Утилизационная установка компрессорной станции
Капиталовложение включают в себя две составляющие: капитальные затраты на установку теплообменника и на сооружение магистрального трубопровода теплоснабжения.
1. Затраты
на установку теплообменника за турбиной ГТ-10 составляют 
= 300
тыс. руб.
2. Капиталовложения в тепловую сеть зависят от длины l и
диаметра d трубопровода 
. Здесь 
- удельные капвложения
на 1 м трубопровода, коэффициенты a и b составляют соответственно 60 и 6000. руб.
Диаметр трубопровода связан с расходом воды и тепловой нагрузкой. Расход воды в теплосети при качественном регулировании постоянный и рассчитывается по максимальной нагрузке на отопление:
. (166)
Суммарное падение давления составляет
, (167)
где: 
- удельное падение
давления по длине трубопровода, Па/м; α — коэффициент, учитывающий долю местных
сопротивлений.
Массовый расход G связан с диаметром соотношением 
отсюда диаметр трубопровода равен 
. Скорость в трубопроводе составляет около ~1 м/с, тогда
диаметр трубопровода может быть выражен как
. (168)
Эксплуатационные затраты:
1. Заработная плата обслуживающего персонала составляет (1 обходчик на 3,5 км магистрали)
. (169)
2. Затраты на перекачку теплоносителя
. (170)
где КПД насоса -
; удельное падение давления нормируется
и составляет Rл ~ 40 - 200 Па/м; цена электроэнергии 
руб/(кВт×ч); 
- продолжительность
отопительного сезона. Суммарные затраты при теплоснабжении от утилизационной установки
составят
. (171)
Рис. 72. Зависимость допустимой длины трубопровода от тепловой мощности при различной стоимости газа.
Стоимость природного газа за 1000 м3: 1 — 1000 руб.; 2 — 3000 руб.; 3 — 2000 руб.
Максимальная экономичная длина трубопровода определится из условия равенства затрат, рассчитанных по выражениям (165) и (171). Расчеты показывают, что при увеличении мощности экономически обоснованная длина трубопровода возрастает незначительно, поскольку с увеличением мощности возрастают затраты на топливо, и затраты на перекачку теплоносителя. Наиболее существенное влияние на экономически обоснованную длину трубопровода оказывает стоимость газа (рис. 72), с увеличением которой до 3 тыс. руб. за 1000 м3 экономически обоснованная длина трубопровода возрастает до 40-45 км.
Рассмотрим
теперь экономику РАО ЕЭС России в условиях оптимальных цен на топливо и электроэнергию
АЭС.
В перспективе до 2010 года можно ожидать роста производства электроэнергии
электростанциями РАО "ЕЭС" до 890 млрд. кВт.ч, или в 1.47 раза, в основном
на тепловых электростанциях, что вместе с электроэнергией АЭС порядка (180 млрд.
кВт.ч) увеличит ресурсы РАО "ЕЭС" до 1033 млрд. кВт.ч. Это обеспечит
покрытие потребности в электроэнергии 924 млрд. кВт.ч, из которых около 900 млрд.
кВт.ч (97.3%) будет использовано в народном хозяйстве, а 25 млрд. кВт.ч - экспортироваться
за рубеж. Баланс электрической и тепловой энергии по РАО "ЕЭС" России
на 1999-2010 гг. приведен в табл.9.
В соответствии с объемами производства
электрической и тепловой энергии сложится и топливный баланс электростанций РАО
"ЕЭС" (табл. 10).
Если в 1999 г. ТЭС потребили 248 млн. т у.т. топлива,
то в 2005 г. расход топлива может составить 334.1 млн. т у.т., а в 2010 г. - 400.5
млн. т у.т. Одновременно с ростом топливопотребления будут наблюдаться изменения
и структуры используемого топлива - доля природного газа за период с 2000-го по
2010 г. сократится с 61.2 до 56.8%, мазута - с 9 до 5.5% (в основном - как резервное
топливо), а удельный вес угля возрастет с 29 до 37-38%.
В соответствии с полученными
выше оптимальными ценами на топливо (табл.5) были приняты следующие стоимости
использованного на ТЭС топлива (руб/т у.т. без НДС см. табл. 10а). Из приведенных
данных видно, что средневзвешенная цена на энергетическое топливо за период с
2000-го по 2010 г. должна возрасти в 1.84 раза. При этом общая стоимость топлива
для ТЭС увеличится в 2.93 раза.
