CC BY
64
Ситас В.И., Кикоть Е.А., Федюхин А.В., Деревянно О.В.
05.14.14
ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ, ИХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И АГРЕГАТЫ
ОЦЕНКА ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕПЛОФИКАЦИИ В СОВРЕМЕННЫХ РЫНОЧНЫХ УСЛОВИЯХ
Ситас Виктор Иванович, канд. техн. наук, доцент Московского энергетического института, Россия, Москва. E-mail: [email protected]
Кикоть Евгений Александрович, генеральный директор ООО «Невская Энергетика», Россия, Санкт-Петербург. E-mail: [email protected]
Федюхин Александр Валерьевич, канд. техн. наук, старший преподаватель Научно-исследовательского университета Московского энергетического института, Россия, Москва. E-mail: [email protected]
Деревянко Олег Владимирович, ассистент, помощник проректора по научной работе СПбГПУ, Россия, Санкт-Петербург. E-mail: [email protected]
Аннотация. На основе анализа основных критериев эффективности теплофикации в условиях плановой экономики СССР рассмотрены вопросы экономической обоснованности применения комбинированного производства тепловой и электрической энергии в существующих рыночных реалиях. Предложен критерий максимума добавленной стоимости энергетической продукции для оценки целесообразности применения технологии. При сравнении вариантов использовалась величина приведенных ежегодных затрат, включая затраты, отнесенные к капитальным вложениям, амортизационные отчисления, затраты на топливо, эксплуатационные затраты и капитальные затраты на строительство объекта. Применительно к сопоставлению эффективности комбинированной и раздельной выработки электроэнергии применялась величина дохода от продажи энергетической продукции (тепла и электроэнергии), выработанной в расчете на единицу расхода условного топлива в количестве 1 т у.т. Приведены зависимости дохода ТЭЦ и котельной от реализации тепловой и электрической энергии при варьировании тарифов. Показано, что с ростом доли отпуска теплоты внешнему потребителю, увеличение дохода от продажи тепловой энергии превышает снижение дохода от продажи электрической энергии и суммарный доход ТЭЦ возрастает. В этой связи ТЭЦ имеет наибольший суммарный доход при максимальной удельной тепловой нагрузке равной 2/3, что обусловлено высокой доходностью от продажи тепловой энергии при существующих тарифах на тепло и электроэнергию. Разработана базовая расчетная модель для анализа укрупненных энергетических и экономических показателей различных источников тепловой и электрической энергии. Установлено, что окончательный выбор долей каждого из альтернативных источников, участвующих в покрытия тепловых нагрузок, осуществляется на основе многовариантных оптимизационных расчетов с учетом большого количества факторов: капиталовложения в источники и распределительные сети, стоимость топлива, графики тепловых нагрузок, режимы работы источников, включая температурные графики тепловых сетей и другие.
Ключевые слова: теплофикация, ТЭЦ, эффективность, затраты, тарификация, котельная, экономичность, расчетная модель.
ESTIMATION OF TECHNICAL-AND-ECONOMICAL EFFICIENCY OF COGENERATION IN MODERN MARKET CONDITIONS
Sitas Viktor I., PhD, assistant professor MPEI, Moscow, Russia
Kikot'EvgenijA., general director of OOO «Nevskaya Energetika», Saint-Petersburg, Russia
Alexander Fedyukhin V., PhD, senior lecturer, MPEI, Moscow, Russia
Derevianko Oleg V., assistant of vice-rector for research, SPbSPU, Saint-Petersburg, Russia
Abstract. Based on the analysis of the main criteria of efficiency of district heating in the planned economy of the Soviet Union discussed issues of economic justifiability of the use of combined production of heat and electric energy in the existing market realities. The proposed criterion of high value-added energy products to assess the feasibility of the use of technology. When comparing the options was used the value given annual cost, including the costs related to capex, depreciation, fuel costs, operating costs
and capital costs for construction of the facility. In relation to the performance comparison of combined and separate production of electricity was applied to the value of the specific income from the sale of energy products (heat and electricity) produced per unit consumption of equivalent fuel in quantities of 1 ton.t. The relationship between income CHP and boiler from the sale of thermal and electric energy at varying rates. It is shown that with increasing share of heat supply to external consumers, the increase in income from the sale of thermal energy exceeds the decrease in income from the sale of electric energy and total specific revenue of the CHP is increased. In this connection, the CHP has the largest total specific income at a maximum specific heat load is equal to 2/3, due to the high yield from the sale of thermal energy at existing tariffs for heat and electricity. Developed a basic computational model for the analysis of consolidated energy and economic indicators of various sources of thermal and electric energy. It is established that the final choice shares of each alternative sources, involved in coating of thermal loads is based on multiple optimization calculations taking into account many factors: investment in the sources and distribution network, fuel cost, graphics of thermal loads, modes of sources, including diagrams of thermal networks and others.
