курс лекций. курс лекций Экономика энергетики. Курс лекций по дисциплине Тема Топливноэнергетический комплекс (тэк) и его организационнопроизводственная структура
 Скачать 1.76 Mb.
|
ФранцияВ Европе энергетики рассматривают две задачи: оценку эффективности использования топлива в комбинированном цикле и определение стоимости электроэнергии и тепла при их совместном производстве. Эти задачи различаются и решаются отдельно одна от другой. Такое отношение к рассматриваемому вопросу характерно для энергетиков Франции. Во Франции используются несколько методов, например, задаётся цена электроэнергии и вычисляется выручка от её продажи. Затем её вычитают из издержек общего производства и остаток относят на тепло. Это и есть цена тепловой энергии. Для оценки эффективности использования топлива на ТЭЦ применяется подход, при котором тепловая экономичность производства тепла на ТЭЦ равна производству тепла в котельной, т.е. удельные расходы условного топлива на ТЭЦ и в котельной приравниваются. Остальной же расход топлива относят на электроэнергию. Такой подход ещё более условен, чем использовавшийся в России физический метод (котельные бывают с разным КПД). Поэтому всегда возникает вопрос, с какой именно котельной следует сопоставлять комбинированную схему производства электрической и тепловой энергии. Кроме того, в соответствии с таким подходом эффективность работы турбоагрегата будет всегда сказываться только на производстве электроэнергии. Следовательно, применение этого методического подхода может привести к ошибочным выводами принятию неправильных решений. ГерманияМетод, на основании которого рассчитывается себестоимость производства энергии на немецких ТЭЦ, является чисто экономическим. Он имеет сходные черты с методом, который в отечественной литературе называется методом раздельной рентабельности. С точки зрения немецкого законодательства один из видов энергии в совместном производстве рассматривается как побочный продукт, реализация которого происходит по договорной цене без определения составляющих себестоимости. Выручка от его реализации по этой цене вычитается из суммарных затрат на общее производство, состоящих из постоянных и переменных издержек (в основном на топливо), а также накладных расходов. Остаток относится на производство основного продукта – тепловой энергии. При таком методе необходимость деления расхода топлива между электроэнергией и теплом исключается. Следует отметить, что применение данного метода выходит за рамки ведомственного использования и требует определённой законодательной базы. Такой подход возможно реализовать в России, если принять за основной продукт электроэнергию, т.е. фиксировать цену на тепло в соответствии с рынком тепловой энергии, а остаток издержек относить на электроэнергию. Таким образом, при разнообразии подходов к процессу деления расхода топлива в комбинированном цикле западное сообщество энергетиков демонстрирует полное единомыслие в отношении того, каким образом следует определять стоимостные показатели на ТЭЦ. Это везде осуществляется исключительно на основании рыночных механизмов и никак не связано с технологией процесса производства и с делением расхода топлива на ТЭЦ. 5.5. Себестоимость передачи и распределения электроэнергии Полная себестоимость передачи и распределения электрической энергии зависит от многих факторов: цен на строительство электрических линий и удельных показателей стоимости подстанций. Чем выше эти цены, тем больше они влияют на затраты по ремонтно-эксплуатационному обслуживанию сетей (через амортизационные отчисления); пропускной способности сетей, зависящей от напряжения, дальности передач, сечения проводов и других факторов; структуры электрических сетей (по напряжению и протяженности) - чем больше доля низших напряжений, тем большие потери и их удельная стоимость; себестоимости (или тарифов) энергии, поступающей в сети; режимов электропотребления абонентов, присоединенных к данным сетям. Последние годы характеризовались ростом себестоимости транспорта электроэнергии. Это в значительной мере объясняется присоединением и развитием электрических сетей низших напряжений для сельскохозяйственных нагрузок. Существенную роль в увеличении себестоимости передачи энергии имело также повышение цен на материальные ресурсы. Заметное влияние на себестоимость транспорта электроэнергии оказывают условия ремонтно-эксплуатационного обслуживания сетей. Неблагоприятные климатические, топографические и иные условия, а также разбросанность сетей и