- АЭС обладают большей экологической чистотой по сравнению с КЭС, т.к. у них отсутствуют выбросы вредных веществ в атмосферу. С другой стороны, АЭС создают постоянную угрозу радиоактивного загрязнения, имеют проблемы связанные с хранением, транспортом, переработкой отработавшего ядерного топлива, захоронением радиоактивных отходов, а также с ликвидацией тяжелых последствий аварий, вызванных разгерметизацией циркуляционного контура и выбросом радиоактивных веществ в атмосферу. Для исключения таких угроз и аварий АЭС оснащаются сложными системами безопасности, удорожающими строительство и эксплуатацию станций. Следует заметить, что в атомной энергетике существует приоритет принципов безопасности перед экономичностью.

- Параметры пара на энергоблоках АЭС существенно ниже по сравнению с ТЭС. Температура пара перед турбиной почти в 2 раза, а давление более чем в 3 раза ниже (турбины АЭС работают на насыщенном, а не на перегретом паре как на КЭС), в результате , КПД реакторных блоков составляет порядка 30-35 % (на КЭС 38-42%).

- Расход электроэнергии на собственные нужды АЭС превышает аналогичный показатель для КЭС ввиду более высокого уровня автоматизации производственных процессов, большего числа единиц основного и вспомогательного оборудования при многоконтурности тепловых схем АЭС. Коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды АЭС составляет 7-10% от выработки электроэнергии электростанцией.

- Удельные капитальные затраты в АЭС больше удельных капитальных затрат КЭС в 1,8?2 раза в результате использования более качественных материалов для изготовления оборудования, работающего в радиоактивной зоне, двух или трехконтурного исполнения системы циркуляции теплоносителя, применения дорогостоящих противоаварийных систем безопасности и защиты .

- Себестоимость электрической энергии на АЭС ниже себестоимости на угольных КЭС, и примерно такая же, как на КЭС, работающих на природном газе, что позволяет электроэнергии, выработанной на АЭС, конкурировать на оптовом рынке с электроэнергией конденсационных электростанций.



2.5 Технико-экономические характеристики ГЭС как элементов энергосистем

- ГЭС весьма ограничены в размещении по территории, они "привязаны" к водотоку и створу реки.

- ГЭС одновременно является объектом, формирующим энергоресурс в виде запаса воды в водохранилище и установкой, генерирующей электроэнергию.

- Мощность ГЭС зависит от параметров водотока - напора и секундного расхода воды в створе.

N_ГЭС=9,81•Н•G•з_ГЭС, где H - напор [м]

G - секундный расход воды, [м?/с];

з_ГЭС - КПД нетто ГЭС по производству электроэнергии.

- Поскольку электрическая мощность ГЭС лимитируется водотоком их целесообразно наряду с активной загружать реактивной мощностью, используя гидроагрегаты в режиме синхронного компенсатора.

- Эксплуатационные характеристики ГЭС определяются характером регулирования стока воды (многолетнее, годовое, сезонное, суточное) и зависят от объема водохранилища, водности года и сезона. Регулирующие способности водохранилищ ГЭС обеспечивают широкие возможности перераспределения их отдачи в различных временных разрезах и в сочетании с высокой маневренностью гидротурбин, делают ГЭС высокоэффективными источниками покрытия неравномерности суточных, недельных и годовых графиков нагрузки и размещения резервной мощности.

- На режим работы ГЭС влияет в основном характеристика водотока, поэтому в графике нагрузки мощность ГЭС следует размещать там, где водоток будет использован наиболее эффективно. Учитывая высокую маневренность ГЭС, их мощность целесообразно использовать в переменной (пиковой и полупиковой) зоне суточного графика.

- ГЭС являются высокоманевренными электростанциями, т.к. для них характерны:

ь способность в считанные секунды без каких-либо последствий для оборудования изменять свою нагрузку;

ь время пуска и останова агрегатов составляет несколько секунд, поэтому для них практически отсутствует расход энергоресурса на пуск агрегата в работу;

ь регулировочный диапазон мощности при условии остановки агрегатов на ночь составляет 100%;

ь высокая скорость набора и сброса нагрузки. Для набора агрегатом полной нагрузки из остановленного состояния требуется 1-2 минуты;

ь в готовом к работе состоянии агрегат не расходует энергоресурс.

- Эффективность использования энергоресурса гидростанциями самая высокая, КПД ГЭС составляет 80-90%.

- Для ГЭС характерен незначительный расход электрической энергии на собственные нужды (1-2%).

- Удельные капитальные затраты в строительство ГЭС самые большие из всех типов электростанций, работающих на традиционных энергоресурсах. Высокая капиталоёмкость гидростанций объясняется высокой стоимостью основных гидросооружений: плотин, водоводов, здания ГЭС, судопропускных сооружений. В частности проектная стоимость 1 кВт установленной мощности ГЭС, строительство которых намечается в период с 2020 до 2030 года, составляет для ГЭС в ОЭС Северо-Запада 1740-2430 долл\кВт, ОЭС Северного Кавказа 1740-2080 долл\кВт, ОЭС Сибири 870-2430 долл\кВт, ОЭС Востока 1215-2430 долл\кВт [ 3].

- Производство электроэнергии на ГЭС без затрат топлива, низкая удельная численность персонала, сравнительно небольшие нормы амортизации обеспечивают гидроэлектростанциям самую низкую себестоимость электроэнергии даже при условии введения в последние годы водного налога для ГЭС.

- Отсутствие у гидростанций вредных выбросов и сбросов в биосферу обеспечивает им сравнительно высокую экологическую чистоту, но при этом затопление огромных площадей хозяйственных земель под водохранилища, изменяющее региональный климат, позволяет называть ГЭС экологически чистыми с большой степенью условности.



3. ПОКАЗАТЕЛИ КАЧЕСТВА И НАДЕЖНОСТИ СИСТЕМЫ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ

3.1 Показатели качества энергии и надежность энергоснабжения

В общем случае под надежностью понимается свойство объекта выполнять заданные функции в заданном объеме при определенных условиях функционирования.

