростанций мощностью 2400 МВт удельные капитальные затраты в начальный период освоения энергоблоков 300 МВт были примерно на уровне удельных затрат для электростанций мощностью 1200 МВт с блоками 200 МВт. Это объясняется повышением стоимости оборудования энергоблоков 300 МВт, поскольку в стоимость были включены затраты на разработку оборудования и организацию его изготовления. Этим же объясняется и повышение стоимости в первый период освоения энергоблоков 500 и 800 МВт. [c.51]

Строительство линий электропередачи по технологии строительно-монтажных работ значительно отличается от сооружения электростанций. Главное отличие состоит в непрерывном передвижении строительно-монтажных работ, требующих для своего выполнения мобильных строительных и монтажных механизмов. Особенности электросетевого хозяйства находят отражение в структуре основных фондов 80% приходится на линии электропередачи, 9 /о на здания 9% на стоимость оборудования и 2% на прочие фонды. [c.224]

Структура себестоимости производства электроэнергии, приведенная в табл. 5.1, показывает, что в атомных электростанциях с реакторами на быстрых нейтронах основную долю занимает составляющая стоимости оборудования. [c.172]

Стоимость сооружения главного корпуса и установленного в нем оборудования составляет около 35—40% всей стоимости паротурбинной электростанции. [c.375]

Недостаток Т-образных котлов в том, что эти агрегаты занимают большее место по длине котельной, вследствие чего приходится удлинять все здание электростанции. Удорожание здания приводит к ощутимому повышению стоимости всей электростанции. Например, стоимость здания главного корпуса электростанции с шестью энергоблоками мощностью по 200 МВт составляет 30% стоимости всего установленного в нем оборудования. Однако для энергоблоков мощностью 200 МВт с пылеугольными котлами увеличение длины здания, связанное с более удобным размещением пылеприготовительного оборудования, считается оправданным. [c.8]

Сооружения и оборудование электростанции подвержены естественному износу и моральному старению, вследствие чего вся установка и отдельные ее элементы подлежат замене. Чтобы обеспечить возможность такой замены, с момента пуска электростанции производятся амортизационные отчисления от начальной стоимости станции, [c.17]

Общая стоимость оборудования и строительства электролизных заводов и связанного с ним расширения электростанций составит около 1 миллиарда рублей. [c.392]

Различают центральную и индивидуальную системы пылеприготовления. Центральная система готовит пыль для всех котло-агрегатов электростанции, и ее оборудование размещают в отдельном здании — центральном пылезаводе. Эти системы отличаются высокой стоимостью оборудования, сложностью н недостаточной надежностью в эксплуатации и на новых электростанциях не сооружаются. [c.35]

Проект ТЭС разрабатывается в две стадии. На первой стадии—в техническом проекте — определяются основные решения состав оборудования, компоновка, схемы, типы строительных конструкций, а также составляется сметно-финансовый расчет. В последнем определяется общая стоимость сооружения электростанции и в том числе затраты (в рублях) на строительные и монтажные работы. [c.224]

Стоимость трубопроводов составляет до 20% стоимости теплового оборудования электростанции. [c.213]

Рассмотрим зависимость стоимости оборудования и электростанции от мощности. [c.352]

Примерные величины удельной стоимости производственных установок и сооружений электростанции k , оборудования и его мон-.тажа ka приведены в табл. 26-2. Относительная стоимость оборудования и его монтажа составляет 59—71,5% общей стоимости производственных установок и сооружений электростанции. [c.354]

Наконец, замещение газа углем в электроэнергетическом секторе потребует значительных расходов. Переход с газа на уголь потребовал бы изменений в сложившихся схемах поставок топлива, в энергетической инфраструктуре и оборудовании электростанций. По оценкам РАО ЕЭС, стоимость перевода 27 электростанций, сжигающих в настоящее время газ, на сжигание угля составила бы почти 1 миллиард долларов, включая внедрение мер экологической безопасности, необходимых при работе с вредными выбросами. Еще дороже стоило бы создание транспортной инфраструктуры, необходимой для доставки угля. [c.46]

