2.8. Себестоимость электроэнергии на гэс.

Себестоимость на ГЭС формируют те же слагаемые, что и на ТЭЦ и КЭС, кроме затрат на т-во.

Иобщ..(гэс) = Иам. + Из/п. + Ирем. + Ипр. Доля амортизационных издержек в общих издержках будет составлять 80 – 90 % годовых. К категории ГЭС можно отнести гидроаккумулирующую станцию (ГАЭС) – они предназначены для покрытия пиковой нагрузки э/э системы.

Принцип работы: в ночные провалы, когда нужно поддержать энергосистему, ГАЭС включает свои сетевые насосы и закачивают воду вверх за платину, повышая уровень воды в своем резервуаре. Это позволяет поддержать систему ночью. В часы мах. нагрузки открываются шлюзы и они дают дополнительную мощность энергосистемы. В связи с тем, что постоянные издержки явл-ся стопроцентными в себестоимости на ГЭС: влияние числа часов использования установленной мощности hu на снижении себестоимости еще больше, чем на электростанциях с органически топливом. Себестоимость э/э на ГЭС так же зависит от мощности платины электростанции и находится в пределах Сээ.≈2.0 цент/кВт*ч.

2.9. Себестоимость на аэс.

Особенностью АЭС явл-ся то, что затраты на закладку твэлов в реактор явл-ся единовременными рассчитанными на срок их службы. В современных реакторах срок службы твэлов достигает 20 лет.

В силу того, что ядерное т-во составляет порядка 30% от всех капиталовложений в АЭС. Долгое время специалисты не могли остановиться на том. Куда внести ядерное т-во, либо в ОФ, либо к оборотным фондам, но четкое определение поставило т-во к оборотным фондам.

При расчете расхода ядерного т-ва следует учитывать следующее:

При делении 1 кг урана выделяется Q=79000000000 кДж тепла, но в рез-те работы реактора и захвата микронов ≈15% ядерного т-ва, превращается в неделящиеся изотопы. В рез-те этого полезное тепло составляет всего лишь Q= 67000000000 кДж (при Qн(р). = 29630кДж).

Удельный расход ядерного т-ва можно определить так:

вяд.т. = В/N = 3600/ Qн(р). η = 0.123/ηст.(ээ). = 3600/67000000000*ηаэс. = 0.054/ηаэс. =0.054/0.3 = 0.18 (г.яд.т./МВт*ч).

При переработке облученного т-ва с целью обогащения эксплуатационные расходы определяются следующим образом:

Ит. = (Цм. – Цт.о.)*Gа/Та, где

Цм. и Цт.о. – соответственно цена загружающего т-ва и облученного т-ва.

Gа – загрузка т-ва в активную зону.

Та – время т-ва в активной зоне. При работе АЭС без повторного использования остаточного т-ва издержки определяют как:

Ит. = (Цм. + Цт.о.)*Gа/Та.

2.10. Стоимость на передачу и распределение электроэнергии.

Издержки э/э не ограничены произв-вом. Они включают так же затраты на передачу и распределение э/э. В энергетике, в отличие от других отраслей произв-ва и пром-ти, пр-сс передачи и распределения э/э совпадает с пр-сом произв-ва. Поэтому затраты на транспортировку э/э явл-ся органической частью ее себестоимости. Основные составляющие передачи и распределения такие же как и на произ-ве, кроме затрат на т-во. Поэтому основная доля приходится на амортизационные отчисления.

Ипер. = Иам. + Из/п. + Ирем. + Ипр. Иам. = 90%.

Особенностью эксплуатационных затрат, явл-ся то, что они почти не зависят от передаваемой мощ-ти. Рассчитываются они по нормативам с учетом мощ-ти подстанции и протяженности ЛЭП. К себестоимости передач (трансформации) не относят затраты на содержание повышающих подстанций. Эти затраты входят в произв-во э/э.

Не входят в себестоимость передачи затраты на содержание и обслуживание подстанций, потреблений, т.к. последние не входят в баланс энергосистемы.

В силу малой доли, всех оставшихся затрат, полные затраты на передачу и распределение э/э.

Ипер. = Иам.(1+α), где α=0.12 – коэф., учитывающий прочие расходы.

Для того чтобы уменьшить себестоимость э/э в энергосетях , нужно уменьшать ст-ть основных фондов, поэтому Иам(∑). = ∑Раi*камi.

Для снижения себестоимости при передаче и распределении э/э проектируют наиболее экономичные схемы снабжения.

В состав электросетей входят воздушные и кабельные линии электропередач, трансформаторные подстанции (ТП), распределительные пункты установки продольной и поперечной комплектации. С учетом всего вышеназванного, затраты в энергосетях можно записать, как составляющие каждой из этих долей.

Иэл.с. = Ин.пер. + Ипов.тр.. + Иком.. + Ир.п.

Основные линии электропередачи сущ-ют следующие напряжения: 220, 330, 750 – на передающих сетях: 550, 1150 кВт. На распределительных: 6, 10, 35, 110 кВт.

Передача и распределение э/э связана с потерями при транспортировки и при трансформации. Потери в проводах состоит из потерь на нагрев и корону.

Потери на нагрев можно определить на:

Ип. = (Р² + Q²)/И²*r*τ*Тээ.

Где Р и Q соответственно активная и реактивная мощ-ти.

r – активное сопротивление, И – напряжение, τ – время или число часов мах. потерь.

Тээ. – стоимость 1 кВт*ч, потерянной э/э.

Потери на корону:

Ик.=l*Т* Тээ.*π

π – удельные потери на корону, l – длина линии эл. передачи,

Т – число часов работы линий под напряжением.

Потери трансформатора складываются из потерь на нагрев и на ХХ (холостой ход).

Потери на нагрев (в меди) можно определить:

Им(тр).=Рк.з.*(S²/Sном.²)* τ* Тээ.

Где Рк.з. – мощ-ть короткого замыкания, S – фактическая (полная), передаваемая мощ-ть, Sном.² - номинальная передаваемая мощ-ть.

Потери хх:

Ихх(тр).= Рк.з.*Т* Тээ.

Полная себестоимость э/э в электро энергосистеме:

Сээ. = (Ист. + Иа.с. + Иобщ. + Ипок.)/Эотп.