СЕБЕСТОИМОСТЬ ПРОДУКЦИИ ТЭЦ

Особенностью технологического процесса на ТЭЦ является производство в едином цикле электрической и тепловой энергии. Основные издержки производства — общие для обоих видов энергии, их необходимо распределить по фазам производства и между двумя видами продукции.

В укрупненных расчетах различают 3 группы цехов:

1) топливно-транспортный, котельный, химический, теплового контроля, объединенные в один — топливно-транспортный и котельный;

2) турбинный и электрический;

3) общестанционные.

Для распределения затрат на ТЭЦ в настоящее время используется физический или балансовый метод.

Калькуляция себестоимости электрической и тепловой энергии на ТЭЦ производится по основным элементам затрат и по стадиям производства.

Затраты по элементам на ТЭЦ группируются так же, как и на КЭС. Годовой расход топлива на ТЭЦ может быть определен по энергетическим характеристикам турбоагрегатов или по укрупненным показателям удельного расхода условного топлива на отпускаемую электрическую и тепловую энергию:

или

где — теплотворная способность условного топлива; , — к.п.д. котлоагрегатов и теплового потока; — расход теплоты на холостой ход; — время работы турбоагрегата; и — частичные удельные расходы теплоты на выработку 1 кВт • ч по конденсационному и теплофи-кационному циклам; W_к , W_т W_по — соответственно количество электроэнергии, выработанной по конденсационному и теплофикационному циклам, количество отпущенной энергии; — годовой от-пуск теплоты; , b_кот — средний удельный расход условного топлива на отпущенные электро-энергию и теплоту.

Для турбоагрегата типа "Т" энергетическая характеристика может быть представлена следующим образом:

где , , — коэффициенты топливной характеристики, постоянные для данного агрегата; , , — годовое число часов соответственно работы агрегата, использования максимума отбора пара отопительных параметров , использования максимума электрической нагрузки (N_y ) ТЭЦ.

Годовой расход условного топлива на отпущенную теплоту определится как

где — к.п.д. нетто котельной.

Годовой расход условного топлива на электрическую энергию составит

В_э=В_ТЭЦ-В_т

При использовании балансового метода распределения затрат на ТЭЦ весь расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ относится на электроэнергию. Однако на ТЭЦ расход на собственные нужды нормируется, учитывается, фактически определяется отдельно по отпуску электроэнергии (процент от выработки) и по отпуску теплоты (кВт•ч/ГДж). Для внесения поправки весь расход электроэнергии на собственные нужды разделяют между двумя видами продукции практически пропорционально расходам условного топлива на производство каждого вида продукции:

где W_цн, W_т, W_пн, W_гд, W_г, W_пр, W_с - соответственно расходы электроэнергии на привод циркуляционных насосов, на топливо и пылеприготовление, привод питательных насосов, тягу и дутье, гидрозолоудаление, прочее, привод сетевых насосов.

Величина суммарных расходов на собственные нужды ТЭЦ составляет 6—13%, расходы электроэнергии на отпуск теплоты от ТЭЦ обычно составляют 4,5 — 8,3 кВт•ч/ГДж. Расход электроэнергии на циркуляционные насосы составляет 1,5 — 2,0 % от суммарного расхода электроэнергии на собственные нужды.

С учетом собственных нужд распределение топлива между двумя видами продукции составит:

Элементы затрат распределяются по фазам производства в соответствии с принятыми соотношениями, приведенны в табл. 3.1.

Таблица 3.1.

Распределение элементов затрат по фазам производства

Цеховые затраты распределяются между электроэнергией и теплотой следующим образом:

затраты котельного, топливно-транспортного цехов пропорционально расходам условного топлива на производство электроэнергии и теплоты с учетом расхода на собственные нужды;

затраты машинного и электрического цехов полностью относят на электроэнергию;

затраты теплофикационного отделения (если оно выделено) полностью относят на теплоту;

общестанционные затраты — пропорционально тому, как распределились цеховые затраты на каждый вид энергии.

Элементы затрат также распределяют между двумя видами продукции:

затраты на топливо — пропорционально расходу условного топлива на отпуск каждого вида продукции (с учетом расхода на собственные нужды);

все остальные элементы затрат — пропорционально тому, как распределились общие затраты ТЭЦ за вычетом затрат на топливо, т. е. с помощью коэффициента распределения, который показывает, какую часть расходов по той или иной статье относить на каждый вид продукции ТЭЦ;

Затем все затраты суммируются, отдельно на электроэнергию и теплоту. И в итоге определяют себестоимость электроэнергии и теплоты и составляющие этой себестоимости.

Учитывая, что общестанционные затраты составляют 5 %, они могут быть распределены пропорционально расходу условного топлива на каждый вид энергии.

