Расчетная обеспеченность работы гидроэлектростанции - Удельные экономические показатели электростанций

Для расчета по всем приведенным выше уравнениям необходимо иметь также данные в отношении энергоэкономики производства электроэнергии.
По данным ряда специальных исследований эти факторы имеют следующие закономерности и пределы изменения.

1. Годовые эксплуатационные издержки ГЭС, как известно, состоят из двух статей расходов, а именно: собственно-эксплуатационных издержек и амортизационных отчислений.

В отношении первой части этих двух издержек в работе Μ. П. Фельдмана и В. И. Воздвиженского [127] приводятся следующие среднестатистические данные (в долях капиталовложений):

По данным этих и других авторов, амортизационные отчисления для ГЭС в целом, в зависимости от ее типа, колеблются в пределах от 2,5 до 4,0%, т. е. в среднем составляют около 3% и почти не зависят от величины мощности ГЭС.
Таким образом, для предварительных расчетов при настоящем уровне техники строительства и эксплуатации ГЭС возможно принимать следующие размеры годовых эксплуатационных издержек (в долях первоначальных затрат):

2. Для оценки удельных капиталовложений в 1 кВт мощности электростанции, в результате детального анализа довольно большого количества проектных материалов электростанций мощностью от 25 до 500 тыс. кВт., Μ. П. Фельдман [122] дает следующие характерные данные:Эти соотношения автора отвечают значению kT для крупных ТЭС— 1275 руб., что, по заключению И. Н. Оранского [98], занижено примерно на 22 — 25%,
Если учесть это, тсОткуда получается
к= 4,8 ∆ кг, где Δ кг— капиталовложения в силовой узел сооружений гидростанции (здание ГЭС, подводящие и отводящие воду сооружения, оборудование и подстанции), отнесенные на 1 кВт мощности. Величина ∆kr, по данным Μ. П. Фельдмана, составляет для крупных и средних ГЭС СССР от 700 до 1400 руб. на 1 кВт. Причем, меньшие цифры соответствуют крупным, а большие — средним станциям. Если принимать, что изменение kr в зависимости от мощности происходит по гиперболе, представляемой уравнением кт=-а , то можно ориентироваться на следующие приблизительные значения  (в тыс. руб. на 1 кВт мощности):

1. Годовые издержки по производству электроэнергии на ТЭС (без стоимости топлива), по данным Μ. П. Фельдмана [122], И. Н. Оранского [98] и других авторов, при ее мощности от 12 до 100 тыс. кВт. колеблются в пределах от 10 до 13% от капитальных затрат. Причем этот процент с увеличением мощности ТЭС уменьшается и, наоборот, с уменьшением мощности — увеличивается. Эти издержки для ТЭС мощностью в 500 тыс. кВт, согласно приближенным формулам Гидроэнергопроекта, приведенным в работе Н. А. Григоровича [26], могут быть определены величиной порядка 7%. По этим данным нами построена кривая, характеризующая зависимость эксплуатационных издержек ТЭС от ее мощности, согласно которой для предварительных расчетов можно рекомендовать следующие величины, указанные в процентах:

1. В отношении капиталовложений в 1 кВт установленной мощности теплосиловой электростанции в работе И. Н. Оранского [98], являющейся наиболее поздней проработкой данного вопроса, приводятся следующие данные (в руб.):

Согласно инструктивным материалам Гидроэнергопроекта МЭС СССР [17, 18], общая сумма капиталовложений по отдельным элементам ТЭС распределяется в следующем виде (в % %):
строительные работы                                                             — 40
тепломеханическое оборудование —39—41 электротехническое оборудование —12—13 прочие затраты         — 7—8
Как видно, на долю оборудования падает около 55% всех капитальных затрат по сооружению ТЭС. Здесь значительная часть объема строительных работ зависит также от мощности станции. Следовательно, не будет большой ошибки, если принять долю постоянной составляющей удельных капиталовложений в ТЭС около 20 — 30% от общего их размера.
Если принять при предварительных расчетах долю удельных капитальных затрат, которые зависят от мощности, для ТЭС 70%, a для ГЭС 20%, то получим следующие значения отношений:

Относительно размера удельных капитальных затрат при мощности ТЭС больше 100 тыс. кВт нет достоверных статистических данных. В качестве одного из возможных косвенных способов определения Δ для Ντ >100 тыс. кВт может быть рекомендован метод распространения указанного среднего соотношения между Δkτ и Δ kr (до 100 тыс. кВт) на ТЭС мощностью более 100 тыс. кВт.
Примем для расчета это отношение равным 1,30, тогда будем иметь следующие значения kr и Δ kT (в тыс. руб.):

Разумеется, эти данные и построенные на основе их зависимости (рис. 39 и 40) являются ориентировочными и не могут претендовать на высокую достоверность.
Расход топлива на 1 кВтч электроэнергии на конденсационных электростанциях МЭС СССР, по данным Н. И. Романова [104] и других, для ТЭС большой мощности в среднем составляет 0,55 — 0,60 кг, уменьшаясь несколько также по мере роста мощности и увеличения числа часов ее использования. Топливная составляющая себестоимость 1 кВтч, в зависимости от транспортных условий и способов разработки топлива, в среднем колеблется от 3 до 9 коп.

Рис. 39. Зависимость rги kг от мощности ГЭС.

Рис. 40 Зависимость rт и ∆kт от мощности ТЭС.
Эта часть себестоимости, хотя и очень мало, но также зависит от мощности станции.
Как видно, экономические показатели самих электростанций преимущественно зависят от мощности последних. Следовательно, от соотношения мощности ГЭС и ТЭС и мощности энергосистемы в целом зависят оптимальные параметры ГЭС, в частности обеспеченность ее работы. Структура генерирующих мощностей энергосистемы зависит от удельного веса зарегулированной гидравлической мощности и степени преобразования ее в располагаемую мощность, участвующую в покрытии графика нагрузки.