5.2 Расчет себестоимости производства электроэнергии на различных электростанциях, по типам станций

Полная себестоимость электроэнергии  - это годовые издержки энергосистемы 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 электростанций 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_о.с.^т ∙ В_уд ∙ (7000/Q_п.^н) ∙ Ц_Т  тыс. тенге/год,                      (14)

где Э_о.с.^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/т;

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 приложении.

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_в.л.), 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_с.т. + 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 (формула №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 киловатт-часа 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_э.с. + 0,1·S_эс).                                       (23)

Необходимо рассчитать себестоимость и отпускную цену 1 кВтч электроэнергии для всех ЭС. Результаты расчётов свести в таблицу 4.

 

Таблица 4-Прогнозные отпускные цены с шин ЭС.

Отпускная цена		Цо.т. тенге/кВт·ч
ГЭС 1	10,71
ГЭС 2	9,7
ТЭЦ1	4,3
ТЭЦ2	5,2
КЭС1	5,6
КЭС2	6