Общая постановка задачи и методология решения.

⇐ ПредыдущаяСтр 7 из 13Следующая ⇒

Поскольку транспорт тепла из-за больших потерь возможен только на ограниченное расстояние порядка 10-20 км (мы не рассматриваем здесь варианты транспортировки химически связанного тепла [3]), то теплоснабжение является по преимуществу региональной задачей. Сформулируем подход к анализу ситуации на рынке тепла для некоторого региона.

Климатические условия в регионе считаются известными, т.е. задан среднегодовой ход температуры, вероятность погодных условий и т.п., чем определяются потери тепловой и электрической энергии при транспортировке ее потребителю согласно методике [4-5]. По данным о численности региона определяются графики типичных среднесуточных нагрузок (по рабочим и выходным дням), а также сезонные колебания спроса на тепло и электроэнергию со стороны населения. Мы будем считать, что амплитуда суточных колебаний спроса меняется по сезону пропорционально изменению сезонной нагрузки. Средненедельный расход теплоты в жилом районе определяется по формуле [5]

[Вт], (2.1)

где a- норма расхода горячей воды на человека (приблизительно 100л/чел в сутки), - количество людей, в зимний период и в летний. В суточном графике потребления горячей воды также имеются отличия для рабочих и выходных дней. Сезонная потребность имеет слабо выраженную суточную зависимость в связи с изменением длительности дня.

Обозначим через - мощности ТЭЦ и котельных, обеспечивающих регион теплом; пусть - соответственно тепловая и электрическая мощности ЭС. Задано территориальное расположение всех ЭС в некоторой системе координат. Задано также территориальное распределение потребителей тепла, т.е. удельная тепловая нагрузка [Гкал/км × сут] вдоль магистрального теплопровода . Удельные потери тепла в теплосетях [Гкал/км × сут] для каждой ЭС считаются известными. Известны также основные характеристики ЭС (ТЭЦ и котельных):

- установленная и реализуемая электрическая и тепловая мощности;

- годовой отпуск электрической и тепловой энергии;

- распределение энергетических агрегатов по типу сжигаемого топлива;

- топливная характеристика ЭС в среднем и отдельно по каждому агрегату;

- годовой расход топлива;

- удельный расход топлива на выработку тепловой и электроэнергии;

- показатель удельной комбинированной выработки электроэнергии;

- удельная себестоимость выработки энергии с учетом расходов на собственные нужды.

Исходя из видов потребляемых топлив, согласно типу использующегося оборудования, определяется средняя цена единицы у.т. для каждой ЭС. Если некоторая ЭС за год потребляет угля в абсолютных единицах (напр., в тоннах) по цене руб./т с теплосодержанием [ГДж/т], мазута – соответственно , и объем газа тыс.м³ по цене руб./тыс.м³ с теплосодержанием [ГДж/тыс.м³], то средняя цена за т у.т. есть

[руб./т у.т.]. (2.2)

Средние значения : для газа кг у.т./м³; для мазута кг у.т./кг. Теплосодержание угля существенно зависит от месторождения: по классификации углей, употребляемых на ТЭС, бурый подмосковный имеет низшую теплоту сгорания МДж/кг или 0,35 кг у.т./кг, бурый Канско-Ачинский – 0,53 кг у.т./кг, каменный Кузнецкий – 0,77 кг у.т./кг.

Пусть - удельная комбинированная выработка тепла на ТЭЦ, - кпд котельной или тепловых агрегатов ТЭЦ, - электромеханический кпд. Тогда полное количество тепла [Гкал], произведенного ЭС, составляет . (2.3)

Если - отпущенное тепло [Гкал], а - выработанная электроэнергия [кВт-ч], то по определению . Тогда

. (2.4)

Пусть - удельный расход топлива на выработку электроэнергии (в зависимости от типа агрегата при 100%-кпд) [5]:

турбины P -50-130 и P -100-130: ;

турбины T -100/120-130 и T -175/210-130: ;

турбины T -180/215-130 и T -250/300-240: .