Keywords: district heating, combined heat and power plant (CHPP), efficiency, expenses, tariffing, boiler house, profitability, calculation model.
Введение
Российская Федерация является мировым лидером в области развития теплофикации и централизованного теплоснабжения. Это стало возможным благодаря благоприятному сочетанию объективных (низкие температуры зимой и продолжительный по времени отопительный период) и субъективных (целенаправленная государственная политика и крупные инвестиции в развитие теплофикации) факторов. Основным критерием эффективности теплофикации в условиях плановой экономики СССР была экономия топлива на замещаемой с помощью теплофикации ГРЭС в раздельной схеме производства тепловой и электрической энергии (расходы топлива на производство тепла на ТЭЦ и в котельной принимались одинаковыми). Указанный критерий полностью соответствовал условиям единого государственного народно-хозяйственного комплекса страны1.
Однако в нынешних рыночных условиях с разрозненной структурой собственности на энергогенерирующие активы, экономия топлива на замещаемой с помощью теплофикации ГРЭС, принадлежащей другому собственнику, не является побудительным мотивом к развитию теплофикации у конкретного инвестора [1]. И поэтому для дальнейшего успешного развития теплофикации в рыночных условиях России необходимо создавать преференции для получения максимальной выгоды от теплофикации как для производителей, так и потребителей тепла и электроэнергии за счет грамотной тарифной политики на тепло и электроэнергию [2-7].
Котельные и электростанции являются предприятиями по переработке топлива в энергетическую продукцию: тепло и электроэнергию. С учетом того, что затраты на топливо составляют более 80 % в структуре их себестоимости, максимум стоимости энергетической продукции, выработанной из фиксированного количества топлива заданного качества может рассматриваться в качестве мощного стимула к повышению эффективности энергогенерирующих предприятий [8-14]. В частности для ТЭЦ, суммарный доход ДТЭЦ от продажи энергетической продукции, произведенной из заданного количества топлива В, осуществляется через тарифы на тепло фт, руб./ГДж и электроэнергию фэ, руб./(кВт • ч) по формуле:
ДтЭЦ = Фт От + ФэЭ (1)
1 Сазанов Б.В., Ситас В.И. Промышленные теплоэнергетические установки и системы: учеб. пособие для вузов. М: Издательский дом МЭИ, 2014. 275 с.
где От (ГДж) и Э (кВт • ч) - выработка тепловой и электрической энергии от ТЭЦ из заданного количества топлива (В); фт - тариф на теплоту для тепло сетевой компании (руб./ГДж); Фэ - средневзвешенный тариф на электроэнергию, закупаемую электросетевой компанией (руб./(кВт • ч)).
Данный показатель может использоваться при сопоставлении эффективности комбинированной выработки электроэнергии как на ТЭЦ различных типов (паротурбинных, газотурбинных, парогазовых и т.д.) между собой, так и при сравнении комбинированной выработки электроэнергии и теплоты с раздельной схемой.
Применительно к сопоставлению эффективности комбинированной и раздельной выработки электроэнергии, удобно использовать величину дохода ДТЭЦ, руб./т у.т., от продажи энергетической продукции (тепла и электроэнергии), выработанной в расчете на единицу расхода условного топлива в количестве 1 т у.т. [15].
Методика расчета этих величин иллюстрируется на принципиальной тепловой схеме теплофикационной паротурбинной установки, показанной на рис. 1, где введены следующие обозначения: ПГ - парогенератор; Т, К - теплофикационная и конденсационная турбины; РПТ, РПК - условные регенеративные подогреватели конденсата теплофикационной и конденсационной турбины; КО - конденсатор; СП - сетевой подогреватель; дк и дтф - удельная энергия, направляемая в конденсационной и теплофикационный циклы; Эк и Эт - выработка электроэнергии по направлениям; дрк и qрт -удельная тепловая энергия на регенеративный подогрев, т1 и т1 - температурный график тепловой сети. Предлагаемая методика имеет ряд допущений и применима только для оценки эффективности теплофикации в условиях принятых ограничений.
