Характеристика энергетической отрасли России

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ХАРАКТЕРИСТИКА ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ОТРАСЛИ РОССИИ

1.1 Общие сведения

1.2 Классификация систем энергоснабжения

1.3 Централизация энергоснабжения

1.4 Экономический эффект централизации энергоснабжения

2. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ КАК ЭЛЕМЕНТОВ ЭНЕРГОСИСТЕМ

2.1 Влияние эксплуатационных характеристик оборудования на эффективность работы электростанций в составе энергосистемы

2.2 Технико-экономические характеристики КЭС как элементов энергосистем

2.3 Технико-экономические характеристики ТЭЦ как элементов энергосистем

2.4 Технико-экономические характеристики АЭС как элементов энергосистем

2.5 Технико-экономические характеристики ГЭС как элементов энергосистем

3. ПОКАЗАТЕЛИ КАЧЕСТВА И НАДЕЖНОСТИ СИСТЕМЫ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ

3.1      Показатели качества энергии и надежность энергоснабжения

3.2      Классификация резервных мощностей по маневренности

3.3    Классификация резервных мощностей по назначению

3.4      Обоснование резервной мощности в энергосистеме

3.5    Обоснование мощности ремонтного резерва

.6      Обоснование мощности аварийного резерва

. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ РАЗДЕЛЬНОГО И СОВМЕЩЕННОГО ЭНЕРГОСНИБЖЕНИЯ

4.1 Сравнительная эффективность схемы комбинированного и раздельного энергоснабжения

4.2 Определение капитальных вложений в энергетические объекты

4.2.1 Капитальные вложения в ТЭЦ

4.2.2 Капитальные вложения в отопительную и промышленную котельные

.2.3 Капитальные вложения в КЭС

4.3 Расчет годовых эксплуатационных издержек на выработку электрической и тепловой энергии

4.3.1 Годовые расходы на ТЭЦ

.3.2 Годовые расходы на КЭС

4.3.3 Годовые расходы на отопительную и промышленную котельные

4.4 Определение себестоимости электрической и тепловой энергии

4.4.1 Расчет себестоимости энергии на ТЭЦ

4.4.2 Расчет себестоимости энергии на КЭС

4.4.3 Расчет себестоимости тепловой энергии на отопительной и промышленной котельных

4.5 Определение показателей экономической эффективности рассматриваемых инвестиционных проектов

4.5.1 Расчет платы за электрическую и тепловую энергию потребителями

4.5.2 Расчет показателей эффективности капиталовложений

4.6 Выбор экономически выгодного варианта энергоснабжения потребителей

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Библиографический список

ПРИЛОЖЕНИЕ

электростанция резервный мощность энергоснабжение

ВВЕДЕНИЕ

Целью данной работы является рассмотрение экономических проблем развития электроэнергетических систем: эффективность централизации энергоснабжения, технико-экономические характеристики электростанций как элементов энергосистем, эффективность концентрации генерирующей мощности.

В первой главе "Характеристика энергетической отрасли России" рассматриваются методические основы оценки эффективности создания электроэнергетических систем. Определяются факторы, сокращающие ввод новой генерирующей мощности, уменьшение расхода топлива, а также изменение капитальных и текущих затрат при создании энергосистем.

Во второй главе даны особенности электростанций разных типов (КЭС, ТЭЦ, АЭС, ГЭС),влияющие на их технико - экономические показатели, учитываемые при параллельной работе электростанций и в процессе привлечения их к регулированию суточного графика энергосистемы.

В разделе "Показатели качества и надежности систем энергоснабжения" определены показатели качества электрической и тепловой энергии, понятие "надежности энергоснабжения", приведена классификация резервной мощности, представлены методические основы определения оптимальной мощности ремонтного и аварийного резерва в энергосистеме.

В разделе "Технико - экономическое сравнение вариантов раздельного и совмещенного энергоснабжения" - произведен расчет выбора одного из двух сравниваемых вариантов инвестиционных проектов энергоснабжения потребителей.

1.      ХАРАКТЕРИСТИКА ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ОТРАСЛИ РОССИИ

.1 Общие сведения

Электроэнергетика является одной из важнейших отраслей народного хозяйства, обеспечивающая надежное снабжение промышленных, коммерческих и коммунальных потребителей электроэнергией и теплом - энергоносителями, без которых немыслим современный уровень промышленного развития и повышения качества жизни населения.