Применительно к электроэнергетической системе под надежностью понимается способность обеспечить поставку заявленной потребителем в соответствии с договором энергоснабжения электрической энергии (мощности), при выполнении потребителем всех договорных технических (условия присоединения к сети и торговой системе) и коммерческих (оплата) обязательств, а также при соблюдении поставщиком установленных договором с потребителем технических условий поставки в отношении качественных и количественных показателей надежности и качества поставляемой электроэнергии (мощности).

Различают два основных состояния объекта: работоспособность и отказ. Работоспособность - это состояние объекта, при котором он способен выполнять заданные функции с параметрами, установленными требованиями технической документации. Отказ - нарушение работоспособности. Следствием отказа является существенный экономический ущерб.

Отказы, сопровождающиеся крупными нарушениями режима работы объекта, приводящими к частичному или полному разрушению, создающими опасность для жизни людей и окружающей среды, называют авариями.

Надежность энергоснабжения потребителей характеризуется:

- непрерывностью энергоснабжения в любой ситуации;

- исполнением требований по количеству и качеству поставляемых энергоносителей.

Совпадение во времени процессов производства, передачи и потребления

энергии и, вытекающая отсюда невозможность работы на склад, являются важнейшими особенностями энергетической отрасли.

В этих условиях надежность энергоснабжения обеспечивается созданием в сфере генерации резервной мощности в энергосистемах (а не запасом продукции, как в других отраслях), созданием запасов топлива на тепловых электрических станциях и запасов воды в водохранилищах ГЭС и ГАЭС. Бесперебойность топливоснабжения ТЭС и обеспечение его качественных параметров достигаются путем диверсификации источников и поставщиков энергоресурсов.

Резерв генерирующей мощности - это дополнительная генерирующая мощность, которая может быть реализована за определенный период времени.

Коэффициент резерва генерирующей мощности энергосистемы определяется из следующего выражения:

К_рез= (N_{max дост} - P_max)\ P_max,

где N_{max дост} - максимально доступная мощность энергосистемы;

P_max - максимальная нагрузка энергосистемы.

В энергосистемах создается единый диспетчерский резерв мощности, который в зависимости от функционального назначения и маневренности группируется по назначению и степени мобильности.

3.2 Классификация резервных мощностей по маневренности

Единый диспетчерский резерв мощности рассматривается как совокупность резервов различных назначений и подразделяется лишь по степени маневренности.

Маневренность оборудования характеризуется техническим минимумом нагрузки агрегата, временем пуска агрегата в эксплуатацию из холодного состояния, скоростью набора/сброса нагрузки.

По степени маневренности выделяются холодный, горячий и вращающийся резервы мощности.

Холодным называется резерв, сосредоточенный на ТЭС в виде потушенных парогенераторов и непрогретых турбин.

Данный вид резерва требует длительного времени для приведения оборудования в рабочее состояние, т.е. растопки парогенераторов, прогрева турбоагрегатов, набора оборотов ротора турбины до номинальной величины 1500 или 3000 об/мин, набора нагрузки (как правило, для ТЭС скорость набора и сброса нагрузки не должна превышать 3-5 МВт/мин). Холодный резерв имеет самую низкую маневренность, для его реализации требуется от 4 до 8 часов.

Холодный резерв сосредоточен, как правило, на низко экономичных агрегатах ТЭС, которые по причине неудовлетворительных технико-экономических показателей не используются в графике нагрузки в данный период.

Горячий резерв размещается на неработающих, но растопленных парогенераторах и разогретых турбоагрегатах, на которых поддерживаются номинальные параметры. Данный вид резерва требует дополнительного расхода топлива на содержание агрегатов в режиме холостого хода, при этом его маневренность значительно выше по сравнению с холодным резервом и измеряется десятками минут или минутами.

Вращающийся резерв - это резерв в виде работающих и частично недогруженных агрегатов, на которых время загрузки до полной мощности измеряется минутами. Это самый маневренный резерв мощности.

С позиции затрат времени на ввод агрегатов в работу выделяется оперативный диспетчерский резерв мощности, размещаемый на агрегатах, находящихся во вращающемся и горячем резерве, в состав которого входят:

- Резерв 1-ой очереди (мгновенный) предназначен для мгновенной компенсации небаланса мощности энергосистемы и сосредоточен на агрегатах, находящихся во вращающемся резерве или на ГЭС.

- Резерв 2-ой очереди размещается на оборудовании, которое может обеспечить увеличение мощности системы через 1 - 3 минуты после появления дефицита мощности. Как правило, это горячий резерв мощности, сосредоточенный на ТЭС, резерв мощности на ГЭС, ГТУ или дизельных электростанциях.

- Резерв 3-ей очереди сосредоточен на оборудовании, которое может принять нагрузку через 10 минут и более после возникновения дефицита.

3.3 Классификация резервных мощностей по назначению

Резервирование мощности в энергосистеме решает ряд задач, в соответствии с которыми различают следующие виды резерва по назначению

- Ремонтный резерв мощности предназначен для замены рабочих агрегатов, находящихся в планово-предупредительных ремонтах. Он обеспечивает возможность проведения в течение календарного года планово-предупредительных ремонтов оборудования: текущих, средних, капитальных. Величина мощности ремонтного резерва составляет 7-8% от максимальной нагрузки энергосистемы.

- Аварийный резерв мощности служит для компенсации снижения мощности системы, вызываемого аварийным простоем оборудования станций или ЛЭП. Величина данного резерва определяется исходя из общей мощности системы и числа агрегатов, работающих в системе. Чем больше число агрегатов, работающих в системе, тем меньше вероятность их одновременного выхода в аварию и выше надежность энергоснабжения. Мощность аварийного резерва в энергосистеме должна составлять около 4% от ее максимальной нагрузки.