</к=1-</т(1 + Эт) ЧТф = Чт(1 + Эт)
РПК РПТ
Рис. 1. Энергетический баланс паротурбинной теплофикационной установки Fig. 1. Energy balance of steam-turbine cogeneration setup
Ситас В.И., Кикоть Е.А., Федюхин А.В., Деревянно О.В.
В качестве методического приема, теплофикационная турбина с отбором представлена в виде двух турбин: теплофикационной с противодавлением и конденсационной, а поток пара через проточную часть турбины условно разделен на теплофикационный (Т) и конденсационный (К). Для турбин с противодавлением типа Р, О тур6 = 0 (вся выработка электроэнергии осуществляется на тепловом потреблении), для турбин без отборов, наоборот, О^ = 0 и выработка электроэнергии чисто конденсационная.
Величина ДТЭЦ рассчитывается на основе энергетического баланса теплового эквивалента 1 т у.т. в теплофикационной турбине ТЭЦ (см. рис. 1) по формуле:
Дтэц = Фт ЯТ + ФэЭ = Фт Ят + ФэМт + [1 - (1 + ЭХЮ, (2)
где дт, Э - удельная выработка тепла (тепловая нагрузка) (ГДж/т у.т.) и электроэнергии ((кВт • ч)/т у.т.) на ТЭЦ на единицу расхода топлива; Эт - удельная безразмерная комбинированная выработка электроэнергии на ТЭЦ; г|к - КПД выработки электроэнергии на ТЭЦ по конденсационному циклу.
Рассматриваемый тепловой эквивалент показывает оценку показателей работы ТЭЦ (выработку тепловой и электрической энергии), отнесенную к 1 т у.т., потребленной в котельном агрегате, с учетом всех стадий преобразования энергии в цикле. Иными словами, данный термин подразумевает количество тепловой энергии в размере 29 300 МДж, поступающей в голову теплофикационной турбины.
Данный показатель отражает тесную взаимосвязь между выработкой тепловой и электрической энергией на ТЭЦ (увеличение одного параметра приводит к уменьшению другого и наоборот) в расчете на единицу расхода условного топлива и поэтому он пригоден (совместно с уравнением (3)), для решения таких важнейших задач в области теплофикации как: выбор коэффициента теплофикации ТЭЦ аТЭЦ, выявление оптимального для ТЭЦ соотношения тарифов на тепло и электроэнергию, стимулирующих теплофикацию и других.
Расчетное исследование
В работе проведен сравнительный анализ влияния отпускных тарифов на тепло и электроэнергию на доход энер-гогенерирующего предприятия (ТЭЦ, КЭС, котельная). Расчеты выполнены в тепловых эквивалентах 1 т у.т., сжигаемого в паровом (ТЭЦ, КЭС) или водогрейном (котельная) котле.
В расчете приняты следующие начальные условия: численные значения соответствуют номинальному режиму работы оборудования, удельные безразмерные величины принимаются фиксированными (Эт = 0,5 и ят тах = 0,67), КПД конденсационного цикла равен 40 % и не зависит от нагрузки ТЭЦ.
Максимальное значение удельной тепловой нагрузки отборов турбины ТЭЦ определяется из соотношения:
Я = 1/(1 + Э )
^т тах ' ' т'
где Эт -удельная безразмерная комбинированная выработка электроэнергии на ТЭЦ. Для современных когенерационных установок принимается величина Эт = 0,5, тогда ят тах = 0,67.
При полной загрузке отборов в размере 2/3 от подаваемого в голову турбины тепла до, снижение выработки электроэнергии по сравнению с конденсационным режимом составит 18 %. На рис. 2 представлена зависимость дохода ТЭЦ от продажи электроэнергии, выработанной из 1 т у.т., по тарифу 3 руб./(кВт • ч) и при варьировании величины удельной тепловой нагрузки дт, (1 - конденсационная выработка, 2 -теплофикационная выработка, 3 - суммарная выработка).