В соответствии с принятой Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики по территории России рост ежегодного спроса на электроэнергию до 2020 года составит более пяти процентов в год, а выработка электроэнергии возрастет с 984 млрд. кВтч в 2006 г до1700 млрд. кВтч в 2020 году.Прогнозным документом более отдаленным во времени - "Стратегией развития электроэнергетики до 2030 года" определено, что установленная мощность электростанций Российской Федерации увеличится вдвое и составит 580 ГВт, а выработка электроэнергии в базовом варианте развития электроэнергетики 2000 ГВтч. Устойчивый рост экономики страны, сопровождающийся интенсивным ростом энергопотребления, задает масштабные ориентиры к развертыванию нового энергетического строительства и техническому перевооружению действующих мощностей.

Согласно утвержденной в марте 2008 года инвестиционной программе отрасли к 2012 году ввод в эксплуатацию объектов генерации (без учета ОЭС Дальнего Востока) составит 44,2 ГВт генерирующих мощностей.

При этом в структуре генерирующих мощностей увеличится доля высокотехнологичных парогазовых электростанций и маневренных мощностей (ГТУ, ПГУ и ГАЭС), что позволит более гибко и эффективно разрешить проблему регулирования суточных графиков нагрузки энергосистем. Ввод мощностей в таком объеме позволит полностью удовлетворить потребности растущей экономики и бытового сектора в электрической и тепловой энергии и предотвратить возможность возникновения дефицита мощности. Технологическое разнообразие источников производства электроэнергии, использующих различные виды энергоресурсов (вода, ядерное топливо, газ, уголь, мазут, нетрадиционные и возобновляемые энергоресурсы) и технологии их преобразования в электрическую и тепловую энергию (газотурбинный, парогазовый и паросиловой циклы, сжигание топлива в пылевидном виде, сжигание топлива в кипящем слое, предварительная газификация топлива и т.д.) приводят к существенному разбросу технико-экономических показателей разных технологий и разных типов электростанций, в том числе удельных капитальных вложений, сроков строительства объектов, КПД электростанций, удельных расходов топлива на произведенный киловатт-час и гигакалорию тепла, и как итог, себестоимости производимой энергии. Устойчивый рост экономики страны, сопровождающийся увеличением объемов электропотребления, задает масштабные требования к развертыванию инвестиционных процессов в электроэнергетике. Реализация масштабных инвестиционных программ энергетических компаний в условиях перехода к конкурентному рынку энергии и мощности, предъявляет особые требования к обеспечению эффективного и устойчивого развития электроэнергетики, поскольку в данной ситуации остро встает вопрос согласования интересов государства, бизнес-сообщества и населения.

Наряду с согласованием инвестиционных приоритетов участников энергетического рынка, при разработке программ развития отрасли должны учитываться: технологические, режимные и экономические особенности электростанций разного типа, работа электростанций в составе энергосистем и эффект от их параллельной работы, необходимость соблюдения оптимальных размеров электростанций, агрегатов и резервных мощностей в энергосистеме.

В данном учебном пособии рассмотрены экономические проблемы развития энергетики, касающиеся эффективности создания электроэнергетических систем, систем централизованного теплоснабжения, обоснования вида и мощности резервов в энергосистеме, концентрации мощности электростанций в условиях формирования конкурентного рынка электроэнергии и мощности.         

.2 Классификация систем энергоснабжения

Энергоснабжение потребителей может осуществляться от схемы децентрализованного или централизованного энергоснабжения.

Схема децентрализованного энергоснабжения предполагает снабжение потребителя электроэнергией от автономного источника при отсутствии протяженных электрических сетей.

В схеме централизованного энергоснабжения потребители снабжаются энергией от одного или нескольких генерирующих источников, объединенных на параллельную работу электрическими сетями.

Высшим уровнем централизации энергоснабжения является создание электроэнергетических систем, которые характеризуются следующими признаками:

-  Параллельная работа генерирующих установок на совмещенный суточный график нагрузки потребителей;

-       Единый диспетчерский резерв мощности;

-       Единое диспетчерское управление.

Уровень централизации энергоснабжения оценивается коэффициентом централизации энергоснабжения, который рассчитывается по энергии и по мощности:

K^э_цент=Э_{произв. станц.работ. в составе эн.систем}/Э_{выр. всеми станциями России};^N_цент=N^у_{ЕЭС России}/N^у_{России,}

где Э_{произв. станц.работ. в составе эн.систем}, Э_{выр. всеми станциями России} - соответственно выработка электроэнергии станциям и работающими в составе энергосистем и всеми станциями России, N^у_{ЕЭС России},N^у_России - установленная мощность станций работающих в составе ЕЭС России и мощность всех российских станций.

