Интересные и нужные сведения о строительных материалах и технологиях


Определение экономической эффективности ГЭС

Для определения экономической эффективности ГЭС обычно рассматривают два варианта развития энергосистемы: с ГЭС и с заменяемой, чаще всего тепловой конденсационной электростанцией (КЭС). Допускается непосредственное сопоставление ГЭС и КЭС, но с обязательным учетом изменения режима работы других электростанций системы, которое ведет в основном к измене-нию структуры последних и расхода топлива на этих электростанциях.

В зависимости от степени изменения режима работы системы определяется так называемый топливный эффект ГЭС, т. е. выясняется, какую экономию топлива в системе дает гидроэлектростанция. Соответственно определяется удельная экономия топлива на 1 кВт-ч выработки энергии ГЭС.

При сравнении вариантов систем с ГЭС и КЭС для обеспечения одинакового уровня электропотребления мощность заменяемой КЭС может получиться дробной относительно числа ее агрегатов. Например, при установленной мощности ГЭС — 1000 МВт для покрытия одинакового максимума нагрузки системы с учетом разницы в аварийности агрегатов, расхода энергии на собственные нужды и т. п. мощность заменяемой КЭС должна составить 1100 МВт. При установке на КЭС блоков по 300 МВт мощность ее составит 1200 МВт. При введении этой цифры в расчет будет явно завышена эффективность ГЭС. В таких случаях подсчитывают удельные капитальные вложения &уД на 1 кВт установленной мощности КЭС и в расчет вводят полные капиталовложения по заменяемой мощности ЛХш —1100 МВт=1100Х


Затраты по ЛЭП для ГЭС и КЭС примерно одинаковы, поэтому их не включаем в расчет. Определяем:


По всем показателям ГЭС получается экономически выгоднее КЭС.

Аналогичный расчет проведем с учетом фактора времени. Срок строительства ГЭС — 6 лет, пуск первого агрегата — на 5-м году. Полная выработка электроэнергии — 4,5 млрд. кВт-ч — будет выдаваться начиная с 7-го года от начала строительства. Для получения выработки электроэнергии в одни и те же годы КЭС начинают строить на три года позже, чем ГЭС. Срок строительства КЭС — 3 года, пуск первого агрегата — на 2-й год, полная выработка энергии — начиная с 4-го года. При этом выработка электроэнергии по КЭС и ГЭС обеспечивается в одни и те же календарные годы.

Затраты приводились к году пуска первого агрегата ГЭС, т. е. к 5-му году с начала строительства. В результате расчетов при коэффициенте приведения затрат 0,08 получены приведенные к году т = 5.


Аналогично предыдущему определяем:


В этом случае ГЭС также оказалась экономически эффективнее КЭС, но ее показатели ухудшились по сравнению с расчетом без учета фактора времени. Таким образом, далее длительные сроки строительства ГЭС по сравнению с КЭС ухудшают ее экономические показатели, что вполне закономерно. Для подтверждения этого необходимо проводить сравнительные экономические расчеты с учетом фактора времени.

При расходе электроэнергии в размере 2 % на собственные нужды с учетом потерь в трансформаторах себестоимость энергии ГЭС составит:


Принимая по КЭС расход электроэнергии на собственные нужды и на потери в трансформаторах в размере 5 %, определим себестоимость энергии КЭС:

Величина С кэс является расчетной стоимостью, так как при ее определении расходы по топливу учитывались по замыкающим затратам в размере 40 руб/т уел. топ. при удельном расходе 0,36 кг/кВт-ч.

Отметим, что производственная себестоимость электроэнергии всех тепловых электростанций Минэнерго СССР, включая атомные и теплоэлектроцентрали, составляет 0,8—1 коп/кВт-ч при существующих ценах на конкретное топливо, потребляемое теми или иными электростанциями. Для ГЭС средняя себестоимость составляет 0,14 коп/кВт-ч.

Для определения общей эффективности капиталовложений в ГЭС подсчитаем коэффициент рентабельности Эр. Для этого воспользуемся формулой


В электроэнергетике стоимость продукции Ц, т. е. валовый доход от отпуска электроэнергии потребителям, определяется в основном по двухставочному тарифу:

Коэффициент 0,85 учитывает расход энергии на собственные нужды электростанции, потери в трансформаторах и линиях электропередачи. Тарифы установлены на электроэнергию на шинах понижающих подстанций.

Приближенное значение коэффициента рентабельности Эр определяем, используя для суммарного отпуска электрической энергии двухставочный тариф, установленный для данной энергосистемы.


Для энергетики норматив общей эффективности капитальных вложений не установлен. В 1979 г. по отдельным объединенным энергосистемам страны фактическая рентабельность (включая налог с оборота) составляла 6—9,1%. Следовательно, рассматриваемая ГЭС рентабельна:


Срок компенсации капитальных вложений за счет прибыли составляет:

С учетом фактора времени приведенный коэффициент рентабельности Эр будет меньше, а условный срок компенсации капитальных вложений больше, чем без учета фактора времени. Как было сказано (гл. 4), это объясняется тем, что при учете потерь «омертвления» капитальных вложений в период строительства приведенные- капиталовложения К х получаются больше фактических К. С другой стороны, полная выработка электроэнергии ГЭС может быть получена лишь после установки всех ее агрегатов. Поэтому при приведении капитальных вложений и стоимости энергии к году пуска первого агрегата приведенная стоимость Ц % меньше стоимости Ц, определенной по полной выработке энергии. Однако в рассматриваемом примере ЭР>0,1, что подтверждает экономическую эффективность. ГЭС.

