- •Кафедра «Экономика предприятий и менеджмент» « экономика энергетических предприятий »
- •Тема 1. Производственные фонды и экономика их использования
- •1.1. Структура основных производственных фондов в энергетике и показатели их использования
- •1.2. Эксплуатационные свойства энергетических объектов и построение обобщенных технико-экономических оценок.
- •1.3. Износ и амортизация основных производственных фондов
- •1.4. Оборотные средства и показатели их использования
- •1.5. Определение нормативных запасов топлива
- •Тема 2. Экономика труда в энергетике
- •2.1.Измерение производительности труда в энергетике
- •2.2. Организация заработной платы на энергетических предприятиях
- •Тема 3. Себестоимость и ценообразование в энергетике
- •3.1. Структура себестоимости
- •3.2. Себестоимость электроэнергии конденсационных электростанций (кэс)
- •3.3. Себестоимость продукции тэц
- •3.4. Особенности планирования себестоимости продукции аэс
- •3.5. Себестоимость передачи и распределения энергии и полная себестоимость энергии в ээс
- •3.6. Принципы построения тарифов на электроэнергию
- •Тема 4 методы технико-экономических обоснований решений в энергетике
- •4.1. Сравнительный экономический анализ вариантов, различающихся производственным эффектом
- •4.2. Дисконтирование в технико-экономических расчетах
- •4.3. Технико-экономическое обоснование надежности в энергетике
- •4.4. Экономическое обоснование технических мероприятий в энергетике
- •4.5. Прогнозирование развития энергетики
- •Для линейных уравнений
- •Тема 5. Технико-экономический анализ энергоустановок новых типов
- •5.1. Методы технико-экономического анализа энергоустановок новых типов
- •5.2. Экономика аккумулирования энергии
- •Тема 6. Экономическое обоснование решений в условиях риска и неопределенности
- •6.1. Общая характеристика задач и методов решения при неопределенности
- •6.2. Экономическое обоснование коэффициента риска и нагрузочного резерва в энергосистемах
- •Тема 7. Системный анализ и оптимальные решения в энергетике
- •7.1. Основные понятия системного анализа и моделирования сложных систем
- •7.2. Оптимизация надежности энергоснабжения
- •7.3. Оптимизация структуры генерирующих мощностей злектроэнерге-тических систем
- •7.4. Исследование стабильности оптимального варианта развития систем
- •7.5. Проблема точности в задачах технико-экономических обоснований
5.2. Экономика аккумулирования энергии
Неравномерность суточных графиков нагрузок ЭЭС приводит к трудностям эксплуатации крупных блоков тепловых и атомных электростанций.
Увеличение переменной части графиков нагрузки и одновременный рост удельного веса оборудования с ограниченными маневренными возможностями приводит к необходимости их глубокой разгрузки в ночные часы суток или останову.
Проблема повышения эффективности использования энергетического оборудования и улучшения режимов их работы привела к поискам способов выравнивания графиков электрических нагрузок путем крупномасштабного аккумулирования энергии, позволяющего запасать избыточную энергию в ночные часы суток и выдавать ее в часы максимума нагрузки.
Можно выделить четыре типа принципиально возможных аккумуляторов (накопителей) энергии:
механические;
тепловые (аккумуляторы горячей воды и пара, аккумуляторы фазового перехода — АФП) ;
химические, позволяющие запасать энергию в результате химических реакций (производство водорода, электрохимические аккумуляторы, термохимические аккумуляторы) ;
электромагнитные — сверхпроводящие индуктивные накопители энергии (СПИН).
Из перечисленных технологий аккумулирования энергии к числу освоенных в практике работы ЭЭС нащей страны можно отнести лишь ГАЭС, остальные рассматриваются как перспективно возможные направления, изучение которых ведется во многих странах мира.
Энергетические особенности использования аккумулятора энергии в регулировании суточного графика нагрузки ЭЭС на примере ГАЭС иллюстрирует рис. 5.1.
Для характеристики работы ГАЭС в суточных графиках нагрузки используются следующие основные показатели:
число часов работы и мощность в насосном режиме (τн , Nн );
число часов работы и мощность в турбинном режиме (τт, Nт);
потребление и выдача энергии в режиме "заряда" и "разряда" (Wз,Wp).
Последний показатель зависит от полезной емкости верхнего водохранилища (V):
(5.9)
(5.10)
В выражениях (5.9, 5.10) и ηт =0,86 ... 0,87; ηн =0,83 ... 0,84.
Работа обратимых агрегатов ГАЭС в насосном режиме составляет обычно 6 - 8 ч в сутки, в турбинном — 3 - 5 ч.