недостаточная обжитость районов обслуживания обусловливают увеличение себестоимости передачи и распределения электрической энергии. Полную себестоимость передачи электроэнергии по сетям энергосистемы, руб/ кВт · ч, можно определить по формуле Sпер = Ипер / PмТм = Ипер / Эаб, (5.5.1) где Ипер - суммарные издержки, связанные с передачей и распределением электроэнергии, руб/год; Pм - максимальная нагрузка, кВт; Тм - число часов использования максимальной нагрузки, ч/год; Эаб - количество энергии поступившей к абонентам, кВт·ч. Суммарные ежегодные издержки на передачу и распределение складываются из издержек по линиям Илэп и подстанциям Ипс: Ипер = Илэп + Ипс., (5.5.2) Себестоимость передачи и распределения электроэнергии рассчитывается по тем же элементам и статьям, что и для ТЭС, за исключением затрат на топливо. В издержки на транспорт электроэнергии не входят затраты на содержание повышающих подстанций и распределительных устройств, находящихся на балансе станции. Эти затраты включаются в себестоимость производства электроэнергии. Кроме того, передача и распределение электроэнергии связаны с частичной потерей ее при транспортировке по ЛЭП и трансформации. Поскольку такие потери связаны с процессом передачи, то их стоимость включается в состав ежегодных издержек Ипер = Иэкс + Ипот,. (5.5.3) где Иэкс - суммарные затраты электросетевых хозяйств энергосистемы на ремонтно-эксплуатационное обслуживание сетей, руб/год; Ипот - суммарная стоимость потерь в сетях системы, руб/год. На предпроектной стадии расчет затрат электросетевых хозяйств на ремонтно-эксплуатационное обслуживание сетей может определяться по укрупненным показателям: Иэкс = Иам + Иоб рем, (5.5.4) где Иам - ежегодные издержки на амортизацию (реновацию), руб/год; Иоб рем - издержки на обслуживание и ремонты (капитальный и текущие), руб/год (подробный расчет см. разд. 5.3); Иам = αам Кэс / 100, (5.5.5) где αам - нормы отчислений на амортизацию (реновацию, т.е. полное восстановление), %/год, (табл. 5.7.1); Кэс - капитальные вложения в сооружение электрических сетей, руб., Иоб рем = αоб рем Кэс / 100, (5.5.6) где αоб рем - нормы отчислений на обслуживание электрических сетей и ремонты, %/год. Суммарная стоимость потерь электроэнергии в сетях оценивается в виде Ипот = ΔЭТпот, (5.5.7) где ΔЭ - потери электроэнергии в сети, кВт·ч/год; Тпот - стоимость 1 кВт·ч потерянной энергии, руб/ кВт·ч. Потери в электрических сетях энергетической системы могут быть определены как разница между энергией, поступившей в сети Эсет, и энергией, полученной абонентами за рассматриваемый период (например, год) Эаб: ΔЭ = Эсет - Эаб., (5.5.8) Количество энергии, поступившей в сети энергосистемы, можно найти по формуле Эсет = Эст + Эб ст + Эпок - Эпрод, (5.5.9) где Эст - энергия, полезно отпущенная с шин станций энергосистемы; Эб ст - энергия от блок-станций предприятий других отраслей; Эпок - покупная энергия, полученная от других систем; Эпрод - энергия, проданная в другие системы. Относительное значение расхода электроэнергии, связанного с ее передачей и распределением в электрических сетях (потери электроэнергии), в последние годы в сетях общего пользования всех напряжений составляет примерно 9% поступления электроэнергии в сеть. В отдельных энергосистемах эта величина колеблется в значительных пределах (от 4 - 5 до 14 - 15 %) в зависимости от плотности нагрузки, построения сети, количества ступеней трансформации, режимов работы и других факторов. Ориентировочные значения потерь в сетях различных напряжений в процентах от суммарного поступления электроэнергии в сети приведены ниже:
Потери электроэнергии подразделяются на условно-переменные (нагрузочные) и условно-постоянные (холостого хода). К потерям условно относят также расход электроэнергии на собственные нужды подстанций. В составе переменных учитываются потери в активном сопротивлении проводов линии и обмоток трансформаторов. Постоянными считаются потери на корону в ЛЭП 220 кВ и выше, потери холостого хода в трансформаторах, потери в конденсаторах и реакторах. Ориентировочная структура потерь по элементам представлена в табл. 5.2.2. Подробный расчет годовых потерь электроэнергии в элементах сети в условиях проектирования можно проводить по описанным ниже формулам. Величина годовых потерь энергии в воздушных линиях электропередачи ΔЭлэп = ΔРкор 8760 + ΔРмτ, (5.5.10) где ΔРкор - среднегодовые потери мощности на корону, МВт; ΔРм - потери мощности при максимальной нагрузке Рм, МВт; τ - годовое время максимальных потерь ΔРм. |