Коэффициент централизации энергоснабжения по электрической энергии для России составляет 97%, что объясняется децентрализацией энергоснабжения в северных районах страны, имеющих низкую плотность электрической нагрузки по территории, и неэффективным строительством капиталоемких ЛЭП.

Энергосистемы можно сгруппировать по общим для них признакам:

-  по структуре генерирующей мощности: системы с высокой долей в структуре установленной мощности ТЭС (например, Мосэнерго), с преимущественной долей гидроэлектростанций (Красноярскэнерго) и т.д.;

-       по мощности системы;

-       по конфигурации суточных графиков электрической нагрузки энергосистем;

-       по территориальному охвату;

-       по характеру территориального размещения электрических сетей.

Классификация систем по мощности: (энергосистемы большой, средней и малой мощности) позволяет определить рациональное соотношение между мощностью системы, мощностью отдельных станций и единичной мощностью агрегатов. Чем меньше мощность системы, тем ниже возможности укрупнения мощности станций и агрегатов. В практике проектирования определены соотношения между мощностью энергосистемы, станции и агрегата (Табл. 1.2.1).

Таблица 1.2.1. - Соотношение между мощностью системы, станции и агрегата.

Данное соотношение определено, исходя из величины резервной мощности - 15% от максимальной нагрузки энергосистемы, и в том числе, 2% аварийного резерва мощности.

Классификация систем по конфигурации суточных графиков нагрузки энергосистем. Изменение электрической нагрузки энергосистемы во времени характеризуется суточным графиком нагрузки. Графики нагрузки с относительно равномерным режимом энергопотребления в течение суток носят название плотного графика (Рис. 1.2.1).

Рис. 1.2.1. Плотный график электрической нагрузки энергосистемы.

Суточные графики с глубокой разгрузкой электростанций в ночной период, резкими пиками нагрузки в утренние и вечерние часы носят название разуплотненных графиков. (Рис. 1.2.2).

Рис.1.2.2. Разуплотненный график электрической нагрузки энергосистемы.

Конфигурацию суточных графиков характеризуют следующие показатели:

-  коэффициент заполнения графика нагрузки в расчетные зимние сутки

β = N^{эн.сист.}_ср./N^{эн.сист.}_max

N^{эн.сист.}_ср- среднесуточная нагрузка энергосистемы;

^{эн.сист.}_ср = Э^сут_потр./24

N^{эн.сист.}_max - максимальная нагрузка энергосистемы в расчетные зимние сутки.

-  коэффициент неравномерности суточного графика нагрузки

= N^{эн.сист.}_min/N^{эн.сист.}_max

^{эн.сист.} _min - минимальная нагрузка энергосистемы в расчетные зимние сутки.

-  годовое число часов использования максимальной нагрузки

где ∑Э_{год потр}.- годовое потребление электроэнергии потребителями энергосистемы.

Увеличение h_max за счет более равномерного режима энергопотребления уменьшает удельные расходы топлива на производство электроэнергии и снижает себестоимость энергии, так как отсутствие больших провалов в графике нагрузки не требует вывода агрегатов в режим холостого хода или вывода из эксплуатации с последующим включением в работу. В зависимости от конфигурации суточного графика выделяются:

-  энергосистемы с плотным графиком нагрузки, для которых β= 0,86 - 0,9, j= 0,74 - 0,82, h_max= 6000 - 7000 ч/год. Это системы с высоким удельным весом производственной нагрузки с равномерным режимом потребления в течение года (черная, цветная металлургия);

-       энергосистемы с разуплотненным графиком, для которых характерен высокий удельный вес коммунально-бытовой нагрузки. (Мосэнерго, Ленэнерго);

-       системы, занимающие промежуточное положение между первым и вторым типом энергосистем.

Классификация систем по территориальному охвату. По территориальному охвату выделяются районные, объединенные энергосистемы и единые энергосистемы.

По характеру сетевых связей выделяются системы, в которых сетевые связи построены либо по принципу цепочки, когда ЛЭП тянутся с севера на юг (ОЭС Урала), либо по принципу решетки (ОЭС Центра), либо имеют промежуточную конфигурацию.

1.3 Централизация энергоснабжения

Эффективность централизации энергоснабжения оценивается по сравнению со схемой децентрализованного энергоснабжения и предполагает расчет энергетического и экономического эффекта.

