Оценка коммерческой эффективности действующей ТЭЦ
Содержание
Введение
.
Цели расчетно-графической работы
.
Исходные данные
.
Энергетическое нормирование. Энергетические балансы
.
Оценка коммерческой эффективности действующей ТЭЦ
Список
используемой литературы
Введение
Знание сущности экономических
категорий, понимание основ экономики отрасли, особенностей функционирования и
развития энергетической отрасли и тепловых электрических станций как объектов
энергетики позволяет на этапе проектирования оценить экономическую составляющую
проекта. Это особенно важно в наше время т.к. в ближайшее время в стране будет
происходить увеличение генерирующих мощностей, что невозможно без оценки
экономической эффективности каждого объекта, который будет возведен. Также
данный расчет глубже разобраться с проблемами формирования эффективной системы
ценообразования на энергетическую продукцию, что особенно актуально при
комбинированном производстве электрической и тепловой энергии на ТЭЦ.
Проблема разнесения издержек по
видам продукции и формирования тарифов на электрическую и тепловую энергию
остается актуальной и сегодня. Вхождение ТЭЦ в энергетический рынок,
конкуренция, прежде всего, на рынке тепловой энергии, обуславливают
необходимость совершенствования методик расчетов. Уровень и соотношение тарифов
между собой (на электрическую и тепловую энергию) определяют
конкурентоспособность данных видов продукции на соответствующих рынках.
Развитие рыночных отношений в топливно-энергетическом комплексе отдельных
регионов предоставляют возможность постепенного отхода от тарифного
ценообразования, учитывающего специфику каждой группы потребителей энергии, и
перехода к рыночному ценообразованию, учитывающему эластичность спроса на тот
или иной энергетический ресурс. Распределение затрат становится особенно
актуальным вопросом в ситуации, когда рынок электроэнергии либерализован, а
рынок централизованного теплоснабжения все еще регулируется.
Наиболее общими проблемами
эффективного решения данной задачи являются:
не существует одного,
бесспорного и безупречного способа разделения расхода топлива на ТЭЦ между
электрической энергией и теплом;
оценка себестоимости энергии по
любому методу деления топлива искажает реальную картину доходности бизнеса;
жесткое распределение топлива
между продукцией ТЭЦ не дает генерирующей компании гибко реагировать на
изменение экономической ситуации в регионе; в частности не позволяет учитывать
изменение конъюнктуры на энергетическом рынке.
Таким образом, известные приемы
распределения издержек ТЭЦ по видам энергии (физический, упрощенный
эксергетический - метод ОРГРЭС и некоторые другие) позволяют формализовать
расчеты и использовать нормативные энергетические характеристики основного
оборудования станций. Однако, термодинамические ошибки, заложенные в методиках
расчетов и заранее заданная приоритетность вида энергии, на который относится
экономия (по физическому - на электроэнергию, по методу ОРГРЭС - на тепловую),
искажают конкурентоспособность производителей энергии. В результате
высокотехнологичные ТЭЦ не могут конкурировать с экономичными котельными на рынке
тепловой энергии или другими станциями на рынках электрической энергии. Острота
проблемы ценообразования сохраняется до настоящего времени, как и создания
системы коммерческого учета электрической и тепловой энергии. Расчет тарифов
при комбинированном производстве электрической и тепловой энергии стал одним из
барьеров на пути повышения эффективности ТЭЦ.
1. Цели
расчетно-графической работы
) Закрепить полученные в
процессе обучения знания об особенности ТЭЦ как объекта генерации в
энергосистеме и системе показателей, определяющих экономику энергетического
производства.
) Выполнить расчеты и обобщить
полученные результаты.
) Проявить творческий подход
при решении конкретных задач.