На средневзвешенную себестоимость электроэнергии в энергосистемах решающее влияние оказывает топливная слагающая электроэнергии, производимой тепловыми электростанциями. Удельный вес тепловых электростанций в общей мощности электростанций всей страны превышает 80%, а топливная слагающая в себестоимости производимой ими энергии достигает 70%. Это имеет особое значение для оптимизации загрузки тепловых электростанций, с одной стороны располагающих оборудованием разных параметров и соответственно разных к. п. д., а с другой — использующих многие виды топлива с различной стоимостью. [c.263]

Широкое применение водогрейных котлов на электростанциях и в районных отопительных котельных значительно облегчило задачу теплоснабжения теплом интенсивно растущих новых жилых застроек и промышленных предприятий. Непосредственный подогрев сетевой воды в водогрейных котлах упрощает схему котельной, удешевляет стоимость и эксплуатацию ее. Существующие водогрейные котлы рассчитывались на подогрев воды от 70 до 150°С и удовлетворяли наиболее распространенному температурному графику работы теплофикационной системы. В настоящее время имеется тенденция к повышению начальной температуры воды в тепловых сетях до 180—200°С. Подогрев воды от 70°С до конечной температуры производится в тех случаях, когда котлы являются основным источником теплоснабжения. В условиях ТЭЦ, когда первоначальный подогрев осуществляется в основных подогревателях за счет отборного пара турбин, пиковые водогрейные котлы предназначаются для догрева теплофикационной воды сверх той температуры, которую в состоянии обеспечить основные подогреватели. Согласно действующим нормам технологического проектирования ТЭЦ состав основного оборудования ТЭЦ и его загрузка выбираются исходя из коэффициента теплофикации а ц =0,5. [c.18]

Себестоимость электроэнергии на ТЭЦ с отопительной нагрузкой составляет в среднем около 70—75% стоимости электроэнергии конденсационной электростанции с аналогичным оборудованием и топливом. [c.526]

Затраты на сооружение машинного зала электростанции (стоимость турбины, вспомогательного оборудования и их мон-таж а, а также здания, фундамента, площадок обслуживания и т. д.) в значительной степени определяются конструкцией турбины. Малые габариты и вес турбины и небольшая высота здания могут намного снизить общую стоимость сооружения. Поэтому вес и габариты турбины также важны для оценки ее качества. [c.16]

В затратах на сооружение и эксплуатацию тепловых электростанций значительная часть расходов приходится на парогенераторы. Так, стоимость котельного оборудования составляет 30—40% от стоимости всего [c.40]

Стоимость топлива принималась равной стоимости жидкого топлива типа флотского мазута. Расчеты, проведенные для коэффициентов нагрузки от 10 до 100%, показали, что при коэффициентах нагрузки свыше 50% дизельные установки более экономичны. При коэффициенте нагрузки 35—50% наиболее экономичными будут газотурбинные установки с регенерацией. При коэффициентах нагрузки ниже 35% более экономичными оказались простые газотурбинные установки. Поэтому было решено для таких условий построить газотурбинную электростанцию, оборудованную установками с регенерацией и без нее. Такая комбинация дает большую [c.8]

Аварии на тепловых электростанциях не только связаны с повреждением дорогостоящего оборудования, но и могут повлечь за собой несчастные случац с людьми. Кроме того, аварии вызывают перебои в работе и порчу продукции на промышленных предприятиях, получающих энергию от электростанции. Обычно этим наносится гораздо больший ущерб народному хозяйству, чем от аварии на самой станции. Часто ущерб у потребителей при аварии превышает стоимость оборудования электростанции. [c.246]

Применяются в системе одноконтурной АЭС, на которой в радиоактивных условиях работает все оборудование электростанции. В корпусе реактора происходит парообразование, а замедляющие свойства пароводяной смеси меньше, чем воды. Поэтому требуемый объем замедлителя и соответственно размеры корпуса реактора увеличиваются. Так, для мощности 500 МВт диаметр корпуса PWR составляет 3910 мм и высота 13 470 мм, а для BWR эти значения равны соответственно 5410 мм и 18 360 мм. Но так как парогенераторы в системе одноконтурной АЭС отсутствуют, то собственно реакторный контур может быть размещен под защитной оболочкой практически тех же размеров, что и для PWR. В отечественной практике вместо BWR используются канальные реакторы с графитовым замедлителем — аббревиатура РБМК (реактор большой мощности канальный). Стоимость установленного киловатта мощности на одноконтурной АЭС с BWR меньше, чем на двухконтурной АЭС с PWR. Поэтому во многих странах применяются оба типа реакторов . [c.20]