- Нагрузочный (частотный) резерв предназначен для компенсации возможных превышений фактического суточного максимума нагрузки системы от его расчетной величины, возникающих в результате случайных нерегулярных колебаний нагрузки. Колебания нагрузки вызывают изменение частоты переменного тока в энергосистеме и в значительной мере воспринимаются станциями, регулирующими (ведущими) частоту, поэтому нагрузочный резерв мощности так же называют частотным. В энергосистемах создается трехуровневая система регулирования частоты - первый уровень, на котором в регулировании частоты принимают участие все работающие в системе электростанции, второй, в котором участвуют станции регулирующие частоту (как правило, это ГЭС), третий уровень на котором к регулированию частоты привлекаются потребители - регуляторы.

- Согласно Федеральному закону "О государственных материальных резервах" государственный (стратегический) резерв мощности предназначен для обеспечения мобилизационных нужд Российской Федерации, обеспечения первоочередных работ при ликвидации последствий чрезвычайных ситуаций, оказания государственной поддержки предприятиям, субъектам Российской Федерации при временных нарушениях снабжения важнейшими видами сырья и топливно-энергетическими ресурсами является особым федеральным запасом материальных ценностей.

Совокупность всех видов резервов по назначению представляет единый диспетчерский резерв мощности, составляющий для ЕЭС России 15-18% от максимальной нагрузки Единой Энергосистемы России.

Единый диспетчерский резерв мощности в данный момент времени определяется как разность между максимально доступной мощностью станций энергосистемы (?N_{max дост} ^t) и нагрузкой потребителей в данный момент времени (?N_потр^t).



N_{дисп резерв} ^t=? N_{max дост}^t - ?N_потр^t

Поскольку нагрузка потребителей во времени непрерывно меняется, в соответствии с ее колебаниями изменяется диспетчерский резерв мощности.

В составе единого диспетчерского резерва выделяется эксплуатационный резерв мощности, определяемый как разность между рабочей мощностью энергосистемы (N_раб^t) и нагрузкой в данный момент времени (?N_потр^t).

N_{экспл рез} ^t = N_раб ^t - ?N_потр^t

3.4 Обоснование резервной мощности в энергосистеме

Величина резервной мощности любого вида требует технико-экономического обоснования, которое в общем виде сводится к соизмерению ущерба и дополнительных затрат, связанных с созданием резервной мощности и упущенной выгоды, возникающей при его отсутствии или недостатке.

- Мощность ремонтного резерва зависит от организации ремонтных работ, технически обоснованных сроков проведения ремонтов, нормативных простоев оборудования в ремонте и, в общем случае, определяется на основе сопоставления свободной и необходимой ремонтной площадки.

- Нагрузочный резерв предназначен для покрытия отклонений нагрузок, когда фактический максимум нагрузки системы превышает расчетный (прогнозный). Данный вид резервной мощности зависит от режима энергопотребления и технических условий эксплуатации агрегатов.

В практике проектирования нагрузочный резерв определяется как разность между нерегулярным (N_нерег._max) и регулярным (N_рег._max) максимумами нагрузки энергосистемы:



N_{нагр. рез} = N_нерег._max-N _рег.max

Указанные отклонения возможны в результате воздействия неучтенных факторов или неточности прогнозирования спроса, имеют случайный характер, как по величине, так и по повторяемости. С увеличением мощности энергосистемы величина колебаний нагрузок в результате их взаимокомпенсации уменьшается, что приводит к снижению необходимой величины нагрузочного резерва. Учитывая вышесказанное при проектировании энергосистем, нагрузочный резерв не подлежит технико-экономическому обоснованию, а принимается в пределах 3 - 4% от максимальной нагрузки энергосистемы.

- Государственный резерв мощности предназначен для обеспечения нормального энергоснабжения регионов страны в чрезвычайных ситуациях. Величина государственного резерва устанавливается при разработке планов социального и экономического развития Российской Федерации и не может быть объектом технико-экономического обоснования.

Следовательно, технико-экономическому обоснованию в первую очередь подлежит величина мощности ремонтного и аварийного резерва.

3.5 Обоснование мощности ремонтного резерва

При определенном уровне физического и морального износа основных средств их эксплуатация по техническим и экономическим причинам становится нецелесообразной, ввиду повышения вероятности возникновения аварии, а так же сопутствующих ей экономических потерь в результате нарушения производственного режима и увеличения затрат на ремонт.

Ремонт представляет комплекс работ, направленных на поддержание оборудования в состоянии эксплуатационной готовности, сохранение нормативных эксплуатационных и производственных характеристик.

По характеру и объему производимых ремонтных работ различают текущий, средний и капитальный ремонт основных средств.

Вывод агрегатов в ремонт предполагает наличие в энергосистеме резервных мощностей. Величина мощности ремонтного резерва зависит от нормативного простоя оборудования в ремонте, числа и мощности агрегатов, выводимых в ремонт и графика максимальных нагрузок энергосистемы по месяцам года. Обоснование мощности ремонтного резерва производится отдельно для текущих и капитальных ремонтов.

- В процессе проведения текущего ремонта производятся ремонтные операции, с разборкой и без разборки узлов, связанные с чисткой, промывкой смазкой, заменой отдельных деталей или регулированием некоторых узлов оборудования. Целью проведения текущего ремонта является обеспечение надежной работы оборудования в период до проведения очередного ремонта (текущего, среднего или капитального). Необходимость проведения текущего ремонта выявляется в процессе эксплуатации и при проведении контрольно-осмотровых операций. Текущий ремонт выполняется на остановленном оборудовании, и его стараются провести в праздничные, выходные и примыкающие к ним дни.

Величина резерва для проведения текущего ремонта, проводимого в период максимальной нагрузки, принимается в процентах от максимально доступной мощности станции с агрегатами определенной мощности:

ь КЭС и ТЭЦ с поперечными связями, с агрегатами мощностью 100 МВт (2%), 100 - 135 МВт (3,5%);

ь КЭС и ТЭЦ с энергоблоками 150 - 200 МВт (4 - 4,5%), 250 - 300 МВт (5%).

ь КЭС с энергоблоками 500 МВт и выше (5,5 - 7%);

ь АЭС с реакторами 1000 МВт и выше (6% и более).

