Оценка коммерческой эффективности действующей ТЭЦ

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 - КН_доп) 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

(D=0,75)

24000115200___1392001252800

(D=0,75)

1842064800360001192201144512

(D=0,8)

79747200___15174145670

(D=0,8)

2640072000360001344001290240

(D=0,8)

114075196488186841497404373053

(D=0,75)

117497202383192446512326384245

(D=0,75)
18650321243054781322736777 (D=0,755)

_________1493331433597

(D=0,8)

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 Т_Q необходимо найти предельные (максимальные) значения тарифов  и . При этом условно предельный тариф на электроэнергию вычисляется в случае бесплатного отпуска теплоты (Т_Q = 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 Т_Q 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.