Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Инновация энергетики в экономике. Теория, тенденции и перспективы. Монография
.pdf
-снижающих мощность ремонтного резерва: повышение удель-
ного веса электростанций, работающих на газе, удлинение межремонтного периода, уплотнение суточного графика нагрузки энергосистемы, ввод на электростанциях агрегатов средней и малой мощности.
Обоснование мощности аварийного резерва
Изменение баланса мощности энергосистемы может произойти
внезапно, в том числе в результате аварии, поэтому некоторая
часть
резерва мощности должна находиться в виде аварийного резерва в
состоянии высокой готовности для принятия нагрузки.
Аварийный резерв мощности предназначен для замены агрегатов, вышедших из работы в результате аварий на электростанциях.
С одной стороны создание аварийного резерва мощности сопряжено с дополнительными капитальными и эксплуатационными затратами на строительство и
содержание резерва в работоспособном состоянии. С другой стороны, отсутствие или дефицит резервной
мощности приводит к перерывам в энергоснабжении, недоотпуску
электроэнергии потребителям, отклонению качественных параметров электроэнергии от нормативных, что может вызвать экономический ущерб в генерации, сетевом бизнесе и (особенно) в потреблении энергии.
В децентрализованной схеме энергоснабжения (на
автономно
работающей электростанции) мощность аварийного резерва должна
быть не меньше мощности самого крупного агрегата на станции, в
энергосистеме должна подвергаться технико-экономическому обоснованию.
При определении мощности аварийного резерва в электроэнер-
гетической системе следует учитывать ряд условностей:
единичная мощность агрегатов в энергосистеме одинаковая и
определяется по формуле:
N
ср агр
= N
эн сист\nагр,
где N
n
эн сист
агр
– установленная мощность станций энергосистемы;
– число агрегатов, установленных на станциях энергосисте-
мы.
131
Выход любого агрегата в аварию является случайным событием.
В связи с чем, возможный дефицит мощности и энергии в системе,
является вероятностной величиной. Поэтому для обоснования мощности аварийного резерва целесообразно использовать методы теории вероятности.
Увеличение мощности аварийного резерва осуществляется последовательной установкой дополнительных резервных агрегатов.
При увеличении аварийного резерва путем
ввода дополнительного
агрегата дефицит мощности в системе и, соответственно, ущерб у
потребителей снижается, а затраты в резервирование возрастают.
Аварийный резерв должен выбираться по экономическим соображениям на основе сопоставления дисконтированных затрат на создание и эксплуатацию резервных агрегатов и затрат на возмещение
ущерба от недоотпуска энергии потребителям и ущерба в
энергосистеме в результате возникновения аварии. Оптимальная мощность
аварийного резерва в энергосистеме определяется из условия минимума суммы дисконтированных затрат на установку резервных агрегатов и затрат на возмещение ущерба.
Размер ущерба у потребителей определяется в соответствии с
недоотпуском электроэнергии и удельным ущербом от недоотпуска
одного киловатт-часа электроэнергии потребителям.
правило, ущерб в энергосистеме в результате аварии с обо-
Как
рудованием на порядок ниже по сравнению с ущербом у потребителей и часто в расчетах не учитывается.
Суммарные затраты на резервирование и возмещение ущерба
определяются по формуле:
З =
з
рез
· N
ав рез
+
з
ущ
· Э
недоотп
з
где:
рез
– удельные дисконтированные затраты на создание и
содержание
одного киловатта резервной мощности, тенге./кВт;
N
з
ущ
– мощность аварийного резерва, кВт;
ав.рез
– удельный ущерб от недоотпуска одного киловатт-часа по-
требителям, тенге./кВт·ч.
Э
недоотп –
недоотпуск электроэнергии потребителям, кВт·ч\ год.
Условием достижения минимальных затрат является равенство.