. Исходные данные
Таблица 2.1. Состав основного оборудования и
суточные графики нагрузки
Тип
турбины
|
Суточная
электрическая нагрузка, МВт
|
Суточная
тепловая нагрузка, Гкал/час
|
|
|
производство
|
отопление
|
|
0…6
|
6..20
|
20..24
|
0..6
|
6..20
|
20..24
|
0..6
|
6..20
|
20..24
|
ПТ-50-90
Т-170-130 Р-50-130
|
230
|
265
|
250
|
270
|
295
|
280
|
280
|
310
|
295
|
Таблица 2.2. Уравнения энергетических
характеристик турбоагрегатов ТЭЦ
№
п/п
|
Типоразмеры
турбин
|
Уравнения
энергетических характеристик
|
1
|
ПТ-50-90/13
QI=89 Гкал/ч
QII=57 Гкал/ч
|
Qт
= 12+0.88*Nтф+2.1*Nкн+QотбI+
QотбII,
Гкал/ч Nтф
=
0.205*QотбI+0.41*
QотбII
-
1.88, Мвт
|
2
|
Т-170-130
Qр
= 270 Гкал/ч
|
Qт
= 31+0.88*Nтф+1.84*Nкн+Qотб,
Гкал/ч Nтф
=
0.614* Qотб
-
22, Мвт
|
3
|
Р-50-130/13
Qр
=216 Гкал/ч
|
Qт
= 0.9+0.87*Nтф+Qотб, Гкал/ч Nтф = 0.275*Qотб - 9.3, МВт
|
Удельные капитальные вложения
Поправка на район строительства
Цена условного топлива
Штатный коэффициент
Коэффициент собственных нужд
Вынужденная конденсационная
электрическая мощность
КПД котлов
КПД теплового потока
Коэффициент неравномерности нагрузки-
(суточная,
сезонная, годовая)
Средняя норма амортизации ТЭЦ
Норма отчислений на ремонт
Средняя заработная плата
Прочие расходы - от издержек:
на амортизацию, ремонт, заработную плату с начислениями
Рентабельность затрат
3. Энергетическое нормирование.
Энергетические балансы
Режим работы ТЭЦ в значительной
степени определяет заданный график тепловой нагрузки. В связи с этим в первую
очередь составляется баланс тепловой энергии, который является основой
составления баланса электрической энергии.
Баланс тепловой энергии выполняется
для каждого отбора в соответствии с графиками по пару (производственный отбор)
и горячей воде (отопление и горячее водоснабжение) с учетом заданного изменения
нагрузки по часам суток и за сутки.
Критерием экономического
распределения графиков тепловой нагрузки между отдельными турбоагрегатами является
максимум удельной выработки соответствующего отбора (МВт · ч/Гкал). Предельная
загрузка агрегатов по теплу определяется заданными нормативными расчетными
отборами турбин (Гкал/час). Результаты расчета представлены в таблице 3.1.
Таблица 3.1. Результаты расчета
баланса тепловой энергии
Часы
суток
|
Тепловая
нагрузка ТЭЦ, Гкал/ ч
|
Тепловая
нагрузка по агрегатам, Гкал/ ч
|
|
|
ПТ-50-90/13
|
Т-170-130
|
Р-50-130/13
|
|
пар
|
горячая
вода
|
пар
|
горячая
вода
|
пар
|
горячая
вода
|
пар
|
горячая
вода
|
0…6
|
270
|
280
|
54
|
10
|
__
|
270
|
216
|
___
|
6…20
|
295
|
310
|
79
|
40
|
__
|
270
|
216
|
___
|
20…24
|
280
|
295
|
64
|
25
|
__
|
270
|
216
|
___
|
сутки
|
6870
|
7200
|
1616
|
720
|
__
|
6480
|
5184
|
___
|
месяц
|
2060100
|
216000
|
48480
|
21600
|
__
|
194400
|
155520
|
___
|
Баланс электрической энергии:
) в соответствии с выполненным распределением тепловой
нагрузки определяется вынужденная теплофикационная мощность (ТФ) для каждого
турбоагрегата (нормативная энергетическая характеристика) и ТЭЦ;
) определяется суммарная конденсационная
мощность ТЭЦ, дополняющая вынужденную теплофикационную мощность до заданных
значений суточного графика электрической нагрузки.
) при распределении конденсационной нагрузки ТЭЦ
(КН ТЭЦ) между турбинами с отборами и конденсацией определяется:
оставшаяся часть мощности ТЭЦ (дополнительная
конденсационная мощность - КНдоп) распределяется между
турбоагрегатами с учетом экономичности конденсационного режима - минимум
относительного прироста конденсационного режима (нормативная энергетическая
характеристика);
определяется загрузка каждого агрегата по
электрической мощности
проверяется баланс электрической энергии для
каждой ступени графика нагрузки и за сутки.
