В табл. 15-6 приводится схема анализа себестоимости электроэнергии в энергосистеме. [c.429]
При анализе себестоимости электроэнергии по объединенным энергосистемам рекомендуется использовать электронно-вычислительные машины и экономическое моделирование. Это должно дать возможность выяснить отклонение фактического режима работы электростанций и энергосистем от оптимальных и, в частности, установить, не имеют ли место в анализируемом периоде неоправданные перевозки топлива в обратном направлении по отношению к передачам электроэнергии. Сказанное относится в полной мере к анализу себестоимости энергии по главным энергетическим управлениям и по крупным энергосистемам. [c.439]
Большое значение для снижения себестоимости электрической энергии в энергосистемах имеет правильное распределение нагрузок между энергопредприятиями системы, которое должно производиться с учетом обеспечения надежной работы энергосистемы и достижения минимальных дополнительных затрат на включение резервного оборудования (котлов и турбин) или на его содержание в горячем резерве. Поэтому при анализе себестоимости электроэнергии в энергосистемах следует обращать особое внимание на рассмотрение фактического режима работы отдельных электростанций и выявление фактов неправильного и неэкономичного распределения нагрузок между отдельными электростанциями энергосистемы и их оборудованием. [c.441]
Так, например, Шатурская ГРЭС имени В.И.Ленина является одной из менее экономичных электростанций Мосэнерго и имеет плановый удельный расход топлива 558 против 358 г/квт ч в среднем по Мосэнерго. При перевыполнении плана отпуска электроэнергии с шин Шатурской ГРЭС на 100 млн. кет-ч и снижении удельного расхода топлива на ней до 555 г/квт ч получим разные результаты по электростанции и по энергосистеме по Шатурской ГРЭС—экономию 300 т условного топлива и снижение себестоимости электроэнергии, а по энергосистеме — перерасход 20000 т условного топлива и повышение себестоимости электроэнергии. Таким образом, одно и то же явление приведет по Шатурской ГРЭС к экономии топлива, а по энергосистеме — к его перерасходу, что должно быть отражено в анализе себестоимости электроэнергии на Шатурской ГРЭС и в Мосэнерго. [c.443]
Процент изменения себестоимости энергии характеризует лишь степень снижения (увеличения) себестоимости энергии, например, в текущем году по сравнению с прошлым годом и не может быть использован для сравнения экономичности производства энергии в энергосистемах и на электростанциях. Наоборот, этот показатель без должного анализа может дать зачастую неправильное представление о себестоимости электроэнергии в разных энергосистемах и энергопредприятиях. [c.48]
Оценка экономии (перерасхода) электроэнергии на собственные нужды электростанций может производиться либо по топливной слагаемой себестоимости электроэнергии на данной электростанции (на замыкающей электростанции) или в среднем по тепловым электростанциям энергосистемы, либо по полной производственной себестоимости на данной (замыкающей) электростанции или в среднем по энергосистеме. При анализе [c.417]
Анализ себестоимости энергии в энергосистеме производится аналогично анализу себестоимости на электростанциях с учетом дополнительных факторов изменения потерь в сетях, количества покупной электроэнергии, доли выработки гидроэлектростанций и др. [c.432]
Анализ себестоимости электроэнергии по энергосистемам должен выявить результаты работы энергоси-438 [c.438]
Учитывая, что себестоимость производства электроэнергии на гидроэлектростанциях, как правило, не превышает 10% тарифа на отпускаемую потребителям электроэнергию, естественно, что даже небольшие изменения объема производства на ГЭС значительно отражаются на сумме получаемой прибыли. Достаточно отметить, что замещение выработки в объеме 1 млрд. кВт-ч на ГЭС производством на тепловых электростанциях приводит к потере порядка 7 млн. руб. в среднем по министерству. Особенно эти колебания сказываются на финансовых результатах деятельности в энергосистемах с большим удельным весом ГЭС в составе генерирующих мощностей (Куйбышевэнерго, Красноярскэнерго и др.). Анализ результатов работы в XI и XII пятилетках подтверждает, что колебания имеют устойчивый характер и в сравнении с пятилетним планом находились в 1976—1980 гг. в пределах от минус 3,2 до минус 14,7 млрд.кВт-ч, в 1981-1985 гг. - от плюс 4,4 до минус 28,9 млрд.кВт-ч. Это приводит, конечно, к очень большим отклонениям фактической прибыли от плановой. [c.32]