132
(27)
,
∂З / ∂N
з
= -зущ · ∂Э
рез
ав.рез
= з
рез
недост
· (∂N
/ ∂ N
ав.рез
ав.рез
/ ∂N
) + зущ · (∂Э
ав.рез
недост
/ ∂ N
ав.рез
) = 0
(28)
Выражение является условием установки последнего резервного
агрегата, которое можно сформулировать как равенство удельных
дисконтированных затрат на создание и содержание дополнительного киловатта мощности аварийного резерва и удельных дисконтированных затрат на возмещение ущерба у потребителей от каждого дополнительно недоотпущенного киловатт-часа энергии.
133
9. СРАВНИТЕЛЬНЫЕ ОЦЕНКИ РАЗДЕЛЬНОГО И СОВМЕ-
ЩЕННОГО ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ В СФЕРЕ ЭКОНОМИКИ.
9.1 Сравнительная эффективность комбинированного и раздельного энергоснабжения
Эффективность схемы комбинированного энергоснабжения
(ТЭЦ) определяется относительно замещающего проекта-схемы
раздельного энергоснабжения (КЭС+ котельная).
Предварительно проекты ТЭЦ и раздельной схемы энергоснабжения приводятся в сопоставимый вид по энергетическим и экономическим условиям
(Э
отп
тэц
= Э
отп
кэс
; Q
тэц
отп
= Q
отп
кот
).
В проекте ТЭЦ и схеме раздельного энергоснабжения для каждого года инвестиционного периода рассчитываются следующие
показатели:
-производство и полезный отпуск электроэнергии, а так же от-
пуск тепла с коллекторов ТЭЦ и котельной;
-расход топлива;
-затраты на производство электроэнергии и тепла;
-инвестиции в проекты;
-налоги.
Определяется денежный поток, и
рассчитываются критерии
коммерческой эффективности проекта: ЧДД, период окупаемости,
ВНД и ИД.
Исходя из соотношения критериев по проектам, выбирается оптимальный инвестиционный проект. В случае если чистый дисконтированный доход в комбинированной схеме энергоснабжения будет больше по сравнению со схемой раздельного энергоснабжения,
эффективным признается проект ТЭЦ.
Таблица 12.
Исходные данные.
Число
и тип
турбин
4ПТ80-130
П
D
Ч
Т
)ч/т(,
D
Ч
140 200
Число
)ч/т(,
и тип
турбин
4Т-100130
Т
D
Ч
Т
)ч/т(,
max
Э
)ч(,Т
max
П
)ч(,Т
max
)ч(,Т
240 3500 6000 6200
134
Затраты на
K
передачу
электрической энергии
в % от себе-
Затраты на
передачу
тепловой
энергии в
% от себе-
Исходные данные.
k
P
, рай-
h
КЭС.уст
онный
коэффициент
Таблица 13.
)час(,
Доля капиталовложения в пер-
вый год,
К
стоимости,
ээ
С
пер
стоимости,
тэ
С
пер
10 23 1.0 7000 60
Исходные данные
Расчетный период – 10 лет;
Норматив прибыли ПР = 45%;
Налог на прибыль – 18 %;
ТЭЦ и КЭС строятся 2 года (в 1-й год капиталовложения равны);
Котельная строится за 1 год;
Нагрузка потребителей в течении расчетного периода не меняет-
ся;
9.2 Определение капитальных
вложений в энергетические объекты
9.2.1 Капитальные вложения в ТЭЦ
Суммарные капитальные вложения на
ТЭЦ определяются по
формуле:
К
П1
где
К
П
К
1Т
К
Т
n
П
- число парогенераторов;
n
Т
- число турбогенераторов;
к
Р
- районный коэффициент, учитывающий удорожание строи-
- капиталовложения в первый парогенератор;
- капиталовложения в каждый последующий парогенератор;
- капиталовложения в первый турбогенератор;
- капиталовложения в каждый последующий турбогенератор;
n
тельства в зависимости от района строительства (
135
кккК1КК1nК
перТРТТТ1ППП1ТЭЦ
,
к
9.0
Р
) ;
(29)
к
1
Ч
Т
- коэффициент, учитывающий вид топлива (в расчете для га-
1
к
за принимаем
к
пер
- коэффициент пересчета, учитывающий рост цен (задается
Т
);
преподавателем, с учетом действующих на данный момент цен
руб
пер
4
101к
руб
нов
стар
).