Таким образом, при снижении тарифа за мощность с 42 до 36 руб/кВт и за энергию с 1,5 до 1 коп/кВт-ч, коэффициент рентабельности уменьшился почти в 2 раза (с 0,16 до 0,094) и соответственно почти в 2 раза увеличился условный срок компенсации капитальных вложений (с 6 до 10,7 лет). Это свидетельствует о большом влиянии тарифа на рентабельность электростанции.


Представляет интерес рост суммы капитальных вложений и ежегодных издержек по ГЭС и заменяемой КЭС. Для рассматриваемого примера при неизменных ценах и равенстве роста производительности труда и заработной платы составляем табл. 13.1 и график 13.1. За период временной эксплуатации (годы 5-й, 6-й) и за 30 лет нормальной эксплуатации (годы с 7-го по 36-й) сумма ежегодных издержек по ГЭС составила 322,8 млн. руб. Добавив к ней капитальные вложения в размере 560 млн. руб., получим приблизительно 900 млн. руб.

По заменяемой КЭС сумма ежегодных издержек (включая расходы по топливу, подсчитанные по замыкающим затратам — 40 руб/т.) определена в размере 2652,9 млн. руб. Добавив к ним капитальные вложения в размере 176 млн. руб., получим приблизительно 2800 млн. руб. Разница суммарных расходов по КЭС и ГЭС составляет: 2800—900=1900 млн. руб., т. е. в три раза превосходит капитальные вложения в ГЭС 560 млн. руб.

Этот расчет имеет иллюстративное значение, так как он проведен без приведения разновременных затрат к одному году, без учета возможного изменения цен и тарифов и вместо цен на топливо приняты замыкающие затраты — 40 руб/т уел. топ.).

При всех расчетах экономия получилась положительной: 1900 440 и 800 млн. руб., но существенно различной.


Потребность в топливе определялась в предположении, что для полупиковой КЭС (К—500-е 130) удельный расход условного топлива на 1 кВт-ч в первые годы эксплуатации будет снижен за счет рационализации и улучшения режима работы КЭС от 0,36 до 0,3 кг. В расчетах принят средний за рассматриваемый период удельный расход условного топлива — 0,33 кг/кВт-ч. При нормальной эксплуатации за рассматриваемый период в 30 лет суммарная потребность в топливе составит более 45 млн. т уел. топ. Оно может быть сэкономлено в случае постройки гидроэлектростанции мощностью I млн. кВт.

«При планировании капитальных вложений необходимо учитывать, что для замещения каждой тонны условного топлива необходимо вложить их в гидроэнергетику в 4 раза меньше, чем для такого же прироста добычи нефти и в 2 раза меньше, чем в угольную промышленность. Это объясняется возобновляемостью гидроэнергоресурсов, возможностью поддерживать достигнутый уровень знергодобычи без всяких затрат в противоположность добыче органических видов топлива».

Экономика гидротехнического и водохозяйственного строительства: Учеб. для вузов. Д. С. Щавелев, М. Ф. Губин, В. Л. Куперман, М. П. Федоров; Под общ. ред. Д. С. Щавелева. — М.: Стройиздат, 1986. — 423 с.

??????????

??????? ?.?., ??$B!`(B?????? ?.?., ??????? ?.?., ?????????????? ???????????

?????? ?.?., ???????????? ??????????? ?????????? ????????????

?.?. ???????, ????????????? ???????????

?.?. ???????, ???????? ?????? ?? ??????? ???????????

?. ???????, ????????$B!`(B????? ???????????? ???????????

???????? ?.?., ??????????? ?.?., ???????? ?.?., ???????????????? ?????????? ???????????

?.?. ???????, ?????????? ???????????

?.?. ?????????, ?. ????, X. ???????, ????? ???????????? ?????

?.?. ???????, ?????? ???????

?????? ?.?., ??????????: ??? ??? ???????? ? ??? ??? ??$B!`(B?????

?. ????????, ???????????? ????????????? ???????????? ??????

?.?. ???????, ?????????????$B!`(B????? ?????????

?.?. ???????, ????????? ??????????$B!`(B?????? ? ?????????????????? ?????????????

??????????$B!`(B????? ??????????. $B!_(B. I. ?????? ???????

??????????$B!`(B????? ??????????. $B!_(B. II. ??????????? ???????

???????????? ??????????$B!`(B????? ?????

?.?. ???????, ??????????$B!`(B????? ??????????

?. ?. ????, ????????????????

????????????$B!`(B????? ??????????????? ???????

????????????? ?????????????? ???????

????? ? ???????????, ????????? ??????

??????????? ????????? ? ??????????? ???????? ??????????