ь Текущий ремонт агрегатов ГЭС и ГАЭС, а так же ТЭС с параллельными связями проводится в период снижения их нагрузки, в связи с этим резерв мощности для проведения текущего ремонта оборудования ГЭС и ГАЭС в период прохождения зимнего максимума нагрузки не предусматривается.

- Капитальный ремонт включает полную разборку оборудования, промывку и чистку, контроль и замену неисправных деталей и узлов или их восстановление с последующей сборкой и наладкой оборудования. Цель проведения капитального ремонта - восстановление первоначальных технических свойств агрегата и доведение технико-экономических показателей до проектных значений. Капитальный ремонт может сочетаться с модернизацией объекта, в результате чего его технико-экономические показатели доводятся до уровня лучших образцов.

Период времени между двумя капитальными ремонтами агрегата носит название межремонтного периода.

Средняя продолжительность межремонтного периода для различного оборудования составляет: для парогенераторов 1-2 года, гидроагрегатов 4-5 лет, силовых трансформаторов около 15 лет, вспомогательного оборудования один год.

Период времени между началом одного капремонта агрегата и началом следующего называется ремонтным циклом агрегата. Ремонтные циклы и период простоя агрегатов в ремонте нормируются, и от их длительности зависит величина мощности ремонтного резерва.

Капитальные ремонты, как правило, проводятся в весенне-летний период, для которого характерно существенное снижение электрической нагрузки энергосистемы (Рис.3.5.1).



Рис. 3.5.1. Свободная ремонтная площадка.

В результате снижения нагрузки в весенне-летний период имеет место свободная мощность, используя которую, можно вывести часть агрегатов в ремонт. Разность ординат графика максимально доступной мощности и месячных максимумов электрической нагрузки представляет совокупную резервную мощность энергосистемы. Минимальная разность между совокупной величиной резервной мощности и расчетной величиной эксплуатационного резерва в каждом месяце составляет резерв мощности, который можно использовать для проведения капитальных ремонтов агрегатов в данном месяце. Сумма произведений мощности ремонтного резерва (N_рез ^рем) на длительность периода в течение которого данная мощность находится в резерве (t_рез), представляет так называемую свободную (располагаемую) ремонтную площадку (F^св_рем).

F^св_рем = N_рез ^рем• t_рез

Необходимая для проведения капитальных ремонтов ремонтная площадка определяется исходя из мощности оборудования, выводимого в ремонт и нормативной длительности простоя его в капитальном ремонте:



F^необх_рем=ⁱ_агр•tⁱ_рем,

где n - число выводимых в ремонт агрегатов;

i - вид агрегата;

N - установленная мощность агрегата, выводимого в ремонт

t_рем ⁱ - нормативное время простоя в ремонте.

Определение потребности энергосистемы в резервной мощности для проведения ремонтной компании производится путем сопоставления свободной и необходимой ремонтной площадки.

В случае, если:

- F^необх_рем < F^св_рем - в энергосистеме не следует создавать специальный ремонтный резерв мощности. В этом случае ремонт оборудования можно провести за счет использования свободной мощности в весенне-летний период.

- F^необх_рем > F^св_рем - в энергосистеме необходимо предусмотреть специальную мощность ремонтного резерва, определяемую по формуле:

N_рез=( F^необх_рем - F^св_рем)/ t_рем ^I

Мощность ремонтного резерва зависит от ряда факторов:

- увеличивающих мощность ремонтного резерва: рост единичной мощности блоков, повышение начальных параметров пара на ТЭС, блочная компоновка основного оборудования, уплотнение суточных графиков нагрузки энергосистемы, увеличение времени простоя агрегата в ремонте;

- снижающих мощность ремонтного резерва: повышение удельного веса электростанций, работающих на газе, удлинение межремонтного периода, уплотнение суточного графика нагрузки энергосистемы, ввод на электростанциях агрегатов средней и малой мощности.



3.6 Обоснование мощности аварийного резерва

Изменение баланса мощности энергосистемы может произойти внезапно, в том числе в результате аварии, поэтому некоторая часть резерва мощности должна находиться в виде аварийного резерва в состоянии высокой готовности для принятия нагрузки.

Аварийный резерв мощности предназначен для замены агрегатов, вышедших из работы в результате аварий на электростанциях. С одной стороны создание аварийного резерва мощности сопряжено с дополнительными капитальными и эксплуатационными затратами на строительство и содержание резерва в работоспособном состоянии. С другой стороны, отсутствие или дефицит резервной мощности приводит к перерывам в энергоснабжении, недоотпуску электроэнергии потребителям, отклонению качественных параметров электроэнергии от нормативных, что может вызвать экономический ущерб в генерации, сетевом бизнесе и (особенно) в потреблении энергии.

В децентрализованной схеме энергоснабжения (на автономно работающей электростанции) мощность аварийного резерва должна быть не меньше мощности самого крупного агрегата на станции, в энергосистеме должна подвергаться технико-экономическому обоснованию.

При определении мощности аварийного резерва в электроэнергетической системе следует учитывать ряд условностей:

- единичная мощность агрегатов в энергосистеме одинаковая и определяется по формуле:

N_{ср агр}= N_{эн сист}\n_агр,

где N_{эн сист} - установленная мощность станций энергосистемы;

n_агр - число агрегатов, установленных на станциях энергосистемы.

- Выход любого агрегата в аварию является случайным событием. В связи с чем, возможный дефицит мощности и энергии в системе, является вероятностной величиной. Поэтому для обоснования мощности аварийного резерва целесообразно использовать методы теории вероятности.

- Увеличение мощности аварийного резерва осуществляется последовательной установкой дополнительных резервных агрегатов. При увеличении аварийного резерва путем ввода дополнительного агрегата дефицит мощности в системе и, соответственно, ущерб у потребителей снижается, а затраты в резервирование возрастают.

- Аварийный резерв должен выбираться по экономическим соображениям на основе сопоставления дисконтированных затрат на создание и эксплуатацию резервных агрегатов и затрат на возмещение ущерба от недоотпуска энергии потребителям и ущерба в энергосистеме в результате возникновения аварии. Оптимальная мощность аварийного резерва в энергосистеме определяется из условия минимума суммы дисконтированных затрат на установку резервных агрегатов и затрат на возмещение ущерба.