ОСОБЕННОСТИ ПЛАНИРОВАНИЯ СЕБЕСТОИМОСТИ ПРОДУКЦИИ АЭС

Ежегодные затраты на АЭС конденсационного типа (АКЭС) группируются по элементам затрат так же. как и на обычных КЭС, и могут быть разделены на две группы, условно-переменные и условно-постоянные. Расчет постоянной составляющей себестоимости электроэнергии АКЭС проводится по методике, используемой для обычных тепловых электростанций. Все особенности АЭС связаны с особенностями использования ядерного горючего и находят свое выражение в методике расчета условно переменных, или топливных, затрат.

В условиях одноцелевого производства (АКЭС) все ежегодные затраты полностью относят на выработанную или отпущенную энергию.

В двухцелевых производствах (АТЭЦ) калькуляция себестоимости единицы продукции может производиться с использованием существующих методов отнесения затрат на каждый вид продукции.

Для АЭС при расчете постоянной составляющей затрат учитываются особенности условий их эксплуатации, что находит свое выражение в более высокой норме амортизационных отчислений, прочих расходов, среднегодовой заработной платы производственного персонала В укрупненных расчетах постоянная составляющая себестоимости злектроэнергии может быть определена в долях от капитальных вложений.

где а_уп — коэффициент условно-постоянных затрат, принимаемый в размере 11,5 и 10 % для АЭС с блоками до 500 и 1000 МВт соответственно.

Особенности расчета топливной составляющей определяются спецификой ядерного горючего и первой топливной загрузки Специфика использования ядерного горючего определяется- необходимостью для начала эксплуатации первой топливной загрузки; длительностью пребывания ядерного горючего в реакторе; степенью его использования; последовательностью переноса его стоимости на себестоимость злектроэнергии; наличием остаточной стоимости при частичной перегрузке; многозонностью активной зоны; наличием переходного периода эксплуатации до достижения проектных показателей; наличием или отсутствием регенерации отработавшего ядерного горючего.

Затраты на топливо являются дискретными В основе расчета топливной составляющей себестоимости электроэнергии лежит принцип постепенного переноса стоимости ядерного горючего на электроэнергию, пропорционально достигнутому выгоранию топлива Для учета затрат на ядерное горючее за хозяйственный год исходят из линейного закона снижения его стоимости от начального значения до нуля (при отсутствии регенерации отработавшего топлива) или до цены отработавшего топлива.

Полнота сгорания ядерного горючего характеризуется глубиной выгорания, т. е количеством энергии, которое может быть получено с единицы загруженного в реактор топлива. Средняя глубина выгорания может быть определена как

где N_тр — тепловая мощность реактора; — длительность работы реактора с данной топливной загрузкой на полной мощности; G_р — загрузка ядерного горючего; — средняя удельная мощность или энергонапряженность ядерного горючего в данном реакторе.

При постоянстве средней удельной энергонапряженности для данного реактора (по условию его разработки) длительность кампании становится периодом производства электроэнергии при коэффициенте использования установленной мощности, равном 1.

В общем случае, для реакторов на тепловых нейтронах годовые затраты на топливо определяются как

И_т = G_нц_св -G_кц_к .

где G_н и G_к — начальная и конечная масса топливной загрузки реактора; ц_св и ц_к — цена свежего (франко-АЭС) и отработавшего ядерного горючего.

Для реакторов на тепловых нейтронах, работающих на слабообогащенном топливе, можно пре-небречь уменьшением количества урана в тепловыделяющих сборках за счет его выгорания и превращения в плутоний - 241. При отсутствии регенерации отработавшего топлива (при работе АЭС по разомкнутому циклу) расчетная топливная составляющая может быть определена как

где G_н/ - годовой расход ядерного горючего ( ); N_АЭС -установленная мощность АЭС; — к.п.д АЭС нетто.

Цена свежего ядерного горючего отражает все затраты топливного цикла, и для разомкнутого топливного цикла она может быть определена как

ц_св = ц_исх + ц_об + ц_изг + ц_тсв + ц_выд ,

где ц_исх — стоимость исходного ядерного сырья; ц_об - стоимость обогащения топлива по урану-235; ц_изг — стоимость изготовления тепловыделяющих элементов (ТВЭЛ) или сборок (ТВС); ц_тсв - стоимость транспорта свежего топлива; Ц_выд ^— стоимость выдержки (хранения) топлива на АЭС.

Стоимость обогащения определяется количеством единиц разделительной работы (ЕРР) для определенного уровня обогащения и стоимостью единицы разделительной работы для 1 кг урана - 235 (Ц _ЕРР) в зависимости от содержания урана-235 в отвале обогатительного производства:

Ц _об = n _ЕРР х Ц _ЕРР

В укрупненных расчетах может быть найдено и предельное значение топливной составляющей из условия равной экономической конкурентоспособности атомных и альтернативных типов электростанций:

где и — соответственно удельные приведенные затраты нетто в АЭС и альтернативную электростанцию.

откуда

где ц_т и а_уп — топливная и постоянная составляющие себестоимости энергии АЭС; є_н — нормативный коэффициент эффективности дополнительных капитальных вложений; k_АЭС — стоимость установленного на АЭС киловатта; — коэффициент, учитывающий расход на собственные нужды.