CC BY
60
A Comparative Analysis of the Efficiency of Thermal and Electric Energy Production in the District Heating Systems
Berzan V., Postolaty V., Bikova Elena, Babich V.
Institute of Power Engineering of the Academy of Sciences of Moldova Chisinau, Republic of Moldova
Abstract. In the base of the technical and economic indicators of the exploitation, an analysis of the efficiency of operation of Combined Heat and Power stations (CHP) in the district heating system at various loads during the year have been provided. The value of specific indicators of operation of the CHPs have been determined: a specific consumption of the fuel, the cost of the fuel per unit of energy produced, as well as the difference between the selling price of energy and acquisition costs of the fuel. As have been found, the optimization of CHP's of the district heating loading during the year in the Chisinau municipality can offer an economic benefit amounted at 13-19 mln. lei MD in comparison with the current practice of CHP's generation capacity use.
Keywords: CHP, efficiency, assessment, specific consumption, the share of energy produced fuel cost.
Analiza comparativa a eficien^ei producerii energiei termice electrice in sistemele de alimentare
centralizatä cu energie termicä Berzan V., Postolati V., Bicova E., Babici V.
Institutul de Energeticä al Academiei de §tiinte a Moldovei Chi§irnu, República Moldova
Rezumat. In lucrare s-a realizat analiza eficien^ei func^ionärii centralelor electrice cu termoficare (CET) a sistemului de alimentare centralizatä cu energie termicä in baza indicatorilor tehnico-economici de exploatare a lor la diverse sarcini termice pe parcursul anului. S-au determinat valorile indicatorilor specifici de funcionare ai CET-urilor: consumul specific de combustibil, costul combustibilului la producerea unei unitä^i de energie, precum §i diferenja costului vanzärilor energiei §i a cheltuielilor de procurare a combustibilului utilizat. S-a constatat, cä optimizarea incärcärii CET-urilor pe parcursul anului a sistemului centralizat de alimentare cu energie termicä a ora^ului Chi^inäu poate asigura un beneficiu economic la nivel de 13-19 mil lei in comparare cu practica curentä de utilizarea a capacitä^ilor de generare a CET-urilor. Cuvinte-cheie: CET, eficienjä, evaluare, consum specific, cota combustibilului in costul energiei produse.
Сопоставительный анализ эффективности производства тепловой и электрической энергии в
системах централизованного теплоснабжения Берзан В.П., Постолатий В.М., Быкова Е.В., Бабич В.М.
Институт энергетики Академии наук Молдовы Кишинев, Республика Молдова Реферат. В работе выполнен анализ эффективности работы тепловых электростанций централизованного теплоснабжения на основе технико-экономических показателей их работы при различной тепловой нагрузке в разное время года. Определены удельные показатели работы ТЭЦ: удельный расход топлива, стоимость использованного топлива при производстве одной единицы энергии, а также разность стоимости поставленной потребителю энергии и затрат на закупку первичного топлива. Показано, что оптимизация использования в течение года генерирующих мощностей в централизованной системе теплоснабжения г. Кишинэу может обеспечить экономический эффект на уровне 13-19 млн. леев по сравнению с базовым алгоритмом использования ТЭЦ. Ключевые слова: ТЭЦ, эффективность, оценка, удельный расход топлива, доля стоимости топлива в стоимость произведенной энергии.
I. ВВЕДЕНИЕ
Тепловая и электрическая энергия представляет собой специфические коммерческие продукты, причем полагают, что электрическая энергия является более ценной по сравнению с тепловой. Для получения как электрической, так и тепловой
энергии необходимо осуществить
преобразования других видов энергии (химической, механической, атомной, гидравлической, солнечной и т.п.). Поскольку любое преобразование происходит с потерями энергии, то стремление использовать самые эффективные и
современные технологии при производстве желаемого или требуемого вида энергии представляется обоснованным и
целесообразным.
В современной энергетике доминируют технологии преобразования углеводородного топлива в тепловую и электрическую энергию. Неравномерность распределения месторождений углеводородов на Земле, необходимость их транспорта на большие расстояния (к местам потребления), а также ограничения возможности их покупки в требуемых количествах создают сложности для надежного обеспечения конечных потребителей энергией.
Повышение эффективности использования энергетического потенциала первичного топлива является актуальной экономической и социальной задачей, которая решается за счет внедрения новых энергоэффективных технологий. Актуальность этой проблемы подтверждается и тем, что для углеводородной энергетики первичное топливо может достигать до 80 % от конечной стоимости произведенной энергии. Поэтому выбор технологии производства энергии, а также режимов работы источников, использующих углеводороды, должен базироваться также на критерии эффективности использования первичного топлива.