Энергетический эффект централизации включает:

-  сокращение потребности во вновь вводимой мощности генерации;

-       экономию топлива;

-       повышение надежности энергоснабжения.

Основными факторами сокращения потребности во вновь вводимой мощности являются:

-  Реализация нагрузочного эффекта. Нагрузочный эффект заключается в уменьшении установленной мощности энергосистемы за счет несовпадения во времени максимальных нагрузок потребителей (Табл. 1.3.1).

Таблица 1.3.1. - Расчет нагрузочного эффекта.

При децентрализованной схеме энергоснабжения установленная мощность двух электростанций равна 250 МВт. В схеме централизованного электроснабжения для покрытия совмещенного суточного графика нагрузки необходимая мощность составляет 235 МВТ при снижении мощности генерации 15 Мвт (ΔN _нагр).

-  Реализация долготного эффекта. Долготный эффект наблюдается в результате несовпадения максимальных нагрузок потребителей, расположенных в разных часовых поясах (ΔN_долгот.).

-       Экономия резервной мощности за счет создания единого диспетчерского резерва мощности (Рис. 1.3.1).

Рис. 1.3.1 Объединение электростанций на параллельную работу.

При децентрализованной схеме энергоснабжения установленная мощность электростанций равна N_у = 7 ∙50 МВт =350 МВт, в том числе резервная мощность составляет 100 МВт.

Объединение на параллельную работу электрических станций (Рис.1.3.1), путем строительства линии электропередачи (доп. ЛЭП) позволит содержать в резерве один агрегат 50 МВт, в результате экономия мощности составит 50 МВт.

-  возможность использования свободной не дублируемой мощности ГЭС и отказ от ввода такой же мощности на ТЭС(ΔN _гэс) при объединении на параллельную работу ТЭС и ГЭС

-       в тоже время в ЛЭП, объединяющей станции на параллельную работу, возникают дополнительные потери мощности ΔN_{пот.ЛЭП.}

В результате создания энергосистемы изменение установленной мощности по сравнению со схемой децентрализованного энергоснабжения составит:

ΔN_КЭС=ΔN_нагр.+ ΔN_{долгот.эф.}+ ΔN ^эф. _{за сч .испол. своб. мощ. ГЭС} - ΔN_пот. + ΔN_рез.

Исходя из соотношения экономии мощности и дополнительными потерями в ЛЭП (ΔN_{пот.ЛЭП}), возникает или экономия мощности или потребность в дополнительной мощности.

При положительном результате сокращение ввода мощности на величину ΔN_КЭС будет происходить на конденсационных станциях, так как их мощность не ограничивается ни тепловой нагрузкой, ни гидроресурсом и поэтому именно мощные, высокоэкономичные КЭС или АЭС замыкают перспективный баланс мощности энергосистемы, т.е. в последнюю очередь используются в балансе энергосистемы.

В процессе создания электроэнергетических систем в линиях электропередач, объединяющих на параллельную работу электростанции, возникают потери энергии (Э_пот) требующие увеличения выработки электроэнергии на электростанциях.

Изменение выработки энергии произойдет на КЭС, замыкающих баланс энергии в районе, которыми являются самые низко экономичные станции, вовлекаемые в последнюю очередь в баланс энергии района.

Энергетический эффект проявляется в экономии топлива на тепловых электростанциях энергосистемы, возникающей в результате:

-  экономии топлива за счет использования свободной мощности ГЭС и увеличения на них выработки электрической энергии вместо КЭС (ΔВ_{за счет ГЭС});

-       экономии топлива на ТЭС за счет улучшения их режима работы в суточном графике системы (выработка электроэнергии ГЭС размещается в переменной, выработка ТЭС - в базовой зоне графика, что снижает удельные расходы топлива на ТЭС) (ΔВ_ТЭС^режим);

-       экономии топлива в связи с улучшением условий концентрации мощности. (ΔВ_ТЭС^{концен.}) электростанций и блоков.

Наряду с экономией имеет место дополнительный расход топлива на компенсацию потерь энергии в ЛЭП (ΔВ _{пот лэп}).

В результате экономия топлива в энергосистеме составит:

ΔВ_эк.= ΔВ_{засч ГЭС} + ΔВ_{режим ТЭС} + ΔВ_{конц. ТЭС} - ΔВ_{ЛЭП пот.}

.4 Экономический эффект централизации энергоснабжения

Экономический эффект централизации энергоснабжения рассчитывается при условии достижения энергетического эффекта.