Начальная точка ят = 0 соответствует КЭС (все тепло, подведенное турбину, используется только на выработку электроэнергии с соответствующим КПД (в данном случае для удобства проведения и наглядности расчета принимается электрический КПД равный 40 %).
Удельная тепловая нагрузка
Рис. 2. Зависимость дохода ТЭЦ от реализации электрической энергии при варьировании величины удельной тепловой нагрузки
Fig. 2. Relation between CHP income and realization of electrical energy at varying of specific heat load
По мере увеличения доли отпуска теплоты внешнему потребителю растет доход ТЭЦ от продажи тепловой энергии при разных тарифах на тепло. На рис. 3 представлены результаты расчета величины дохода от продажи тепловой энергии, выработанной из 1 т у.т., при варьировании отпускного тарифа на тепло в диапазоне от 350 до 600 руб./ГДж. При этом доход от продажи электрической энергии наоборот снижается.
Удельная тепловая нагрузка
Рис. 3. Зависимость дохода от продажи тепловой энергии (руб.) от удельной тепловой нагрузки: 1 - 350 руб./ГДж; 2 - 475 руб./ГДж; 3 - 600 руб./ГДж
Fig. 3. Relation between sales revenue from thermal energy (rub.) and specific thermal load:
1 - 350 rub./GJ; 2 - 475 rub./GJ; 3 - 600 rub/GJ
Следует отметить, что с ростом доли отпуска теплоты внешнему потребителю qr, увеличение дохода от продажи тепловой энергии превышает снижение дохода от продажи электрической энергии и суммарный доход ТЭЦ возрастает. Таким образом, ТЭЦ имеет наибольший суммарный доход
при qт = 2/3. Это обусловлено высокой доходностью от продажи тепловой энергии при существующих тарифах на тепло и электроэнергию.
На рис. 4 представлены результаты расчета суммарного дохода от продажи тепловой и электрической энергии от ТЭЦ и тепловой энергии от котельной.
245 475 705 935 1165 Тариф на тепловую энергию, руб./ГДж
1395
18 000
16 000
ю 14 000 о.
« 12 ООО
-О
I 10 ООО
го
s
s 8000
и
g 6000
о
ч
4000 2000 О
Щ Тепловая энергия
[—1 Электрическая 1-1 энергия
Котельная
ТЭЦ
КЭС
Рис. 5. Доход от продажи тепловой и электрической энергии от ТЭЦ, котельной и КЭС при тарифах 475 руб./ГДж и 3 руб./(кВт • ч) Fig. 5. Sales revenue from thermal and electrical energy of CHP, boiler house and CPP for tariffs 475 rub./GJ and 3 rub./(kW • h)
Как видно из рис. 5, доходность ТЭЦ от реализации электрической и тепловой энергии в 1,5 -2 раза выше доходности котельной и КЭС при сжигании равного количества топлива. Абсолютные показатели экономичности ТЭЦ и котельной в раздельной схеме определяются степенью загрузки их мощностей в годовом разрезе I в соответствии с графиками тепловых нагрузок, подключенных к ним потребителей.
Годовой коэффициент загрузки тепловой мощности источника I, например, для значения аТЭЦ = 0,5 (соотношение тепловой мощности, покрываемой тЭц и общей мощности):
Z =
Пл ощадь (0-1-2-4-5 ) Площадь (0-1-3-5) '
С ростом аТЭЦ значения I уменьшаются. При этом абсолютные значения годового отпуска тепла Огод и выработки электроэнергии на тепловом потреблении Эгод увеличиваются (рис. 6).
Рис. 4. Зависимость суммарного дохода от продажи электрической и тепловой энергии от тарифа на тепловую энергию при тарифе на электроэнергию от 2 до 4 руб./(кВт • ч):
1 - котельная; 2 - 2 руб./(кВт • ч); 3 - 3 руб./(кВт • ч); 4 - 4 руб./(кВт • ч)
Fig. 4. Relation between total sales revenue from thermal and electrical energy and tariff for thermal energy.
