Пример анализа конкуренции между ТЭЦ и котельной.
Рассмотрим модельный пример оптимизации теплоснабжения города с расчетной тепловой нагрузкой 700Гкал/ч, которая обеспечивается за счет пиковой котельной на угле мощностью 200Гкал/ч и ТЭЦ, 30% мощности которой вырабатывается на угле, а остальные 70% – на газе. Кпд котельной нетто 80%, кпд ТЭЦ по углю – 85%, по газу – 95%, электромеханический кпд ТЭЦ – 30%. Суммарная установленная тепловая мощность ТЭЦ равна 1200Гкал/ч, установленная электрическая мощность – 400МВт. КИУМ ТЭЦ равен 70%, половина снижения мощности (т.е. 15%) обусловлена старением оборудования, а другая часть – неэффективной когенерацией. Вблизи ТЭЦ на расстоянии 1 км находится предприятие, (не включаемое нами в «город»), которое потребляет в среднем 200Гкал/ч тепловой и 50 МВт электрической мощности в штатном режиме. Из-за производственного спада потребление энергии на предприятии снизилось на 30%. Если за точку отсчета взять ТЭЦ, то город в модели представляет собой равномерно заселенную часть кругового сектора, расположенного в первом квадранте. Расстояние между ТЭЦ и ближней и дальней чертами города равно 3 и 7 км, котельная расположена на расстоянии 6 км от ТЭЦ.
Магистральная теплосеть проходит под углом 300 к границе сектора и имеет начальный диаметр трубы 800 мм. Магистраль системы ГВС имеет диаметр 150 мм. Котельная расположена в противоположной части сектора на расстоянии 1 км от черты города. Ее теплопровод имеет диаметр трубы 100 мм. Температура сетевой воды в подающем теплопроводе для ТЭЦ – 1150С, для котельной – 1350С. Перепад температур в зимнее время внутри и вне зданий примем равным 400С. Расход энергии на транспорт тепла для ТЭЦ и котельной определяется по формулам
|
|
|
. (5.1)
Собственные нужды ЭС равны 5%. Суммарные потери в тепловых сетях из-за износа, протечек и аварий в 4 раза превосходят норматив. Затраты на транспортировку тепла определяются в соответствии с методикой [8].
Оптовую цену газа в 2003г положим (с учетом НДС и транспортных затрат) равной 800 руб./тыс.куб.м. Цена угля существенно зависит от его себестоимости и дальности транспортировки и может колебаться от 200 руб./т до 2000 руб./т. В среднем будем считать ее равной 600 руб./т. Калорийности угля и газа средние.
Электроэнергия с ФОРЭМ потребляется либо дефицитными АО-энерго, либо крупными потребителями, непосредственно выведенными на оптовый рынок. Средневзвешенный тариф на электроэнергию, отпускаемую с ФОРЭМ потребителю, в 2002г был 32,7 коп./кВт-ч. Учтя планируемый рост тарифа на 19%, согласно рекомендации ФЭК, положим отпускной тариф равным 40 коп./кВт-ч. ТЭЦ может регулировать долю своих затрат, относимую на производство электроэнергии, пока ее отпускной тариф на ФОРЭМ меньше вышеуказанного.
|
|
|
В этих условиях найдем физические границы двух описанных энергосистем и рассмотрим задачу об оптимизации теплоснабжения города с учетом возможности изменения тарифной политики и снижения издержек производства тепла. Для системного анализа удобно взять аналитическую зависимость коэффициента теплоотдачи от радиуса теплопровода. По оценкам [5], потеря тепла в сети на длине 
равно
Гкал/(м × км × ч × К). (5.2)
Рассмотрим для простоты только отопление. Начнем с котельной. Считая, что время ее работы 7 месяцев, из которых в среднем 1 месяц она работает в пиковом режиме, а остальные – с 50%-ой нагрузкой, получаем, что за это время она выработает 576 тыс. Гкал, для чего потребуется (с учетом того, что используется уголь с тепловым эквивалентом 144,8 кг у.т./Гкал) 196,7 тыс. т угля; топливные затраты составят 118 млн. руб. Пусть данная часть теплосети находится в ведении муниципалитета, т.е. транспортных расходов котельная не несет. Тогда прочие затраты согласно (4.1) составят 4,2 млн. руб. Тариф выберем таким, чтобы после уплаты налогов 
% чистый доход составил 
% от совокупных затрат 
, т.е.