Размер ущерба у потребителей определяется в соответствии с недоотпуском электроэнергии и удельным ущербом от недоотпуска одного киловатт-часа электроэнергии потребителям.

Как правило, ущерб в энергосистеме в результате аварии с оборудованием на порядок ниже по сравнению с ущербом у потребителей и часто в расчетах не учитывается.

Суммарные затраты на резервирование и возмещение ущерба определяются по формуле:

З = • N_{ав рез} + • Э_{недоотп,}



где: - удельные дисконтированные затраты на создание и содержание

одного киловатта резервной мощности, руб./кВт;

N _ав.рез - мощность аварийного резерва, кВт;

- удельный ущерб от недоотпуска одного киловатт-часа потребителям, руб./кВт•ч.

Э_{недоотп} - недоотпуск электроэнергии потребителям, кВт•ч\ год.

Условием достижения минимальных затрат является равенство.

?З / ?N_ав.рез = з_рез • (?N_ав.рез / ?N_ав.рез) + з_ущ • (?Э_недост / ? N_ав.рез) = 0

з_рез = -з_ущ • ?Э_недост / ? N_ав.рез

Выражение является условием установки последнего резервного агрегата, которое можно сформулировать как равенство удельных дисконтированных затрат на создание и содержание дополнительного киловатта мощности аварийного резерва и удельных дисконтированных затрат на возмещение ущерба у потребителей от каждого дополнительно недоотпущенного киловатт-часа энергии.



4. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ РАЗДЕЛЬНОГО И СОВМЕЩЕННОГО ЭНЕРГОСНИБЖЕНИЯ.

4.1 Сравнительная эффективность схемы комбинированного и раздельного энергоснабжения

Эффективность схемы комбинированного энергоснабжения (ТЭЦ) определяется относительно замещающего проекта-схемы раздельного энергоснабжения (КЭС+ котельная).

- Предварительно проекты ТЭЦ и раздельной схемы энергоснабжения приводятся в сопоставимый вид по энергетическим и экономическим условиям (Э_отп ^тэц = Э_отп ^кэс; Q ^тэц_отп = Q_отп ^кот).

- В проекте ТЭЦ и схеме раздельного энергоснабжения для каждого года инвестиционного периода рассчитываются следующие показатели:

ь производство и полезный отпуск электроэнергии, а так же отпуск тепла с коллекторов ТЭЦ и котельной;

ь расход топлива;

ь затраты на производство электроэнергии и тепла;

ь инвестиции в проекты;

ь налоги.

- Определяется денежный поток, и рассчитываются критерии коммерческой эффективности проекта: ЧДД, период окупаемости, ВНД и ИД.

- Исходя из соотношения критериев по проектам, выбирается оптимальный инвестиционный проект. В случае если чистый дисконтированный доход в комбинированной схеме энергоснабжения будет больше по сравнению со схемой раздельного энергоснабжения, эффективным признается проект ТЭЦ.



Исходные данные

Таблица 4.1.1. Исходные данные.

Число и тип турбин			Число и тип турбин
4ПТ-80-130	140	200	4Т-100-130	240	3500	6000	6200

Таблица 4.1.2. Исходные данные.

Затраты на передачу электрической энергии в % от себестоимости,	Затраты на передачу тепловой энергии в % от себестоимости,	, районный коэффициент		Доля капиталовложения в первый год,
10	23	1.0	7000	60

· Расчетный период - 10 лет;

· Норматив прибыли ПР = 45%;

· Налог на прибыль - 18 %;

· ТЭЦ и КЭС строятся 2 года (в 1-й год капиталовложения равны );

· Котельная строится за 1 год;

· Нагрузка потребителей в течении расчетного периода не меняется;

4.2 Определение капитальных вложений в энергетические объекты

4.2.1 Капитальные вложения в ТЭЦ

Суммарные капитальные вложения на ТЭЦ определяются по формуле:

,



где - капиталовложения в первый парогенератор;

- капиталовложения в каждый последующий парогенератор;

- капиталовложения в первый турбогенератор;

- капиталовложения в каждый последующий турбогенератор;

- число парогенераторов;

- число турбогенераторов;

- районный коэффициент, учитывающий удорожание строительства в зависимости от района строительства () ;

- коэффициент, учитывающий вид топлива (в расчете для газа принимаем );

- коэффициент пересчета, учитывающий рост цен (задается преподавателем, с учетом действующих на данный момент цен ).

Таблица 4.2.1 Капитальные затраты на сооружение ТЭЦ (млрд.руб.).

Исходные данные
Кол-во агрегатов	Тип агрегата
	4	ПТ-80-130	86000	51750	-	-
	4	Т-100-130	-	-	76750	37550



4.2.2 Капитальные вложения в отопительную и промышленную котельные

Отопительная котельная

Отопительные котлы выбираются по часовой мощности отопительной котельной (ГДж/час), которая принимается равной часовому расходу пара на отопление во всех турбинах ТЭЦ (Т/час).

ГДж/час

На основе мощности отопительной котельной по приложению (таблица 1,2) выбираются водогрейные котлы (основные и резервные) и рассчитываются капитальные вложения в отопительную котельную .

Принимаем 22ПТВМ 50

Таблица 4.2.2.1 Параметры отопительного котла.

кол-во (N)	Марка	одного котла, ГДж/ч	Суммарная , ГДж/ч	Требуемая ГДж/ч	, млн. руб.	, млн. руб.
22	ПТВМ 50	209	4598	4400	9050	2360

- капитальные затраты в два первых котла;

- капитальные затраты в последующие котлы.

Капиталовложения в отопительные котлы :



Производственная котельная

Расчет аналогичен пункту 4.2.2.1 по часовому расходу пара на промышленные нужды определяется часовая мощность промышленной котельной (ГДж/час), выбираются котлы и рассчитываются капиталовложения .