Когенерация относится к самым передовым способам производства тепловой и электрической энергии, но из-за различных физических свойств этих видов энергии возникают некоторые проблемы, к которым можно отнести: разнесение затрат производства на тот или иной вид энергии [1], оценку экономической эффективности работы когенерационных источников в зависимости от режима нагрузки и времени их работы. Проблема сопоставительного анализа эффективности источников генерации энергии [2] часто рассматривается только с технической стороны с использованием привычных для инженеров показателей, например, КПД, доля электрической и тепловой энергии, произведенной в режиме когенерации, удельные показатели расхода топлива и т.п., которые не всегда корректно могут отобразить экономическую эффективность работы рассматриваемого объекта.
Задача настоящей работы состоит в разработке и обосновании подхода
сопоставительного анализа эффективности работы источников производства
электрической и/или тепловой энергии на основе производственно-финансовых
показателей их работы за определенный период времени.
II. ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ ПОДХОДЫ ПРИ СОПОСТАВИТЕЛЬНОМ АНАЛИЗЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСТОЧНИКОВ ГЕНЕРАЦИИ ЭНЕРГИИ
Для оценки эффективности работы источников генерации энергии и систем транспорта и распределения тепловой энергии потребителям используются наборы и группы различных показателей (индикаторов): удельный расход топлива на производстве единицы энергии, КПД, который имеет в своей основе закон сохранения энергии, эксергетический КПД, который базируется на втором законе термодинамики для всей системы [3].
При анализе и оценке эффективности структур, в которых в качестве первичного источника энергии служит тепло, полученное за счет сжигания первичного топлива, в качестве показателя энергетической эффективности применяется коэффициент использования топлива (КИТ) [3,4]. Показатель КИТ чаще используется в странах Западной Европы, а в России и странах Восточной Европы используется удельный расход топлива на производстве единицы электрической и тепловой энергии [4]. Также используется величина „термическая эффективность", которая характеризует долю тепловой энергии, полученной при сжигании первичного топлива, которая преобразуется в электричество и/или тепло [4], доля электрической и тепловой мощности энергетической установки [5], суммарный КПД процесса когенерации, показатель когенерации высокой эффективности [6].
В настоящее время достаточно часто используется понятие когенерации высокой эффективности. Это понятие имеет в основе уровень снижения расхода топлива при когенерации в сравнение с раздельным производством электрической и тепловой энергии. Если технология позволяет снизить расход топлива при комбинированном производстве электрической и тепловой энергии на 10% и более по сравнению с раздельным производством электрической и
тепловой энергии, то это служит критерием и основанием для утверждения, что речь идет о когенерации высокой эффективности [6,7].
Производство тепловой и электрической энергии в режиме когенерации создает ряд трудностей при оценке уровня эффективности функционирования
различных источников генерации,
работающих в составе централизованных систем теплоснабжения. Известен ряд подходов, используемых для оценки эффективности источников когенерации. Эти подходы имеют в своей основе физические основы экономии топлива при когенерации, сопоставление значения суммарного КПД, распределение топлива по виду произведенной энергии и т.п.[8].
При оценке эффективности работы ТЭЦ применяют около 20 методов и способов [9], но чаще всего исследователи используют балансовый (физический) метод и эксергетический подход. Эти методы сводятся в итоге к определению удельных затрат топлива на единицу произведенной энергии.
Специфика задачи оценки эффективности ТЭЦ связана с тем, что электрическая и тепловая энергия поставляется на различные рынки, используя при этом различные единицы измерения количества поставляемой потребителям энергии. Выражение тепловой и электрической энергии в одинаковых единицах измерения (физических или денежных) позволяет более явно выполнить сопоставительный анализ работы источников генерации с различным составом энергетического оборудования, и в конечном итоге оценить и эффективность используемой технологии производства энергии.
Поскольку результаты финансовой деятельности любого предприятия, в том числе оказывающего энергетические услуги, определяют ее конкурентоспособность и благополучие, анализ эффективности их работы целесообразно представить в денежном выражении. Это является следствием того, что в конечном итоге электрическая и тепловая энергия продаются и представляются в стоимостной форме (денежный эквивалент).
Отметим, что денежный эквивалент энергии зависит от различных факторов: вид и характеристики топлива, доступность первичного топлива и доли импорта, уровень технологии преобразования, передачи и
распределения энергии, ситуация на рынках топлива и энергии, уровень субсидий, тарифной политики государства [10], платежеспособности населения и т.п. Отсюда следует, что показатель, который мы определяем как эффективность когенерации, зависит как от технико-технологических особенностей работы энергетических структур, так и от ситуации на финансовом рынке и в социальной сфере [11].