С учетом расхода на собственные нужды и кпд агрегата нетто-расход у.т. на отпуск электроэнергии в -ой ЭС есть

. (2.5)

Поскольку тепло и электроэнергия продаются одновременно, хотя, возможно, и разным потребителям, то разделять затраты на эти два продукта не вполне корректно, т.к. рентабельность относится к ЭС в целом. Исходя из конкретных условий, руководство компании может гибко выбирать долю затрат топлива, относимых на производство , с целью включения их в отпускной тариф. В этом случае топливная составляющая в тарифе на тепло [руб/Гкал] и электроэнергию [руб/кВт-ч] соответственно равна

(2.6)

Аналогично разносятся и другие затраты.

По данным о состоянии магистральных тепловых сетей и мощности ЭС определяется зона ее физического влияния по доставке тепла потребителю, который нуждается в поставке известного (из климатических условий) количества тепла, как по расходу теплоносителя, так и по его температуре. Перекрытие физических зон определяет область совместного влияния различных ЭС, или зону их конкуренции. В этой зоне возможно подключение потребителя к разным ЭС, в зависимости от качества предоставляемой услуги (температуры и напора) и величины тарифа. Минимальный тариф определяется по затратному принципу, для чего требуется учесть затраты на топливо, эксплуатационные расходы в зависимости от мощности ЭС, затраты на ремонт, амортизацию и другие статьи расходов. Рассматривается также возможность покупки (продажи) тепла и электроэнергии у других ЭС. На основе этих данных определяются области относительной конкурентноспособности ЭС, зоны их доминации и возможности изменения качества услуг или снижения затрат за счет совершенствования технологий или создания объединенных компаний.

Кроме описания регионального рынка тепла, требуется в этих же рамках оптимизировать режим теплофикации для ТЭЦ. Эффективность работы ТЭЦ оценивается по нескольким методикам. Во-первых, это обычная экономия топлива (в условном исчислении), которая может быть получена при удовлетворении от ТЭЦ заданного энергопотребления по теплу и электроэнергии для определенного круга потребителей по сравнению с расходом топлива при раздельном методе покрытия тех же нагрузок. Эффективность когенерации определяется по формуле [6]:

, (2.7)

где - соответственно эффективность тепловой и электрической когенерации, - эффективность раздельной генерации. Этот подход представляется наиболее обоснованным.

Однако, в связи с падением спроса на тепло, возникли другие методики оценки эффективности [7], призванные увеличить заинтересованность энергосистем в производстве тепла. Так, существует оценка эффективности по коэффициенту использования теплоты топлива

где - количество отпущенной теплоты, - количество отпущенной электроэнергии, - расход топлива, - низшая удельная теплота сгорания топлива. По этой методике электроэнергия оценивается в тепловом эквиваленте и суммируется с теплотой, что не является вполне объективным критерием, т.к. сравниваются энергии с разной степенью потребительской ценности. Помимо экономической некорректности этого критерия он имеет методологический недостаток: более высокая степень использования топлива может еще не означать высокую эффективность комбинированной генерации, т.к. повышается, напр., просто за счет снижения доли выработки , что приводит к снижению потерь в турбогенераторной установке.

Имеется также оценка эффективности по эксергетическому кпд ТЭЦ:

где - коэффициент работоспособности теплоты, - эксергия (максимальная работа) сожженного топлива. Эта оценка также не является универсальной, т.к. максимизация достигается у чистых котельных.

Таким образом, критерий при условии является наиболее объективным. Поскольку же цены на различное топливо не могут быть привязаны к условиям утилизации с учетом кпд энергоустановок, то возникает также задача минимизации финансовых затрат при тех же нормах выработки. Эти две оптимизационные задачи, решаемые с учетом меняющегося сезонного спроса на тепло и электроэнергию, создают основу для выработки рекомендаций по расчету оптимальных отпускных тарифов на ТЭЦ.

Дата добавления: 2016-01-04; просмотров: 14; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 2 3 4 5 678 9 10 11 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!