Таблица 14. Капитальные затраты на сооружение ТЭЦ
(млрд.тенге.).
Исходные данные
Кол-во агре-
гатов
Тип аг-
регата
К
П
К
П
К
1Т
К
Т
n
П
n
Т
4 ПТ-80-
130
4 Т-100-
130
86
000
51
750
- - 76
- -
750
ТЭЦ
.
млрд.руб 75838
1010190375501476750517501486000K
,.
9.3 Капитальные вложения
в отопительную и промышленную котельные
Отопительная котельная
Отопительные котлы выбираются по часовой мощности отопи-
час
Q
кот.от
тельной котельной
(ГДж/час), которая принимается равной
часовому расходу пара на отопление во всех турбинах ТЭЦ
(Т/час).
550
4
Т
D
37
час
.
котот
Т
ЧП
Т
ЧТ
4400402404200440
,/][,/]DnDn[Q
ГДж/час (30)
На основе мощности отопительной котельной по приложению
(таблица 15) выбираются водогрейные котлы (основные и резервные) и рассчитываются капитальные вложения в отопительную ко-
Q
кот.от
тельную
Принимаем 22
.
ПТВМ 50
136
Параметры отопительного котла.
Ч
час
Q
колво
(N)
Марка
кот.от
одного
котла,
ГДж/ч
Суммарная
Q
ГДж/ч
час
Требуемая
час
кот.от
,
Q
кот.от
ГДж/ч
ПТВМ
22
209 4598 4400 9050 2360
50
К
2
- капитальные затраты в два первых котла;
К
П
- капитальные затраты в последующие котлы.
Капиталовложения в отопительные котлы
.
млн.руб065
..
перТРП2котот
Таблица 15.
К
2
,
млн.
тенге.
кот.Кот
:
,.))(())N((
4
101019023602189050кккK2КК
К
П
,
млн.
тенге.
(31)
Производственная котельная
Расчет аналогичен пункту 4.2.2.1 по часовому расходу пара на
П
промышленные нужды
мышленной котельной
считываются капиталовложения
D
определяется часовая мощность про-
час
Q
кот.пр
(ГДж/час), выбираются котлы и рас-
К
кот.пр
.
час
.
котпр
Т
ЧП
8002004
DnQ
т/ч
Принимаем котлы 32
Е-25/14
Таблица 16.
Параметры производственного котла.
ол-
Марка
во
(N)
32 Е-
25/14
час
Q
кот.пр
котла
т/ч
одного
Суммарная
час
Q
кот.пр
т/ч
Требуемая
час
Q
кот.пр
т/ч
25 800 800 4275 1315
К
2
,
млн.
тенге.
(32)
К
П
,
млн.
тенге.
4
3,93101019013152324275К
.
котпр
,.))((
137
млн. тенге.
Суммарные капитальные вложения на отопительную и промыш-
P
P
P
K
ленную котельные:
998933065ККК
котпркототкот
..
...
млн. тенге.
9.3.1 Капитальные вложения в КЭС
Принимаем выработку электрической энергии на ТЭЦ и КЭС
одинаковой, тогда установленная мощность КЭС определяется по
следующей формуле:
h
P
КЭС.уст
h
ТЭЦ.устТЭЦ.уст
КЭС.уст
, где
ТЭЦ.уст
- установленная мощность всех турбин ТЭЦ;
h
ТЭЦ.уст
и
h
КЭС.уст
- число часов использования установленной
мощности соответственно ТЭЦ и КЭС.