Экономическая эффективность ТЭЦ определяется показателями по прибыли и рентабельности для определенного периода эксплуатации. Прибыль и рентабельность зависят не только от уровня тарифов на электрическую и тепловую энергию, но и от метода расчета тарифов [10]. Топливо имеет наибольшую долю в текущих затратах. Считается, что ТЭЦ находится в зоне экономического комфорта, если
рентабельность предприятия находится на уровне 10-20% [10].
Перераспределение (в сторону повышения) затрат топлива на производство электрической энергии на ТЭЦ [10] также приводит к определенным трудностям при сопоставлении эффективности работы ТЭЦ в составе централизованных систем
теплоснабжения. Проблема сравнения по критерию "эффективность" усложняется, если сопоставляемые ТЭЦ имеют разную мощность и работают при переменной тепловой нагрузке. В зависимости от структуры силового оборудования ТЭЦ имеют разные показатели отношения электрической и тепловой мощности к суммарной мощности ТЭЦ.
Эксплуатационные характеристики ТЭЦ зависят от различных факторов, а возможные их отклонения в процессе работы могут привести к существенным изменениям технико-экономических показателей
предприятия. Эти отклонения влияют на конечную стоимость произведенной энергии.
Фактическая стоимость произведенной энергии на ТЭЦ не постоянна, и в различные периоды года изменяется в пределах 20-90% из-за изменения значения коэффициента использования топлива (КИТ), поскольку значение КИТ в процессе производства энергии может уменьшиться до 0.35 от его нормируемого значения [12]. Этот факт подтверждает необходимость и
целесообразность комплексного подхода при оценке эффективности работы когенера-
ционных источников, а также необходимости оптимизации режима генерации энергии в системах централизованного теплоснабжения на основе экономического критерия.
Использование для оценки эффективности, к примеру наибольшего значения соотношения, между произведенной электрической и тепловой энергией не отражает однозначно и в полной мере преимущества ТЭЦ с таким показателем в сравнении с другими электростанциями, на которых этот показатель ниже. Например, в [12] для повышения энергетической эффективности ТЭЦ рекомендуется уменьшить долю выработанной
электрической энергии в общем объеме произведенной.
Изначальное принятие, что электрическая энергия является более ценным продуктом по сравнению с тепловой (эксергический метод) для построения стратегии выработки энергии на ТЭЦ, может привести к ошибочной оценке эффективности работы источников в режиме когенерации [13].
III. МЕТОДИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ
В работе [14] рассмотрена проблема анализа эффективности работы ТЭЦ с использованием официальной статистической информации. Статистическая информация позволяет получить стохастические модели, которые могут быть использованы для определения параметров и статических характеристик ТЭЦ при изменении их нагрузки, в том числе тепловой.
Целью любого экономического агента является получение финансового результата, который бы превышал его затраты, т.е. получение добавленной стоимости от производственной деятельности. В случае производства и продажи энергии доля стоимости покупного первичного топлива может составить около 80% в цене продаваемой энергии. Например, анализ структуры тарифов на электрическую и тепловую энергию S.A. TERMOELECTRICA в 2016 г. [15] дает для данного показателя значение на уровне 78,6%. При такой ситуации, обоснованно рассматривать в качестве основной переменной величины затраты на покупку топлива, а в качестве выходной величины - выручку от продажи энергии потребителям.
Такой подход обоснован и тем, что доля остальных затрат, которые сравнительно постоянны по сравнению с затратами на покупку первичного топлива, составляют порядка 20% в цене продавамой энергии. При анализе будем полагать, что все затраты, за исключением топлива, являются в пределах рассматриваемого периода постоянными. Первичное топливо и его стоимость рассмотрим, как переменную величину, которая зависит от количества произведенной энергии. Поскольку для ТЭЦ тепловая энергия является основным коммерческим продуктом, то в качестве независимой переменной рассмотрим ее тепловую мощность. Электрическая мощность является производной величиной от тепловой мощности в режиме производства энергии по схеме когенерации.
А. Первичная информация и показатель эффективности
Информация, представляемая в открытом доступе производителями энергии, имеет достаточно ограниченный объем и охватывает определенные интервалы времени, например, технико-экономические показатели в течение одного квартала. Эта информация может содержать сведения о максимальной электрической и тепловой располагаемой мощности в отчетном периоде, объемы произведенной и отпущенной энергии, общий КПД, количество использованного топлива, объем выбросов парниковых газов, уровень оплаты потребителями оказанных энергетических услуг.
