8 Расчет себестоимости производства электроэнергии на различных типах станций

Полная себестоимость электроэнергии - это годовые издержки знергосистемы по производству U_ст, оказанию услуг по передаче электроэнергии U_сет. и внепроизводственных затрат U_пр.

U = U_ст + U_сет. + U_пр. тыс.тенге/год (12)

Годовые вздержки элекростанций определяются как сумма издержек по отдельным электростанциям, учитывающих расходы за топ­ливо U_т, заработную плату U_з.п., амортизацию основных фондов U_а, текущий ремонт U_т.р, общестанционные нужды U_общ:

U_ст._=  ( U_т + U_з.п.+ U_а + U_т.р + U_общ) тыс.тенге/год (13)

Издержки топлива на тепловых ЭПО определятся как:

U_т = Э_ос^т ∙ В_уд ∙ (7000/Q_п^н) ∙ Ц_Т тыс.тенге/год (14)

где Э_ос^т - полезный отпуск электроэнергии электростанциями, кВт.ч

Q_п^н - теплотворная способность топлива, Ккал/кг (приложение 1);

Ц_Т - цена тонны топлива франко-потребителя, тенге/тн;

В_уд - средний удельный расход условного топлива на единицу выработанной ЭЭ электростанциями, г. у.т /кВт.ч.

При определении В_уд для КЭС учитывают удельные расходы топлива с учётом мощности блоков. Учитывая, что средний КПД КЭС лежит в диапазоне 0,35-0,4, по выражению (15) результат получим в кг условного топлива на 1 кВт∙ч:

в_уд = 0,124/η_КЭС , (15)

При расчётах необходимо учитывать так же, что КПД электростанции снижается с уменьшением единичной мощности блока. Поэтому для станции с блоками мощностью 60 МВт КПД нужно принимать меньшим, чем для станции с блоками мощностью 210 МВт.

Поскольку КЭС работает в режиме регулирования графика нагрузки, то, соответственно, с течением суток КПД КЭС изменяется. Таким образом, в зоне провала КПД КЭС принимать равным 0,25 - 0,3, а в пике – 0,37 - 0,43

Для ТЭЦ КПД принять равным 0,45 - 0,5 вне зависимости от времени суток – ТЭЦ покрывает базовую часть графика нагрузок и работает в условно-постоянном режиме выдачи мощности. Удельный расход топлива по типу турбин приведён в приложениях Е5-Е7, а также, в приложении К, приведены данные по КПД действующих ТЭЦ Казахстана.

C окончанием отопительного сезона КПД ТЭЦ, из-за прекращения отопительного отбора, снижается (принять снижение кпд равным 15%). Так же, вследствие общего снижения электрической нагрузки в летний период, КПД тепловых электростанций падает ещё на 25 %.

Ниже, в целях общего ознакомления, приведены расчётные формулы по определению других составляющих издержек ЭПО (формулы 16-21), в данной работе не использующиеся, за исключением формулы 17 для ГЭС.

Издержки на заработную плату персонала станции U_з.п. определяются:

U_з.п = n_шт ∙ N_У ∙ З_СР, тыс.тенге/год (16)

где n_шт - штатный коэффициент для данной электростанции, чел∙МВт (приложение 8);

N_У - установленная мощность электростанции, МВт;

З_СР - среднегодовой фонд заработной платы одного человека промышленно-производственного персонала, 35000-65000тенге/мес.

Издержки на амортизацию основных фондов U_а на электростанциях:

U_а =  (d_i/100) ∙ K_i, тыс.тенге/год (17)

где d_i - средневзвешенная норма амортизации, % (для КЭС – 5,8-7,1, для ТЭЦ – 6,7-7,9, для ГЭС – 2-4);

K_i — стоимость основных производственных фондов электростанции, тыс.тенге/год.

Затраты на текущий ремонт U_т.р. принимаются

U_т.р. = (0,1-0,2) ∙ U_а, тыс.тенге/год (18)

Общестанционные издержки U_общ. определяются по выражению

U_общ. = (0,16-0,32)( U_з.п. + U_а + U_т.р ), тыс.тенге/год (19)

Издержки на амортизацию и обслуживание электросетей, приближенно оцениваемые пропорционально стоимости основных производственных фондов электрических сетей:

U_сет = ((d_ci/100) ∙ K_вл), тыс. тенге/ год (20)

где d_ci - норма ежегодных издержек на амортизацию и обслуживание сетей, принимаем 5,0-7,0%.

Внепроизводственные общестанционные издержки определяются как:

U_пр. = (0,017 - 0,025) ∙ (U_ст + U_сет), тыс. тенге/ год (21)

Для упрощения расчётов примем, что на ТЭС топливная составляющая затрат лежит в пределах 50-60%. Тогда остальные составляющие издержек примем равными 50-40% соответственно.

Для ГЭС основная составляющая издержек – амортизация (см. формулу №17), которую примем равной 40-50%. Тогда, найдя амортизацию, можно будет найти и остальные издержки, равные, соответственно, 60-50%.

Таким образом, полная (коммерческая) себестоимость полезно отпущенного киловаттчаса на электростанции определится как:

S = U/Э_п.о. тенге/кВт.ч. (22)

При этом электроэнергия, потребляемая на СН электростанций, не входит в издержки.

Отпускная цена электроэнергии с шин станции, с учётом доходности 10%, вычисляется как:

Ц_ЭС = (S_эс + 0,1·S_эс) (23)

Так же необходимо учитывать повышение себестоимости производства электроэнергии на ГЭС со снижением выдаваемой мощности и, соответственно, заложить 25% повышение отпускной цены за 1 кВтч в летнее время. При определении себестоимости и отпускной цены за электроэнергию с шин КЭС необходимо учитывать, что КЭС покрывает переменную часть графика нагрузок, в отличие от ТЭЦ, работающей в условно постоянном режиме, соответственно меняется КПД станции, меняется расход топлива на 1 кВТч, себестоимость и отпускная цена. В расчётах необходимо отразить изменения КПД, В, S, Ц и вычислить среднесуточную отпускную цену по следующей формуле:

(Ц_пров. – Ц_пик.) ∙ 0,3 + Ц_пик (24)

где Ц_пров. – отпускная цена в режиме провала;

Ц_пик – отпускная цена в пиковом режиме.

Таким образом, при среднесуточной нагрузке примерно 70% от максимальной цена составит, соответственно, 30% от максимальной.

Необходимо рассчитать себестоимость и отпускную цену 1 кВтч электроэнергии для всех ЭС. Результаты расчётов свести в таблицу 5.