7201004804
ТЭЦ.уст
8000
h
ТЭЦ.уст
h
КЭС.уст
P
КЭС.уст
7000
7000
ч
ч
8000720
МВт (6ПТ-80-130 и 3Т-100-130)
8.228
МВт
Далее по приложению (таблица 3) выбирается тип турбин КЭС.
Принимаем три блока К-210-130
Таблица 17
Параметры турбогенераторов.
кол-во
(N)
3
Марка
К-210-
130
Р
котла
,
МВт
210 198000 96000
К
ге.
1БЛ
, млрд. тен-
К
БЛ
, млрд. тен-
ге.
Рассчитаем капиталовложения в КЭС:
n
Где:
138
кккК1К
перТРБЛБЛ1БЛКЭС
,
(33)
К
1БЛ
- капиталовложения в первый блок КЭС;
К
БЛ
- капиталовложения в последующие блоки КЭС;
n
БЛ
- число блоков.
КЭС
4
1010,19.09600014198000K
7.43
млрд. тенге.
9.4 Расчет годовых эксплуатационных издержек на выработку
электрической и тепловой энергии
9.4.1 Годовые расходы на ТЭЦ
Суммарные годовые издержки на ТЭЦ определяются по форму-
ле:
ТЭЦ
ИИИИИИ
ПРВСОЗПТ
.
И
Т
Расход на топливо (
)
потерьГТ
Р
Ц70001ВИ Q
Т
Н
, где
В
Г
- годовой расход условного топлива (т.у.т./год), определяе-
мый по топливным характеристикам (см. приложение таблица 5);
потерь
портировке (в расчетах для газа
Р
Q
Н
Ц
Т
- коэффициент, учитывающий потери топлива при транс-
потерь
0
);
- низшая теплота сгорания натурального топлива (для газа
нм
.т.у.т
3
);
Р
Н
3
108,07000
Q
- цена топлива (для газа в расчетах принять
нм
.руб
3
).
120кЦ
перТ
В4В4В
ГГ
13080ПТ
Г
130100Т
Г
h
Р
– число часов использования установленной мощности (8000
13080ПТ
DDh
Э348,00205,00665,042,2В
ГГТГПР
, где
ч);
139
ГП
D
D
D
/
D
Р
,
ГТ
- годовые расходы топлива на пар и тепло соответ-
ственно (учитывая расход, число турбин и
чМВт
Э
Г
- выработка электроэнергии (
ГП
ГТ
год/т4900003500140
годтD
/7000003500200
год
э
maxТЭЦГ
480000600080ТЭ
Р
чМВТ
год
Г
Г
ГТ
Г
Г
Г
Т
Т
13080ПТ
т.у.т./год233335
130100Т
12000006000200Э
130100Т
4
10Ц
Расходы на заработную плату (
т.у.т./год278630046324042333354В
ЗП
3.27012,0
).
Э345,00175,09,2В
ГГТP
Dh
т14880006200240
год
чМВТ
год
нм
.руб
3
3
108,0012842160И
012,0120
И
h
).
год
Р
руб.млн
, т/год);
480000348,07000000205,04900000665,0800042,2В
т.у.т./год4632401200000345,014880000175,080009,2В
РЧ1ФЗПИ
ТЭЦ.устэксплстрЗП
, где
руб..
годчел
(в рас-
ФЗП
- фонд заработной платы одного рабочего
четах принимается равным 8-ми минимальным заработным платам
в месяц);
стр
- коэффициент отчислений на социальное и медицинское
страхование, пенсионный фонд и фонд занятости (принять
39,0
стр
Ч
экспл
расчетах принять для ТЭЦ
экспл
);
ТЭЦ.уст
- установленная мощность ТЭЦ;
- удельная численность эксплуатационного персонала (в
140
35,1Ч
чел./МВт, для КЭС -
8,0Ч
чел./МВт,).
экспл
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]