Tariff for electrical energy varies from 2 to 4 rub./(kW • h):
1 - boiler house; 2 - 2 rub./(kW • h); 3 - 3 rub./(kW • h); 4 - 4 rub./(kW • h)
Как показано на рис. 4, доход на ТЭЦ выше, чем в котельной при превышении тарифов соответственно: на электроэнергию 2 руб./(кВт • ч) и тепла 475 руб./ГДж, при 3 руб./(кВт • ч) -835 руб./ГДж, при 4 руб./(кВт • ч) - 1075 руб./ГДж. При тарифе на тепло меньше 475 руб./ГДж, котельная проигрывает ТЭЦ во всем диапазоне варьирования тарифа на электроэнергию.
На рис. 5 приведены результаты сравнения доходности ТЭЦ, КЭС и котельной при средних из рассматриваемых диапазонов тарифа на тепло равном 475 руб./ГДж и электроэнергию 3 руб./(кВт • ч).
2000 4000 6000 8000 Продолжительность нагрузки, ч
Рис. 6. Годовой график тепловой нагрузки по продолжительности Fig. 6. Annual chart for thermal load according to duration
Результаты и обсуждения
В качестве примера были проведены расчеты величин Огод и Эгод для «эталонной» ТЭЦ с максимальной загрузкой отбора в размере 2/3 от подведенного в турбину тепла и Эт = 0,5 с расчетными параметрами, указанными в следующей таблице.
Таблица
Исходные данные для расчета по графику тепловой нагрузки
Initial data for calculation according to thermal load chart
Оот-ГДж/ч h, ч ^ГВС зимa, ГДж/ч ^ГВС лето, ГДж/ч «ТЭЦ' МВт
400 5000 80 72 60
На рис. 7 приведен график изменения дохода энергоге-нерирующих установок (ТЭЦ и котельной) от продажи электроэнергии и тепла при варьировании доли тепловой нагрузки, покрываемой из отборов ТЭЦ (аТЭЦ).
Как видно из рис. 7, прирост дохода ТЭЦ по мере увеличения аТЭЦ заметно снижается (особенно при аТЭЦ > 0,5). Это объясняется быстрым снижением величины коэффициента загрузки тепловой мощности источника I при аТЭЦ > 0,5.
Ситас В.И., Кикоть Е.А., Федюхин А.В., Деревянно О.В.
800
ю »
о.
о
600
400
200
0,0 ОД 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 Удельная тепловая нагрузка о^ц
Рис. 7. Доход от продажи (млн руб.) тепловой и электрической энергии на котельной и ТЭЦ при варьировании с^ц
1 -тепловая энергия на ТЭЦ; 2 -электрическая энергия на ТЭЦ;
3-пиковая котельная
Fig. 7. Sales revenue (mln rub.) from thermal and electrical energy
at boiler house and CHP at variation of aCHp: 1 -thermal energy at CHP; 2 -electrical energy at CHP; 3 -peak boiler house
Аналогично изменяется и годовой расход топлива на установках. Годовой расход топлива, требуемый для ТЭЦ, примерно на 30 % больше, чем для котельной, вырабатывающей одинаковое количество тепла за год.
Окончательный выбор долей каждого из альтернативных источников, участвующих в покрытия тепловых нагрузок, осуществляется на основе многовариантных оптимизационных расчетов с учетом большого количества факторов: капиталовложения в источники и распределительные сети, стоимость топлива, графики тепловых нагрузок, режимы работы источников, включая температурные графики тепловых сетей и другие.
В качестве критерия эффективности при сравнении вариантов использовалась величина дисконтированных ежегодных затрат З, рассчитываемых по формуле:
З = Зк + За + Зт + Зэ = ",
(3)
где Зк - затраты, отнесенные к капитальным вложениям; За - амортизационные отчисления; Зт - затраты на топливо; Зэ - эксплуатационные затраты; К - капитальные затраты на строительство объекта; / - доля амортизационных отчислений (^ = 0,05); Т - срок возврата кредита на строительство объекта; п - срок эксплуатации объекта; / - годовая ставка.
Необходимо отметить, что в данном расчете затраты определялись без учета налогообложения и пошлин. Для иллюстрации сопоставления, удельные капитальные затраты на строительство объектов в качестве примера были приняты равными 150 млн руб./МВт для ТЭЦ и 3,7 млн руб./ГДж для котельной. На рис. 8 представлены зависимости капиталовложений в строительство ТЭЦ и альтернативной котельной от величины аТЭЦ.