руб./Гкал. (5.3)
Поскольку плотность тепловой нагрузки для населения в нашем примере составляет 
Гкал/км2 × ч, то плотность распределения потребления тепла вдоль теплопровода есть 
и требуемая для заданной прибыли экономическая зона котельной найдется из уравнения (4.2):
|
|
|
км. (5.4)
В рассматриваемой ситуации потребитель неявно оплачивает также и потери тепла в сети. Если установлены теплосчетчики, то ЭС будет вынуждена включить потери тепла в тариф (т.е. увеличить его в соответствующее количество раз). Из (3.5) и (3.13) получаем границу физического влияния котельной по расходу и температуре воды – 2,7 км.
Рассмотрим теперь ТЭЦ, работающую в режиме 0,6 от установленной мощности. Приведем результат расчета системы (3.5) для ТЭЦ:
На этом графике крайняя верхняя точка отвечает параметрам теплосети на выходе ТЭЦ, а нижняя – через 10 км от нее. Это означает, что зоны влияния ТЭЦ и котельной перекрываются (котельная находится целиком в зоне влияния ТЭЦ), причем линия равных услуг проходит приблизительно на расстоянии в 4,8 км от ТЭЦ.
Рассмотрим экономический аспект работы ТЭЦ. Затраты на уголь составляют 30,3 тыс. руб./ч, а на газ – 34,2 тыс. руб./ч, так что средняя цена расхода топлива равна 
(руб./кг у.т.), как и для котельной (из-за ее меньшей мощности). Однако ТЭЦ работает не в пиковом режиме, поэтому суммарные расходы у нее больше, что приводит к увеличению тарифа (по сравнению с котельной) при той же норме прибыли примерно в 2 раза без учета производства электроэнергии. Это случай, когда расходы целиком относятся на производство тепла: 
в формуле (2.6). В то же время излишки мощности в количестве 160 МВт, проданные по средней цене на ФОРЭМ, позволяют получить 52,3 тыс. руб./ч, так что в этих условиях топливная составляющая в тарифе может быть сведена к минимальному значению (30,3+34,2– 52,3=12,2 тыс. руб./ч), что позволяет уменьшить тариф на тепло в 5 раз и сделать его в 2,5 раза меньше, чем у котельной (случай 
). При 
тарифы по теплу у котельной и ТЭЦ совпадают. Расчеты, аналогичные проведенным выше, дают для этого случая границу физического влияния ТЭЦ на расстоянии в 11 км, а экономической эффективности – в 4,1 км. У обеих систем есть финансовый и энергетический резерв для конкуренции. Прежде всего, конкуренция идет за потребителя, не вошедшего в зоны экономической эффективности работы систем (6 км –1,8 км – 4,1 км = 0,1 км), и, кроме того, за привлечение дополнительных потребителей в зоне физического влияния другой ЭС. В данном случае у ТЭЦ положение предпочтительнее, т.к. она предоставляет услуги лучшего качества в зоне экономической эффективности котельной, т.е. лишает последнюю части потребителей, согласно подходу (4.9)-(4.10).
|
|
|
Однако представляется важным подчеркнуть, что суммарный расход топлива в «городе» значительно превышает оптимальное значение, которое можно получить, снизив мощность котельной после объединения двух ЭС. Возможно, что в процессе конкуренции также установится некоторый оптимум по использованию топлива, однако сам этот процесс будет сопровождаться значительным перерасходом топлива, т.е. не будет оптимальным с энергетической точки зрения. Этот пример иллюстрирует методологию анализа взаимодействия нескольких ЭС, которую можно положить в основу создания соответствующего программного продукта, цель которого – оптимизация самого процесса реорганизации отрасли.
Литература.
1. Топливно-энергетический комплекс России. / Статистический сборник. Госкомстат РФ. М., 2002.
2. Методика определения удельных расходов топлива на тепло в зависимости от параметров пара, используемого для целей теплоснабжения. РД 34.09.159-96. М.: СПО «ОРГРЭС», 1997.
3. Соколов К.Ю., Ситас В.И., Перелетов А.И., Иванов Г.В. Технико-экономические оценки химиотермической системы централизованного теплоснабжения. // Изв. вузов. Энергетика. 1985. №12. С.67-73.
4. Железко Ю.С., Артемьев А.В., Савченко О.В. Расчет, анализ и нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях. М.: НЦ ЭНАС, 2002.
5. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети. М.: МЭИ, 2001.
6. Institutional Handbook for CHP. Production with District Heating. BASREC, 2002.
7. Соколов Е. Я., Мартынов В. А. Эксергетический метод расчета показателей тепловой экономичности ТЭЦ. // Теплоэнергетика. 1985. №1. С. 49-53.
8. Инструкция по расчету тарифов на тепловую энергию для энергоснабжающих организаций Московской области. Энергетическая комиссия Московской области, 2002.
Институт прикладной математики (ИПМ им. М.В.Келдыша РАН)
Дата добавления: 2016-01-04; просмотров: 18; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!