Рис. 5.1. Использование ГАЭС в регулировании суточного графика нагрузки ЭЭС
Рис. 5.2. Принципиальная схема воздухоаккумулирующей электростанции (ВАЭС): ВК - воздушный компрессор, 0В -охладитель воздуха,ПВ - подогреватель воздуха; ГТ - газовая турбина; ХВ - хранилище воздуха
Аккумулируя энергию в ночные часы суток, ГАЭС поднимают нагрузку энергосистемы, что улучшает режим использования оборудования базисных электростанций (см. рис. 5,1), способствует увеличению их сроков службы, сокращает затраты и время простоя в текущих и капитальных ремонтах.
Топливный эффект ГАЭС на 1 кВт • ч энергии, выданный в ЭЭС в пиковой зоне графика нагрузки. оценивается величиной 0,1 - 0,12 кг у.т./ (кВт • ч).
Принцип действия и режимы использования воздухоаккумулирующих электростанций (ВАЭС) аналогичны ГАЭС. В часы "заряда" ВАЭС закачивают компрессорами воздух в специально созданные или естественные хранилища. Аккумулированная в сжатом воздухе механическая энергия срабатывается в часы "пик" в газотурбинной установке. Перед подачей воздуха в газовые турбины он может быть Подогрет за счет небольшого расхода газомазутного топлива. Принципиальная схема ВАЭС приведена на рис. 5.2.
Технико-экономические характеристики ВАЭС существенно зависят от типа воздушного аккумулятора. В качестве последнего могут использоваться естественные объемы в выработанных соляных пластах и др. Первая в мире опытная ВАЭС мощностью 290 МВт сооружена в 1978 г. в ФРГ, в качестве хранилища использована емкость 300*103 м3 в соляных пластах, капиталовложения составили 170 долл / кВт.
В СНГ разработан проект ВАЭС мощностью 1000 МВт на основе использования ГТ-100-750 и ГТЭ-150-1100 с подземным резервуаром, рассчитанным на давление 6 МПа. Удельные капиталовложения в аккумулирующую емкость воздухохранилища оцениваются в 10 - 20 $/ (кВт • ч), в собственно энергетическую установку 50 — 60 $/кВт.
Примером химического накопителя энергии может служить производство водорода (методом электролиза) в часы снижения электрической нагрузки АЭС и использования его как топлива в часы "пик".
Возможно использование и термохимического разложения воды с получением водорода. Этот метод основан на последовательных химических реакциях с использованием теплоты. К.п.д. химических накопителей энергии оценивается величинами 55 - 80 %.
Задача определения экономической эффективности использования аккумуляторов энергии в ЭЭС может рассматриваться в двух постановках:
как динамическая задача развития ЭЭС;
как статическая задача сравнения различных типов аккумуляторов энергии, выполняющих одни и те же режимные функции в системе.
В первом случае экономический эффект от аккумулирования энергии определяется как экономия приведенных затрат на развитие и функционирование ЭЭС (3ЭЭС) по сравнению с вариантом без накопителей энергии за период t лет:
(5.11)
где ∆Знэ — снижение интегральных приведенных затрат на развитие и функционирование ЭЭС за рассматриваемый период; ЗЭЭС ЗЭЭС — приведенные затраты на развитие ЭЭС электростанциями в t году без аккумуляторов энергии и при их наличии.
Использование накопителей энергии может существенно изменить структуру генерирующей мощности ЭЭС в сторону увеличения удельного веса энергоустановок базисного типа.
В статической постановке задача технико-экономического сравнения различных способов аккумулирования энергии может быть выполнена по критерию приведенных затрат на 1 кВт • ч энергии в режиме "разряда" (при этом предполагается, что состав и режим работы других энергоустановок в ЭЭС остаются неизменными) :
(5.12)
где Ка, Кпр — капиталовложения в аккумулирующую и преобразующую часть энергоустановок, Грн.; Ип — постоянная составляющая ежегодных эксплуатационных расходов; Ит — топливные издержки "заряжающей" электростанции (и преобразующей части в случае ВАЭС);
(5.13)
где αа, αпр — величина постоянных эксплуатационных расходов в долях от капиталовложении в аккумулирующую и преобразующую части накопителей энергии.
Издержки на топливо могут быть оценены по выражению
(5.14)
где uэ — себестоимость электроэнергии на "заряжающей" электростанции (например, АЭС); τгод — длительность режима заряда, ч; ηнэ — К.п.д. накопителя энергии; зг — замыкающие затраты на газ, используемый на ВАЭС; bг — удельный расход газа на ВАЭС.
Как следует из формулы (5.13), удельные приведенные затраты в накопители энергии зависят от годового режима их использования и технико-экономических показателей "заряжающих" электростанций.