Предполагаем, что целевой кредит на строительство выделяется на 8 лет при одинаковых сроках строительства ТЭЦ и котельной продолжительностью 3 года. Тогда выплата кредита с процентами должна быть обеспечена за 5 лет (см. рис. 8).
В этом случае показателем оптимальности аТЭЦ может служить величина удельных затрат на выработку тепловой энергии на ТЭЦ и пиковой котельной (рис. 9).
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 Удельная тепловая нагрузка а^ц
Рис. 8. Капитальные затраты (млн руб.) на строительство котельной и ТЭЦ при варьировании о^Ц
1 - ТЭЦ; 2 - пиковая котельная
Fig. 8. Capital expenses (mln.rub) for building of boiler house and CHP at variation of aCHp: 1 -CHP; 2 -peak boiler house
1600
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 Удельная тепловая нагрузка а^ц
Рис. 9. Ежегодные удельные затраты (руб./ГДж) на ТЭЦ и котельной при варьировании о^ц
1 -пиковая котельная; 2 -ТЭЦ
Fig. 9. Annual specific expenses (rub./GJ) for boiler house and CHP at variation of aCHp: 1 -peak boiler house; 2 -CHP
Из рис. 9 следует, что при рассматриваемых соотношениях тарифов и ежегодных затрат ТЭЦ имеет лучшие показатели на интервале до аТЭЦ = 0,2 и свыше 0,6. В интервале аТЭЦ = 0,2-0,6 технологии имеют примерную равную величину ежегодных удельных затрат на выработку тепловой энергии (руб./ГДж).
Ниже представлен пример расчета ежегодного дохода для ТЭЦ при аТЭЦ = 0,4.
1. Годовая тепловая нагрузка, покрываемая ТЭЦ будет равна соответствующей площади под графиком на рис. 6, т.е. 1 020 720 ГДж/год.
2. При тарифе 475 руб./ГДж доход ТЭЦ от реализации тепловой энергии равняется примерно 485 млн руб./год.
3. При фиксированном значении Эт = 0,5, выработка электроэнергии на тепловом потреблении в пересчете на тепловую энергию пара составит
0,5 • 1 020 720 = 510 360 ГДж/год.
4. При переводе величины выработки электроэнергии на тепловом потребл ении из ГДж в кВт • ч (1 ГДж = =278 кВт • ч) и с учетом тарифа на электроэнергию 3 руб./(кВт • ч) доход ТЭЦ от реализации тепловой энергии составит 510 360 • 278 • 3/100 000 = 426 млн руб./год. В рассматриваемом примере при qт тах = 0,67 доля выработки электроэнергии в конденсационном режиме равна нулю.
5. Суммарный доход ТЭЦ при заданном тепловом графике и аТЭЦ = 0,4 составит 911 млн руб./год.
На рис. 10 представлены сравнение затрат и доходов для рассматриваемого варианта ТЭЦ. Для возврата целевого кредита в течение 5 лет после окончания строительства необходимо иметь несколько завышенные тарифы или субсидии как для ТЭЦ, так и для пиковой котельной, чтобы обеспечить своевременный возврат денежных средств для заданного значения аТЭЦ.
3000
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 Удельная тепловая нагрузка о^ц
Рис. 10. Ежегодные затраты/доходы (млн руб.) на ТЭЦ при варьировании о^ц
1 -затраты в пределах срока возврата кредита; 2 -доход;
3 -затраты после окончания выплаты кредита
Fig. 10. Annual expenses/income (mln rub.) at CHP at variation of aCHp: 1 -expenses within credit payment period; 2 -income;
3 -expenses after credit payment
В случае увеличения тарифа на электрическую энергию с 3 до 7 руб./(кВт • ч) (см. рис. 10) достигается равенство затраты/доходы при a = 0,6 - 0,7 при сроке возврата кредит равном 5 лет. Аналогичный эффект наблюдается при увеличении тарифа на тепловую энергию с 475 до 1075 руб./ГДж.
Графические результаты, представленные в настоящей работе, носят иллюстративный характер и отображают обобщенный критериальный подход.
Литература
1. Андрющенко А.И. О разделении расхода топлива и формирования тарифов на ТЭЦ // Теплоэнергетика, 2004. № 8.