Все эти косвенные расходы определяются в заранее установленном проценте от первоначальных затрат на здания, сооружения и оборудование. Эти первоначальные затраты определяются по сметам строительства. Для примерной оценки стоимости сооружения электростанций можно пользоваться кря-вьши фиг. 148, составленными Теплоэлектро-проектом. [c.217]

Общая стоимость сооружения электростанции в Вестервнке, включая оборудование для транспортировки и хранения топлива, равна 17,5 млн. шведских крон (3,38 млн. долларов). По данным фирмы потребность в обслуживающем персонале составляет в среднем 0,4 человека на 1000 кет. [c.186]

В одноконтурных АЭС все оборудование работает в радиационно-активных условиях, что осложняет его эксплуатацию. Преимуществом таких АЭС являются их относительная простота и меньщая стоимость оборудования, а также отсутствие дополнительных потерь, связанных с получением рабочего тела в двух- и трехконтурных АЭС. В двухконтурных АЭС рабочее тело паротурбинной или газотурбинной установки не является радиационно-активным, что упрощает эксплуатацию электростанции. В двухконтурной паротурбинной АЭС обязательным элементом является парогенератор, в котором для передачи теплоты от теплоносителя к рабочему телу необходим температурный напор. Поэтому для водного теплоносителя в реакторе требуется поддержание в I контуре давления более высокого, чем давление пара, подаваемого к турбине. Стремление избежать в I контуре вскипания теплоносителя в реакторе приводит к необходимости поддержания давления теплоносителя в I контуре значительно большего, чем давление пара во II контуре. При этом тепловая экономичность двухконтурной АЭС меньше, чем одноконтурной, при том же давлении в реакторе. [c.265]

Центральные системы отличаются сложностью, высокой стоимостью оборудования и недостаточной надежностью в эксплуатации и потому получили органиченное применение. На новых электростанциях они не сооружаются. Применяются индивидуальные системы пылеприготовления как более простые и надежные. [c.59]

В годовые затраты входят затраты на топливо, амортизационные отчисления (ежегодные отчисления в процентах их стоимости на восстановление сооружений и оборудования электростанции в зависимости от установленного срока их службы), затраты на текущий ремонт оборудования, зданий и сооружений электростанции, заработная плата персонала и общестанционные расходы. Часть этих расходов является переменной величиной и зависит от количества выработанной элек-троэне1ргии и тепла (на ТЭЦ). Сюда относятся расходы на топливо, электроэнергию собственного расхода, воду и вспомогательные материалы. Другая часть расходов является постоянной величиной, не зависящей от количества вырабатываемой электроэнергии,— заработная плата с начислениями, амортизация зданий, сооружений, оборудования, а также текущий ремонт и общестанционные расходы. [c.310]

Автоматизация в общем случае освобождает персонал от дежурства у работающего агрегата, что повышает производительность труда ценой усложнения оборудования электростанции, а следовательно, и увеличения стоимости оборудования и расходов по его амортизации и ремонтам. Автоматизация требует также более высокой квалификации обслуживающего персонала (с более высокой оплатой) и несколько увеличивает время его работы по техническому обслуживанию агрегатов. При рациональной системе автоматики экономия за счет высвобождения штата 31начительяо больше допол1Вятельных расходов. Поэтому применение автоматизированных агрегатов выгодно. Некоторые системы автоматики (АБМ-2 и АБМ-4) обеспечивают работу агрегатов в неотапливаемых помещениях, что дает дополнительную экономию по отоплению помещения электростанции. [c.198]

В связи с развитием энергосистем единичные мощности турбин современных электростанций достигают весьма больших величин. Создание крупных агрегатов дает значительную экономию по стоимости оборудования и сооружений электростанции. Однако по условиям резервирования единичная мощность турбоагрегата недолжна превышать 6—8% от мощности энергосистемы. В результате взаимодействия этих факторов единичные мощности турбин электростанций достигают величины порядка 150 000— 250 000 квг со все возрастающей тенденцией повышения их мощности в ближайшие 3—5 лет до 300 000— 400 000 кет, а в дальнейшем и до 600 000 кет и более. Выполнение таких, агрегатов связано с серьезными затруднениями в конструировании последних ступеней турбин, через которые приходится пропускать расходы пара, превосходящие достигнутые ранее величины порядка 400—600 г/ч. [c.146]