т/ч

Принимаем котлы 32Е-25/14

Таблица 4.2.2.2

Параметры производственного котла.

кол-во (N)	Марка	одного котла т/ч	Суммарная т/ч	Требуемая т/ч	, млн. руб.	, млн. руб.
32	Е-25/14	25	800	800	4275	1315

млн. руб.

Суммарные капитальные вложения на отопительную и промышленную котельные:

млн. руб.

4.2.3 Капитальные вложения в КЭС

Принимаем выработку электрической энергии на ТЭЦ и КЭС одинаковой, тогда установленная мощность КЭС определяется по следующей формуле:



, где

- установленная мощность всех турбин ТЭЦ;

и - число часов использования установленной мощности соответственно ТЭЦ и КЭС.

МВт (6ПТ-80-130 и 3Т-100-130)

ч

ч

МВт

Далее по приложению (таблица 3) выбирается тип турбин КЭС.

Принимаем три блока К-210-130

Таблица 4.2.3.1

Параметры турбогенераторов.

кол-во (N)	Марка	, МВт	, млрд. руб.	, млрд. руб.
3	К-210-130	210	198000	96000

Рассчитаем капиталовложения в КЭС:

, где

- капиталовложения в первый блок КЭС;

- капиталовложения в последующие блоки КЭС;

- число блоков.

млрд. руб.



4.3 Расчет годовых эксплуатационных издержек на выработку электрической и тепловой энергии

4.3.1 Годовые расходы на ТЭЦ

Суммарные годовые издержки на ТЭЦ определяются по формуле:

.

Расход на топливо ()

, где

- годовой расход условного топлива (т.у.т./год), определяемый по топливным характеристикам (см. приложение таблица 5);

- коэффициент, учитывающий потери топлива при транспортировке (в расчетах для газа );

- низшая теплота сгорания натурального топлива (для газа );

- цена топлива (для газа в расчетах принять ).

, где

- число часов использования установленной мощности (8000 ч);

, - годовые расходы топлива на пар и тепло соответственно (учитывая расход, число турбин и , т/год);

- выработка электроэнергии ().

Расходы на заработную плату ().

, где

- фонд заработной платы одного рабочего (в расчетах принимается равным 8-ми минимальным заработным платам в месяц);

- коэффициент отчислений на социальное и медицинское страхование, пенсионный фонд и фонд занятости (принять );

- установленная мощность ТЭЦ;

- удельная численность эксплуатационного персонала (в расчетах принять для ТЭЦ чел./МВт, для КЭС - чел./МВт,).

.

Расходы на содержание оборудования ().

, где

и - издержки на амортизацию и капитальный ремонт;

- норма амортизационных отчислений (см. приложение таблица 6);

- коэффициент отчислений на капитальный ремонт (в расчетах принять ).

Расход на воду ()

, где

- удельный расход воды на технологические нужды определяется по таблице 7 приложения;

- цена воды (в расчетах принять ).

Прочие расходы ()

, где

- коэффициент прочих расходов ().

Суммарные издержки на ТЭЦ:

4.3.2 Годовые расходы на КЭС

Суммарные годовые издержки на КЭС определяются по формуле:

.

Расход на топливо ()

, где

- для газа; ; .

- топливная характеристика для К-300-240 (см. приложение таблица 8);

- установленное число часов работы (7000 ч)

- выработка электроэнергии ().

Расходы на заработную плату ().

, где

- фонд заработной платы одного рабочего (); - коэффициент отчислений на социальное и медицинское страхование, пенсионный фонд и фонд занятости (); - установленная мощность КЭС; - удельная численность эксплуатационного персонала (в расчетах принять для ТЭЦ чел./МВт,).

Расходы на содержание оборудования ().



, где

- норма амортизационных отчислений (см. приложение таблица 6);

- коэффициент отчислений на капитальный ремонт (в расчетах принять ).

Расход на воду ()

, где

;

Прочие расходы ()

, где

- коэффициент прочих расходов ().

Суммарные издержки на КЭС:



4.3.3 Годовые расходы на отопительную и промышленную котельные

Суммарные годовые издержки на отопительную и промышленную котельные определяются одинаково по формуле:

Расходы на топливо ()

.

Годовой расход топлива равен:

, где

- коэффициент, учитывающий потери топлива при хранении и перемещении (для газа ); - берется из исходных данных для соответствующего типа котельной; - часовая мощность котельной (из пунктов 4.2.2.1-4.2.2.2); - КПД котельной (см. приложение таблица 1). (87.5% для ПТВМ-50) (91% для Е25/14)

Расходы на содержание оборудования ()



Для промышленной котельной .

Для отопительной котельной .

Расходы на заработную плату ().

,

где - удельная численность эксплуатационного персонала (см. приложение таблица 9).

Расходы на электрическую энергию ().

, где

- средний тариф на электрическую энергию (в расчетах принять );

- годовой расход электроэнергии на собственные нужды котельной, определяется по формуле:

, где

- удельный расход электроэнергии (в расчете принимаем ).

Расход на воду ().

, где

- удельный расход воды (в расчете принять ).

Прочие расходы ()

,

где - коэффициент, учитывающий прочие издержки.

Суммарные издержки на котельные:

4.4 Определение себестоимости электрической и тепловой энергии

4.4.1 Расчет себестоимости энергии на ТЭЦ

В укрупненных расчетах различают три группы цехов:

1. Первая группа: топливно-транспортный, котельный, химический и теплового контроля.

2. Вторая группа: турбинный и электрический.

3. Третья группа: общестанционные.

Для распределения затрат на ТЭЦ используют балансовый метод, в котором элементы затрат распределяются в соответствии с принятыми соотношениями, приведенными в таблице 4.4.1.1

Таблица 4.4.1.1 Распределение затрат по фазам производства (в %).

Группа цехов
Первая	100	50	-	35	-
Вторая	-	45	-	35	-
Третья	-	5	100	30	100

Результаты распределения затрат по цехам сведем в табл. 4.4.1.2

Таблица 4.4.1.2 Распределение затрат по цехам ТЭЦ, млрд. руб.