Экономический эффект централизации энергоснабжения проявляется в экономии затрат по сравнению с децентрализованной схемой энергоснабжения. При этом следует учитывать, что наряду с экономией затрат возникают дополнительные затраты, которые могут свести "на нет", получаемую экономию.

В частности в результате объединения электростанций на параллельную работу имеют место:

-  экономия капитальных вложений в результате:

ü снижения установленной мощности КЭС за счет использования свободной, не дублируемой мощности ГЭС (ΔК_кэс);

ü  снижения величины резервной мощности (ΔК_резер);

ü  улучшения условий концентрации мощности (ΔК_конц);

-  дополнительные капитальные вложения за счет:

ü строительства ЛЭП (К_ЛЭП);

ü  создания системы АСДУ, поскольку параллельная работа электростанций в составе энергосистемы требует централизации управления режимами их работы (ΔК_АСДУ).

В результате изменение капитальных затрат при создании энергосистемы составит:

ΔК =К_ЛЭП + ΔК_ГЭС - ΔК_КЭС - ΔК_резер. - ΔК_конц. + ΔК_АСДУ

В зависимости от соотношения экономии и дополнительных капитальных затрат возникает экономия или перерасход средств. Учитывая значительную капиталоемкость протяженных системообразующих ЛЭП высокого напряжения и системы диспетчерского управления, как правило, дополнительные капитальные вложения превышают экономию капитальных затрат. Экономия издержек на электростанциях:

ü экономия топливных затрат (ΔИ_топл);

ü экономия постоянных издержек на КЭС, возникающая в связи с уменьшением их установленной мощности (ΔИ_КЭС^пост.) и улучшением условий концентрации мощности в энергосистеме (ΔИ_конц.^пост.);

ü снижение издержек на содержание резервной мощности (ΔИ_резер).

-  Дополнительные издержки:

ü на ГЭС в основном в виде водного налога, вызванные увеличением выработки электроэнергии на ГЭС (ΔИ_ГЭС^доп.);

ü  на эксплуатацию и содержание ЛЭП (ΔИ_ЛЭП^доп.);

ü  на содержание АСДУ (ΔИ_АСДУ^доп.).

Экономия (перерасход) издержек определяется по формуле

ΔИ= ΔИ_топл + ΔИ_конц.^пост +ΔИ_резер - ΔИ_ГЭС^доп - ΔИ_ЛЭП^доп - ΔИ_АСДУ^доп

В случае, если имеют место экономия издержек и дополнительные капитальные затраты, следует определить общественную эффективность по критерию минимума дисконтированных затрат и коммерческую эффективность вложения инвестиций в создание электроэнергетической системы по критериям чистого дисконтированного дохода, срока окупаемости, внутренней ставке доходности и индексу доходности инвестиций.

2. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ КАК ЭЛЕМЕНТОВ ЭНЕРГОСИСТЕМ

.1 Влияние эксплуатационных характеристик оборудования на эффективность работы электростанций в составе энергосистемы

Надежное энергоснабжение потребителей предполагает удовлетворение изменяющегося во времени спроса на электрическую и тепловую энергию при условии её поставки с качественными параметрами, соответствующими нормативным. Адекватно спросу должна изменяться выработка электроэнергии и режим работы электростанций с учетом характерных для данного объекта эксплуатационных свойств (вида используемого ресурса, маневренности, экологичности) и технико-экономических характеристик (удельного расхода топлива, КПД, себестоимости энергии). К сожалению, ни один из видов генерирующих источников не является универсальным, способным экономично работать в любом режиме. Например, ГТЭС, будучи достаточно маневренными, имеют значительные удельные расходы топлива и высокую себестоимость электроэнергии и, наоборот, АЭС при сравнительно низкой себестоимости не обладают должной маневренностью, поэтому в составе энергосистем должны работать мощные КЭС и АЭС, ТЭЦ, отпускающие потребителям электроэнергию и тепло, а так же маневренные ГЭС, ГТЭС и ПГЭС. При параллельной работе электростанций в составе энергосистемы в целях повышения эффективности энергетического производства целесообразно максимально использовать положительные, и минимально - отрицательные свойства станций. Учет основных эксплуатационных свойств и технико-экономических характеристик электростанций необходим не только при решении текущих задач, но и при перспективном проектировании развития энергосистем, анализе режимов работы электростанций в перспективных графиках нагрузки, а так же при определении сравнительной эффективности вариантов развития энергосистем.

В процессе эксплуатации и перспективном проектировании энергосистем анализу подлежат следующие характеристики электростанций:

-