Для того чтобы не было неясностей и неправильных толкован 1Й, под названием капитальные затраты имеются в виду все те затраты, которые необходимы для постройки новой электростанции. Кроме стоимости оборудования, в эти затраты также входит стоимость земельного участка, включая затраты по освоению площадки, стоимость топливо-подачи, золоудаления и водоснабжения, стоимость мастерских, складов и служебных помещений. Стоимость повысительных распределительных устройств в общие кацитальные затраты не включается. [c.62]

В электроэнергетике капиталоемкость будет расти гораздо медленнее, чем в топливной промышленности, несмотря на значительное увеличение в структуре вводимых мош ностей доли атомных электростанций, стоимость которых выше стоимости станций на органическом топливе. Основными факторами, сдерживающ,ими удорожание электроэнергетического строительства в ближайшие двадцать лет, станут дальнейшее укрупнение единичной мош ности основного и вспомогательного оборудования и станций в целом, ввод более дешевых маневренных электростанций, внедрение новых технологических решений, дальнейшая индустриализация и повышение производительности труда в строительстве станций и сетей. Однако в конце XX в. еш,е ош,утимее будет влияние факторов, повышающ,их капиталоемкость электроэнергетики усложнение условий выбора плош адок для крупных электростанций, продвижение энергетического строительства в северные районы, ужесточение норм выброса вредных веп ,еств в атмосферу, увеличение затрат в природоохранные мероприятия в обеспечение надежности и безопасности АЭС и т. д. На ускорении роста удельных капиталовложений может сказаться распространение в начале следуюш,его столетия реакторов-размножителей, а также гибридных термоядерных реакторов, которые, как ожидается, будут дороже обычных атомных станций. [c.24]

Развитие атомных электростанций на ближайший период будет характеризоваться укрупнением единичных мощностей реакторов и всего оборудования ядерных паропроизводительных установок, паровых турбин, турбогенераторов, трансформаторов, а также в целом электростанций. Это позволит снизить удельную стоимость строительства, ускорить темпы наращивания мощностей, улучщить технико-экономические показатели работы электростанций и условия их эксплуатации. [c.186]

Затраты на наладку и исследования составляют весомую статью общих эксплуатационных расходов электростанции. Затраты эти слагаются из компенсации расходов наладочной или исследовательской организации, стоимости подготовительных работ на самой электростанции и оплаты временно привлекаемого персонала — наблюдателей. Kpoi e того, увеличиваются общие расходы электростанции в связи с вынужденным графиком нагрузок и созданием неэкономичных режимов. Эксплуатационный персонал отвлекается от своих основных обязанностей, что также наносит, хотя и не явный, ущерб общей экономике электростанций. Так как большая часть затрат приходится на заработную плату, основой удешевления экспериментальных работ следует считать сокращение их продолжительности. Практика показывает, что из общего времени пребывания на объекте полезно используется не более 20—30%. Много времени затрачивается впустую из-за задержки с изготовлением вспомогательных приспособлений и незавершенности подготовительных работ. Большие задержки вызываются несвоевременным предоставлением необходимых режимов, а также пусками и остановами оборудования. [c.34]

Наряду с указанными эксплуатационными достоинствами мостовых кранов-перегружателей они имеют серьезные недостатки. Вес их значителен (см. табл. 2-1), что требует устройства дорогих железобетонных фундаментов под ездовые пути моста. Стоимость-перегружателей высо кая. Ремонт их дорогой и продолжительный. Управление механизмами сложное, требует большого напряжения и мастерства крановщика. Аварии с перегружателем при отсутствии равноценных ему по производительности резервных механизмов приводят зачастую к значительному снижению нагрузки на электростанциях. Остродефицитные тросы перегружателей быстро изнашиваются. Перегружатели ввиду их парусности мало устойчивы от ветровых нагрузок, и эксплуатация их запрещается при сильном ветре. Принимаемые в проектах профиль и емкость приемной траншеи на складе, оборудованном перегружателями, не позволяют зачастую полностью использовать номинальную грузоподъемность грейфера при заборе угля из траншеи, вследствие чего производительность перегружателей в таких случаях ограничивается. Перегружатели требуют большого расхода электроэнергии. Сооружение скла- [c.25]