Группа цехов
Первая	0,0273	1,54	-	0,0238	-	1,59
Вторая	-	1,386	-	0,0238	-	1,41
Третья	-	0,154	0,000518	0,0204	0,94	1,11

Цеха первой группы.

Для этой группы цехов расходы делятся пропорционально расходу топлива на каждый вид энергии.

Годовые издержки на выработку тепловой энергии на ТЭЦ () для цехов первой группы:

,где



- годовой расход условного топлива на выработку тепловой энергии (т.у.т./год), определяемый по топливным характеристикам (см. приложение таблица 5).

Годовые издержки на выработку электрической энергии на ТЭЦ () для цехов первой группы:

.

Цеха второй группы.

Для цехов второй группы все расходы относятся на электрическую энергию:

; .

Цеха третьей группы.

Годовые издержки на выработку электрической энергии на ТЭЦ () для цехов третьей группы:

.



Годовые издержки на выработку тепловой энергии на ТЭЦ () для цехов третьей группы:

Суммарные годовые издержки.

Суммарные годовые издержки на выработку тепловой и электрической энергии на ТЭЦ равны:

,

.

Расчет себестоимости электрической и тепловой энергии.

; ,где

- расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ (в расчетах принять );

- расход тепловой энергии на собственный нужды ТЭЦ (в расчетах принять , ГДж).

4.4.2 Расчет себестоимости электрической энергии на КЭС

, где

- расход электроэнергии на собственные нужды КЭС (в расчетах принять ).

4.4.3 Расчет себестоимости тепловой энергии на отопительной и промышленной котельных

Для котельных обоих видов себестоимость тепловой энергии определяется по формуле:

,где



- расход тепловой энергии на собственный нужды подстанции (в расчетах принять ).

Общая себестоимость отпуска тепла для отопительной и промышленной котельных равна:

.

4.5 Определение показателей экономической эффективности рассматриваемых инвестиционных проектов

4.5.1 Расчет платы за электрическую и тепловую энергию потребителями

В расчетах упрощенно принимаем использование одноставочного тарифа, как на электрическую, так и на тепловую энергию.

Тарифы для двух рассматриваемых вариантов определяются по следующим формулам:

- средний тариф на электрическую энергию: ;

- средний тариф на тепловую энергию: ;

где и - себестоимость электрической и тепловой энергии соответственно;

и - себестоимость передачи электрической и тепловой энергии в процентах от и соответственно (таблица 4.1.2);

и - нормативная прибыль на реализацию энергии, которая определяется в процентах (нормативом) от суммы первых двух составляющих выражений.

Плата за электрическую и тепловую энергию равна:

; .

Определим тарифы на электроэнергию:

ТЭЦ: млрд.руб.

КЭС: млрд.руб.

Определим тарифы на тепло:

ТЭЦ: млн.руб.

Котельные: млн.руб.

Результаты расчетов пунктов 4.2 - 4.5 для варианта энергоснабжения потребителей представим в виде таблиц 4.5.1.1 и 4.5.1.2.

При составлении таблиц необходимо учитывать следующие условия:

- ТЭЦ и КЭС строятся 2 года и энергоснабжение потребителей начинается с 3-го года, а котельная строится 1 год и снабжение тепловой энергией начинается со 2-го года;

- суммарные годовые издержки равны: ;

- прибыль от реализации энергии равна разности между суммарной выручкой и суммарными расходами ;

- чистая прибыль получается после вычитания налога из ;

- капиталовложения на ТЭЦ И КЭС распределяются по годам в заданном процентном соотношении в 1-й год доля капиталовложений равны , во 2-й год ;

- - сумма капиталовложений в котельные и КЭС за год.

4.5.2 Расчет показателей эффективности капиталовложений

Основными показателями экономической эффективности для оценки инвестиционных проектов являются:

- чистый приведенный доход;

- срок окупаемости;

- внутренняя норма доходности;

- рентабельность.

Для сравнения двух рассматриваемых проектов энергоснабжения необходимо рассчитать данные показатели для каждого из них. При расчетах принять ставку сравнения равную: .

Расчет чистого приведенного дохода

Основными показателями экономической эффективности для оценки инвестиционных проектов являются:

- чистый приведенный доход;

- срок окупаемости;

- внутренняя норма доходности;

- рентабельность.

Для сравнения двух рассматриваемых проектов энергоснабжения необходимо рассчитать данные показатели для каждого из них. При расчетах принять ставку сравнения равную: .

Чистый приведенный доход:



, где

- размер члена потока платежей (причем доходы за рассматриваемый период берутся со знаком "+", а расходы - со знаком "");

- рассматриваемый период в годах;

- дисконтный множитель по ставке сравнения (), определяется по формуле: .

Таблица 4.5.2.1.

Определение чистого приведенного дохода для ТЭЦ.

год()	Доходы Е, руб.	Расходы К, руб.		??руб.
1	-	-23,26·109	0,900	20,93•109
2	-	-15,50·109	0,811	12,57•109
3	1857,3·106	0	0,731	1357,7•106
4	1857,3·106	0	0,659	1224•106
5	1857,3·106	0	0,593	1101,4•106
6	1857,3·106	0	0,535	993,7•106
7	1857,3·106	0	0,482	895,2•106
8	1857,3·106	0	0,434	806•106
9	1857,3·106	0	0,390	724,3•106
10	1857,3·106	0	0.352	653,8•106
W =	25,73•109

Вывод: через деcять лет проект окупится.

Таблица 4.5.2.2

Определение чистого приведенного дохода для КЭС и котельной.

год ()	Доходы Е, руб.	Расходы К, руб.		??руб.
1	-	-26,25·109	0,900	23,62 · 109
2	88,5 ·106	-17,48·109	0,811	14,10 · 109
3	2343,5·106	0	0,731	1714,5 · 106
4	2343,5·106	0	0,659	1545,7 · 106
5	2343,5·106	0	0,593	1390,9 · 106
6	2343,5·106	0	0,535	1253,8· 106
7	2343,5·106	0	0,482	1129,6 · 106
8	2343,5·106	0	0,434	1017 · 106
9	2343,5·106	0	0,390	0,914 · 106
10	2343,5·106	0	0.352	0,825 · 106
W =	19,84 · 109

Вывод: через деcять лет проект окупится.