Результаты составления баланса свожу в таблицу
3.2.
Таблица 3.2. Результаты расчета баланса
электрической энергии
Время
суток
|
Электрическая
нагрузка ТЭЦ, МВт
|
ПТ-50-90/13
|
Т-170-130
|
Р-50-130/13
|
ТЭЦ
|
|
|
ТФ
|
КНвын
|
КНдоп
|
Суммарная
мощность
|
ТФ
|
КНвын
|
КНдоп
|
Суммарная
мощность
|
ТФ
|
КНвын
|
КНдоп
|
Суммарная
мощность
|
ТФ
|
КН
|
0-6
|
230
|
13,3
|
1,5
|
0,8
|
15,6
|
144
|
5,8
|
20,4
|
170
|
50
|
__
|
__
|
50
|
207,3
|
22,7
|
6-20
|
265
|
30,7
|
1,5
|
19,6
|
51,8
|
144
|
5,8
|
20,4
|
170
|
50
|
__
|
__
|
50
|
224,7
|
40,3
|
20-24
|
250
|
21,5
|
1,5
|
14,1
|
37,1
|
144
|
5,8
|
20,4
|
170
|
50
|
__
|
__
|
215,5
|
34,5
|
сутки
|
6090
|
595,6
|
36
|
229,8
|
967,2
|
3456
|
72
|
168
|
2400
|
4080
|
__
|
__
|
1200
|
5701
|
389
|
месяц
|
182700
|
17868
|
1080
|
6894
|
29016
|
536040
|
2160
|
5040
|
72000
|
12240
|
__
|
__
|
36000
|
171030
|
11670
|
Для определения общего расхода условного топлива
на производство электрической и тепловой энергии использовать выполненное
распределение заданной электрической и тепловой нагрузки между блоками ТЭЦ.
Определить для каждого блока: расход тепла турбинами, паропроизводительность
котлов, расходы топлива.
Таблица 3.3. Рассчитанные данные
Показатели
|
Тип
турбоагрегата
|
Суммарная
выработка
|
|
ПТ-50-90/13
|
Т-170-130
|
Р-50-130/13
|
Месяц
|
Год
|
|
|
|
|
|
|
48480___1555202040001836000
24000115200___1392001252800
1842064800360001192201144512
79747200___15174145670
2640072000360001344001290240
114075196488186841497404373053
117497202383192446512326384245
(D=0,75)
|
|
|
|
|
|
18650321243054781322736777
(D=0,755)
|
|
|
|
|
|
_________1493331433597
В соответствии с заданными нормативами по
основным технико-экономическим показателям определяю годовые издержки ТЭЦ
(топливо, амортизация, заработная плата с начислениями, затраты на ремонт,
прочие расходы).
. Капитальные вложения
(3.1)
. Издержки на заработную плату
(3.2)
. Начисления на заработную плату
(3.3)
. Издержки на амортизацию
(3.4)
. Затраты на ремонт
(3.5)
. Прочие издержки
(3.6)
. Затраты на топливо
(3.7)
. Суммарные затраты
(3.8)
4. Оценка коммерческой эффективности
действующих ТЭЦ
электрический тепловой экономический
выработка
В данной работе для обоснования цен на
производимую продукцию, использую подход, в основе которого лежит применение
функции полезности. Её можно записать в следующем виде:
(4.1)
где - сумма общих издержек ТЭЦ (затраты
на топливо, амортизацию, материальные затраты, заработная плата и начисления на
заработную плату, прочие издержки)
- прибыль ТЭЦ (инвестиции на
развитие производства, социальное развитие, дивиденды, налоги, уплата процентов
по кредитам, плата за превышение загрязнений окружающей среды, отчисления в
резервный и другие фонды)
, - тарифы на электрическую и тепловую
энергии
, - отпущенная электрическая и
тепловая энергия
(4.2)
(4.3)
Для построения параметров функции
полезности U в координатах Тэ и ТQ необходимо
найти предельные (максимальные) значения тарифов и . При этом условно предельный тариф
на электроэнергию вычисляется в случае бесплатного отпуска теплоты (ТQ = 0), а
предельный тариф на теплоту - при бесплатном отпуске электроэнергии (Тэ = 0).