Преимущества АЭС, использующих обычную воду в качестве теплоносителя и рабочего тела, определяются возможностью осуществления одноконтурной схемы станции, освоенностью технологии воды, традиционностью теплосилового оборудования. Опыт эксплуатации АЭС с водоохлаждаемыми реакторами в СССР и за рубежом показал высокую надежность и безопасность таких станций, отсутствие загрязнений воздушного бассейна, почвы и воды в районе расположения станции. Недостатки АЭС с водоохлаждаемыми реакторами определяются прежде всего неблагоприятными свойствами воды как теплоносителя и рабочего тела и в равной мере присущи паротурбинным электростанциям на органическом топливе. Высокое давление насыщенного нара при температурах, низких с точки зрения осуществления экономичного термодинамического цикла ограничивает размеры и единичную мощность реактора и, следовательно, перспективы снижения его удельной стоимости. Большой удельный объем пара при низких конечных температурах цикла ограничивает единичную мощность турбоагрегатов в одновальном исполнении. Последнее относится также и к ТЭС на органическом топливе, но для АЭС имеет большее значение ввиду увеличенного удельного расхода пара и необходимости укрупнения турбоагрегатов в связи с возможностью строительства реакторов и станций большей мощности. Не вполне благоприятны также и ядер-но-физические свойства обычной воды. [c.76]

Секционное регенеративное оборудование турбоустановок в последние годы привлекло внимание зарубежных и отечественных специалистов. В 1956 г. в журнале Пауэр № 6 был опубликован проект регенеративного подо1]ревателя башенного типа фирмы Кулджан для паротурбинной установки мощностью 150 Мет. Подогреватель поверхностного типа имеет восемь секций, каждая из которых выполнена в виде подогревателя для одной ступени регенеративного подогрева воды. Размеры подогревателя диаметр 3,05 м, высота 21 м другой башенный подогреватель этой фирмы состоит из шести ступеней смешивающего типа и одной ступени поверхностного типа. Применение этих подогревателей позволило примерно на 1,5% снизить удельную стоимость 1 кет установленной мощности электростанции с паротурбинными установками мощностью по 150 Мет (ро=140 йт 565/538° С). [c.29]

Внедрение более крупных энергоблоков с котлами и другим оборудованием большой производительности. приводит, как правило, к уменьшению затраты средств, приходящихся на каждый -мегаватт расчетной мощности сооружаемых электростанций. В частности, с увеличением производительности котельных агрегатов уменьшается приходящаяся на каждый мегаватт стоимость их каркаса, других металлоконструкций, топочных устройств и пр. Такая экономия средств Может полностью или частично -компенсировать удорожание котлов гари повышении давления пара, внедрении газоплотных экранов и других мероприятий по увеличению экономических показателей энергоблоков большой мощности. В этих условиях относительное удешевление более крупных котлов можно наглядно видеть только при сравнении агрегатов, близких по конструкции и сжигаемому топливу, одних параметров, но различной производительности (например, котлов ТГМ.П-324А и ТГМП-204) (табл. [c.13]

При установке однокорпусных газомазутных котлов сверхкритического давления было достигнуто сокращение приходящейся на один котел длины здания от 36 до 24 м. Стоимость здания главного корпуса современной газомазутной электростанции сверхкритического давления равна 22—24% стоимости установленных в этом здании паровых котлов, турбин и другого оборудования. Значительное уменьшение длины здания позволило намного снизить стоимость всего строительства. Но в пылеугольных энергоблоках длина ячейки котла определяется условиями размещения углеразмольных мельниц и не могла быть уменьшена. Высота котельного агрегата ТПП-312 превышает на 4,5 м высоту котла ТПП-210А, и стоимость здания для однокорпусных пылеугольных котлов сверхкритического давления не только не сократилась, но оказалась немного выше, чем для двухкорпусных котлов. [c.61]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...