2. Семенов В.Г. Теплофикация в современных рыночных условиях // Энергосовет, 2012. № 2 (21). С. 24-25.
3. Богданов А.Б., Богданова О.А. Термодинамический и статистический методы анализа энергоемкости ТЭЦ // Новости теплоснабжения, 2013. № 07 (155). C. 1-14
4. Лисин Е.М., Анисимова Ю.А., Кочерова А.А., Стрелковски В. Анализ проблем функционирования и предложение решений по повышению конкурентоспособности ТЭЦ в условиях энергорынка // Вестник НГИЭИ, 2015. № 3 (46).
5. Keirstead J., Samsatli N., Shah N., Weber C. The impact of CHP (combined heat and power) planning restrictions on the efficiency of urban energy systems // Energy, 2012. № 41 (1). P. 93-103.
6. Аникина И.Д., Сергеев В.В. Применение тепловых насосов для повышения энергоэффективности паросиловых ТЭС // Научно-технические ведомости СПбПУ, 2013. № 3 (178). С. 56-61.
7. Cho H., Luck R., Eksioglu S.D., Chamra L.M. Cost-optimized real-time operation of CHP systems // Energy Build, 2009. № 41 (4). P. 445-51.
8. Цанев С.В., Буров Б.Д., Ремизов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций. Учеб. пос. М.: Издательский дом МЭИ, 2006. 578 с.
9. Албул В.П., Дроздов С.В., Степанова Т.А., Тумановский В.А., Винниченко Н.В. Анализ показателей работы тепловых электрических станций // Информационные ресурсы России, 2013. № 2 (132). С. 4-7.
10. Албул В., Дроздов С., Степанова Т., Тумановский В. Влияние энергосбережения на вредные выбросы в окружающую среду // Информационные ресурсы России, 2014. № 1. С. 10-14.
11. Лисин Е.М., Степанова Т.М., Жовтяк П.Г. Исследование влияния методов распределения затрат на конкурентоспособность ТЭЦ на энергетических рынках // Научно-технические ведомости СПбГПУ. Экономические науки, 2016. № 6 (256). С. 148-158.
12. Сухарева Е.В. Методы распределения затрат при формировании себестоимости энергии на ТЭЦ // Транспортное дело России, 2015. № 2 (87). С. 43-45.
13. Аврух А.Я. Проблемы себестоимости и ценообразования в электроэнергетике. М.: Энергия, 1977. 464 с.
14. Колибаба В.И., Иобуэ К.Э. Метод распределения затрат и расчет тарифов на производство и передачу электрической энергии (на примере электроэнергетической компании республики Кот-д'Ивуар) // Современные наукоемкие технологии. Региональное приложение, 2015. № 1 (41). C. 60-66.
15. Албул В.П., Тумановский В.А., Степанова Т.А., Дроздов С.В. Анализ эффективности выработки электрической и тепловой энергии в различных схемах генерации // Вестник международной академии наук экологии и безопасности жизнедеятельности, 2014. № 1. С. 46-55.
Заключение
Предлагаемый подход может быть применен и усовершенствован с учетом реальных характеристик рассматриваемого региона (график тепловой нагрузки, тарифы на тепло и электрическую энергию, величина инвестиций в новое строительство, условия кредитования и пр.). Иными словами, значение оптимальной аТЭЦ будет варьироваться от первоначальных условий каждой конкретной задачи.
В настоящий момент в НИУ МЭИ разрабатывается расчетная модель для анализа укрупненных энергетических и экономических показателей различных источников тепловой и электрической энергии (ТЭЦ, КЭС, котельная и пр.). Данная модель может быть легко адаптирована и усовершенствована для каждой отдельной задачи, региона, источника тепловой энергии, сезонности потребителей и прочих факторов.
References
1. Andryushchenko A.I. O razdelenii raskhoda topliva i formirovaniya tarifov na TETs [About the division of fuel consumption and formation of tariffs at CHP] // Teploenergetika. 2004. № 8.
2. Semenov V.G. Teplofikatsiya v sovremennykh rynochnykh usloviyakh [Cogeneration in modern market conditions] // Energosovet. 2012. № 2 (21). S. 24-25.