Таким образом, предельные значения тарифов определяются так:
(4.4)
(4.5)
Графически параметры функции
полезности U в координатах Тэ и ТQ можно
представить в виде треугольника Гинтера (рис. 4.1), где катеты соответствуют
предельным значениям тарифов на каждый вид энергии, а на гипотенузе находится
множество точек, соответствующих соотношению тарифов на электрическую и
тепловую энергию.
Для оценки стоимости энергетической
продукции с использованием треугольника Гинтера, построенного для ТЭЦ на основе
энергетических характеристик основного оборудования станции и издержек на
производство энергии, могут использоваться различные приемы разнесения затрат:
) Использование приема
среднеарифметической пропорции (соответствует энергетическому методу), при
котором тарифы на электрическую и тепловую энергию определяются следующим
образом:
;
) Использование метода
«золотого сечения», при котором можно использовать различные пропорции,
например:
экономия топлива от теплофикации
относится на производство электрической энергии, т.е. приоритеты отнесены на
рынок электрической энергии (ближе к физическому методу разнесения топлива по
видам энергии)
;
экономия топлива от теплофикации
относится на производство тепловой энергии, т.е. приоритеты отнесены на рынок
тепловой энергии (ближе к эксергетическому методу)
;
Приведенные числовые значения
математических пропорций деления гипотенузы треугольника Гинтера получены на
основании совместного решения математических уравнений золотого сечения и
подобия треугольников.
) Можно задать в качестве исходного
тарифа на определенный вид энергии цены конкурирующих источников (КЭС или цена
на электроэнергию на оптовом рынке ФОРЭМ - по электроэнергии, районных или
местных котельных - на региональном рынке теплоты). Цена второго вида энергии
будет определена по соответствующему катету треугольника.
Таблица 4.1 Зависимость тарифов от
метода разнесения затрат
Тарифы
|
Методы
|
|
Энергетический
|
«Золотого
сечения»
|
|
|
близкий
к физическому
|
близкий
к эксергетическому
|
98,3575,13121,6
|
|
|
|
456,6564,4348,8
|
|
|
|
Теперь, задамся произвольными рыночными тарифами
и оценю доходность предприятия в зависимости от приема разнесения затрат.
Таблица 4.2.Зависимость дохода от метода
разнесения затрат по видам продукции
Рыночные
тарифы
|
Доход
|
Методы
|
|
|
Энергетический
|
«Золотого
сечения»
|
|
|
|
близкий
к физическому
|
близкий
к эксергетическому
|
98,3575,13121,6
|
|
|
|
|
|
-119,7213,1-452,9
|
|
|
|
|
456,6564,4348,8
|
|
|
|
|
-421,9-754,9-88,9
|
|
|
|
|
-541,6-541,8-541,8
|
|
|
|
|
|
|
|
|
14571789,81123,8
|
|
|
|
|
456,6564,4348,8
|
|
|
|
|
422,9110776,9
|
|
|
|
|
1879,91899,81900,7
|
|
|
|
Вывод
При выполнении расчетно-графической работы были
получены практические навыки по распределению электрической и тепловой нагрузки
ТЭЦ между различными типами турбоагрегатов на основании уравнений их
энергетических характеристик, с учетом экономических показателей.
Также была определена годовая выработка
электроэнергии и теплоты и соответствующий ей расход топлива станцией.
Посчитаны годовые издержки ТЭЦ без разнесения их
по видам продукции.
Получены знания о различных методах образования
тарифов на энергетическую продукцию при ее комбинированной выработке. На
основании результатов проведенных расчетов сделан вывод о том, что при
применении метода «золотого сечения» близкого к эксергетическому, получается
наибольшая доходность предприятия, нежели при применении других методов.
Список литературы
1.
Басова Т. Ф. Экономика и управление энергетическими предприятиями:
Учебник для студ. высш. учеб. заведений / Т. Ф. Басова, Е. И. Борисов, В. В.
Бологова и др.; Под ред. Н. Н. Кожевникова. - М.: Издательский центр «Академия»,
2004. - 432 с.
.
Самсонов, B.C. Экономика предприятий энергетического комплекса: Учеб. для вузов
/ B.C. Самсонов, М.А. Вяткин - М.: Высш. шк., 2001. --416с.:ил.