Срок окупаемости проектов:

Для ТЭЦ:

Величина доходов (за 15 лет):

Таблица 4.5.2.3

Величина доходов (за 15 лет)

i, год	Доход, Si, руб	i, год	Доход, Si, руб	i, год	Доход, Si, руб
1	0	6	993,7•106	11	589,3•106
2	0	7	895,2•106	12	530,9•106
3	1357,7•106	8	806•106	13	478,3•106
4	1224•106	9	724,3•106	14	430,9•106
5	1101,4•106	10	653,8•106	15	388,2•106

Проект окупится через 15 лет, т.к. , n_ок=7,5

Для КЭС и котельных:



Величина доходов (за 15 лет):

Таблица 4.5.2.4

Величина доходов (за 15 лет)

i, год	Доход, Si, руб	i, год	Доход, Si, руб	i, год	Доход, Si, руб
1	0	6	1253,8· 106	11	0,743 · 106
2	0	7	1129,6 · 106	12	0,670 · 106
3	1714,5 · 106	8	1017 · 106	13	0,603 · 106
4	1545,7 · 106	9	0,914 · 106	14	0,544 · 106
5	1390,9 · 106	10	0,825 · 106	15	0,490 · 106

n_ок=9

Норма доходности:

Норма доходности - такая ставка, при которой проект окупится за 10 лет.

Норму доходности определим из уравнения

Для этого воспользуемся средствами Mathcad`а

Для ТЭЦ = 0,09 (9%)

Для КЭС и котельных = 0,1 (10%)



Рентабельность проектов

Рентабельность - это соотношение приведенных доходов к приведенным на ту же дату расходам:

где - капиталовложения в периоде ; - доходы в периоде ; - продолжительность процесса инвестиций; - продолжительность периода получения дохода.

Рентабельность для ТЭЦ (n₁ = 2, n₂ = 10):

проект рентабелен.

Рентабельность для КЭС и котельных (n₁=2, n₂=10):

проект рентабелен.



4.6 Выбор экономически выгодного варианта энергоснабжения потребителей.

Таблица 4.6.1

Сравнение показателей эффективности

Показатели эффективности	Совмещенная схема энергоснабжения	Раздельная схема энергоснабжения
, руб	25,73.109	19+,84.109
, лет	7,5	9
, %	9	10
	3,583	2,128

Таким образом с точки зрения экономической выгодности оба варианта является выгодными. Это можно обосновать следующими причинами:

- реализация обоих проектов за рассматриваемый 10-летний срок дает чистый приведенный доход > 0, т.е. проекты окупятся за рассматриваемый период.

- срок окупаемости обоих проектов менее 10 лет. Сооружение ТЭЦ представляется более целесообразным, т. к. срок окупаемости (при дальнейшем расчете) меньше.

- показатели рентабельности обоих проектов > 1, т. е. доходы за 10-летний срок существенно превышают расходы.

Таким образом, по технико-экономическим показателям экономически выгодным является вариант совмещенного энергоснабжения.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В работе рассмотрены экономические проблемы развития электроэнергетических систем: эффективность централизации энергоснабжения, технико-экономические характеристики электростанций как элементов энергосистем, эффективность концентрации генерирующей мощности.

В главе "Характеристика энергетической отрасли России" приведены общие сведения энергетической отрасли России, классификация систем энергоснабжения, рассмотрены централизация и экономический эффект централизации энергоснабжения. Определены факторы, сокращающие ввод новой генерирующей мощности, уменьшение расхода топлива, а также изменение капитальных и текущих затрат при создании энергосистем.

Во второй главе рассмотрено влияние эксплуатационных характеристик оборудования на эффективность работы электростанций в составе энергосистемы, даны особенности электростанций разных типов (КЭС, ТЭЦ, АЭС, ГЭС), влияющие на их технико - экономические показатели, учитываемые при параллельной работе электростанций.

В разделе "Показатели качества и надежности систем энергоснабжения" рассмотрены показатели качества энергии и надежность энергоснабжения, приведена классификация резервной мощности по маневренности, по назначению, приведено обоснование резервной мощности: ремонтного а аварийного резерва.

В разделе "Технико - экономическое сравнение вариантов раздельного и совмещенного энергоснабжения" представлен расчет выбора одного из двух сравниваемых вариантов инвестиционных проектов энергоснабжения потребителей. Рассмотрена сравнительная эффективность схемы комбинированного и раздельного энергоснабжения, определены капитальные вложения в энергетические объекты. Рассчитаны годовые эксплуатационные издержки на выработку электрической и тепловой энергии. Определена себестоимость электрической и тепловой энергии. Определены показатели экономической эффективности рассматриваемых инвестиционных проектов. Произведен выбор экономически выгодного варианта энергоснабжения потребителей. Наиболее экономически выгодным является вариант совмещенного энергоснабжения.



БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Волькенау И.М., Зейлигер А.Н, Хабачев Л.Д. Экономика формирования электроэнергетических систем. - М.: Энергия, 1981. -321с.

2. Стофт С. Экономика энергосистем. Введение в проектирование рынков электроэнергии: Пер. с англ.- М: Мир, 2006.

3. Энергетическая стратегия России на период до 2020 г.- М.: Собрание законодательства Российской Федерации.- 2003. -36 с.

4. Конья И.И. Экономика электроэнергетических систем. Учебное пособие -М.: ГУУ. 1981.

5. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций.\ Учебное пособие для ВУЗов. Издание 2-е стереотипное. Под ред. С.В.Цанева. - М.; изд-во МЭИ, 2006. -580 с.

6. Материалы семинара, проводимого Корпоративным энергетическим университетом 22.09-24.09. 2008г Москва:

- Вайнзихер Б.Ф. Подходы к управлению балансом технологического топлива, взаимодействия с поставщиками газа, угля, мазута.