3. Bogdanov A.B., Bogdanova O.A. Termodinamicheskiy i statisticheskiy metody analiza energoyemkosti TETs. [Thermodynamic and statistical methods of analysis of energy capacity at CHP] // Novosti teplosnabzheniya. 2013. № 07 (155) . C. 1-14
4. Lisin Ye. M., Anisimova Yu.A., Kocherova A. A., Strelkovski V. Analiz problem funktsionirovaniya i predlozheniye resheniy po povysheniyu konkurentosposobnosti TETs v usloviyakh energorynka [Analysis of problems of functioning and some decisions on improvement of CHP concurrence at energy-market conditions] // Vestnik NGIEI. 2015. № 3 (46).
Ситас В.И., Кикоть Е.А., Федюхин А.В., Деревянно О.В.
5. Keirstead J, Samsatli N, Shah N, Weber C. The impact of CHP (combined heat and power) planning restrictions on the efficiency of urban energy systems // Energy. 2012. № 41 (1). P. 93-103.
6. Anikina I.D., Sergeyev V.V. Primeneniye teplovykh nasosov dlya povysheniya energoeffektivnosti parosilovykh TES [Usage of heat pumps for improvement of energy-efficiency of steam-power CHP] // Nauchno-tekhnicheskiye vedomosti SPbPU. 2013. № 3 (178). S. 56-61.
7. Cho H., Luck R., Eksioglu S.D., Chamra L.M. Cost-optimized real-time operation of CHP systems // Energy Build. 2009. № 41(4). P. 445-51.
8. Tsanev S.V., Burov B.D., Remizov A.N. Gazoturbinnyye i parogazovyye ustanovki teplovykh elektrostantsiy [Gas-turbine and steam-turbine setups of heat power stations]. Uchebnoye posobiye. M.: Izdatelskiy dom MEI. 2006. 578 s.
9. Albul V.P., Drozdov S.V., Stepanova T.A., Tumanovskiy V.A., Vinnichenko N.V. Analiz pokazateley raboty teplovykh elektricheskikh stantsiy [Analysis of performance indicators for thermal electrical stations] // Informatsionnyye resursy Rossii. 2013. № 2 (132). S. 4-7.
10. Albul V., Drozdov S., Stepanova T., Tumanovskiy V. Vliyaniye energos-berezheniya na vrednyye vybrosy v okruzhayushchuyu sredu [Influence of energy-saving on hazardous effluents to the environment]. Informatsionnyye resursy Rossii. 2014. № 1. S. 10-14.
11. Ye.M. Lisin, T.M. Stepanova, P.G. Zhovtyak. Issledovaniye vliya-niya metodov raspredeleniya zatrat na konkurentosposobnost
TETs na energeticheskikh rynkakh [Investigation of influence of cost allocation methods on CHP concurrence at energy markets] // Nauchno-tekhnicheskiye vedomosti SPbGPU. Ekonomicheskiye nau-ki. 2016. № 6 (256). S. 148-158.
12. Sukhareva Ye.V. Metody raspredeleniya zatrat pri formirovanii se-bestoimosti energii na TETs [Cost allocation methods for formation of production cost at CHP] // Transportnoye delo Rossii. 2015. № 2 (87). S. 43-45.
13. Avrukh A.Ya. Problemy sebestoimosti i tsenoobrazovaniya v elektro-energetike. [Problems of production costs and price-making in power generating industry^ M.: Energiya, 1977. 464 s.
14. Kolibaba V.I., lobue K.E.. Metod raspredeleniya zatrat i raschet tari-fov na proizvodstvo i peredachu elektricheskoy energii (na primere elektroenergeticheskoy kompanii respubliki Kot-d'lvuar) [Cost allocation method and tariff calculation for production and transmission of electrical energy on the example of power company of Cote d'Ivoire // Sovremennyye naukoyemkiye tekhnologii. Regionalnoye prilozheniye. 2015. № 1 (41). C. 60-66.
15. Albul V.P., Tumanovskiy V.A., Stepanova T.A., Drozdov S.V. Analiz ef-fektivnosti vyrabotki elektricheskoy i teplovoy energii v razlichnykh skhemakh generatsii [Analysis of generation efficiency of electrical and thermal energy for various generation schemes] // Vestnik me-zhdunarodnoy akademii nauk ekologii i bezopasnosti zhiznedeyatel-nosti. 2014. № 1. S. 46-55.