При анализе экономической
эффективности используются значения тарифов и стоимость топлива, регламентируемые национальным
регулятором. Если на основе обработки статистической информации получены функциональные зависимости базовых параметров, то имеется возможность выполнить параметрический анализ эффективности работы ТЭЦ при различных условиях работы (изменение нагрузок, тарифов на топливо, электрическую и тепловую энергию, в том числе учесть при необходимости и замену топлива, т.е. энергетические показатели используемого вида топлива.
Оценка эффективности работы источников генерации может быть выполнена с использованием натуральных единиц измерения (ЫВт, Гкал, Гкал/ч, т.у.т., кВтч), именных удельных единиц измерения (г/кВтч, кг/Гкал), а также в системе относительных единиц [14].
Поскольку базовым видом энергии источников систем централизованного теплоснабжения является тепло, то при анализе эффективности работы ТЭЦ и котельных выберем тепловую мощность. В этом случае электрическая мощность ТЭЦ является вторичным производным
параметром, как и вырабатываемая электрическая энергия.
В качестве показателя эффективности определим создаваемую добавленную стоимость при преобразовании первичного покупного топлива в энергию, которая продается поставщику или поставляется непосредственно конечному потребителю. Электроэнергия поставляется через поставщика в электроэнергетическую систему, а финансовые показатели вычисляется на основе тарифа, установленного национальным регулятором.
В системах централизованного теплоснабжения тепло может производиться как ТЭЦ, так и котельными. На ТЭЦ часть произведенной энергии (это относится в большей степени к электрической энергии) используется на собственные нужды ТЭЦ. В случае котельных электрическая энергия, требуемая для их работы, покупается у электрокомпаний. Для того, чтобы можно было сравнивать источники генерации систем централизованного теплоснабжения,
необходимо привести их к сопоставимым условиям работы. Поэтому электрическую энергию, покупаемую котельными, целесообразно отнести к категории собственных нужд котельной.
Тепловая энергия также может продаваться поставщику по установленным тарифам или на основе контракта, но существует и другая опция, когда производитель является интегрированным по вертикали предприятием и это предприятие занимается производством, транспортом и распределением тепловой энергии конечному потребителю. При таком раскладе интегрированное по вертикали предприятие можно рассматривать как "черный ящик" входом которого является топливо, а
выходом отпущенная конечному
потребителю энергия. Как первое, так и второе удобно представить в стоимостном виде.
Остальные влияющие факторы отнесем к группе возмущающих величин, амплитуда которых значительно меньше, чем размах колебания нагрузки, а, следовательно, это относится непосредственно и к объему топлива, используемого в технологическом процессе. По сути, все факторы, которые не относятся к первичному топливу (входная величина) и энергии (выходная величина), можно представить в качестве постоянной величины в рассматриваемом временном диапазоне.
Принимая изложенные условия за основу, можно предложить алгоритм анализа эффективности источников генерации электрической и/или тепловой энергии, которые работают в режиме квазипеременной тепловой нагрузки в составе
централизованной системы теплоснабжения. В качестве основного показателя для сопоставления различных источников генерации электрической и тепловой энергии в системе централизованного
теплоснабжения зададим разность между стоимостью, произведенной (или проданной потребителю) энергии и стоимостью покупного первичного топлива. Предлагается назвать эту величину "добавленная стоимость" преобразования первичного топлива в энергию.
В случае производства тепловой энергии котельными необходимо при определении "добавленной стоимости" вычесть стоимость электроэнергии, поставленной из распределительных сетей.
В. Алгоритм оценки эффективности источника генерации
1. Обработка и анализ первичных данных (статистические данные об эксплуатации, о тарифах и т.п.) и изменениях этих величин на протяжении рассматриваемого временного периода. Получение числовых рядов для заданных дискретных интервалов времени. Например, эти временные интервалы задаются в зависимости от особенностей характера изменения тепловой нагрузки и/или особенностей систем учета произведенной
энергии: ежедневно, еженедельно, ежемесячно или поквартально.
2. Расчет усредненных значений
эквивалентной тепловой мощности Р и
У
электрической мощности Р источника для заданного или установленного интервала наблюдения, например, для квартала. Использование в качестве дискретизации по времени квартала исходит из того, что предприятия чаще всего оформляют производственно-финансовые показатели поквартально. Значение эквивалентной мощности генерации источника вычисляется из объема произведенной
тепловой
W„
и электрической
Же энергии или отпущенной тепловой
энергии электрической
К,.от
коллектора энергии Же!
и
трансформаторных шин. Данные о собственном потреблении тепловой энергии производителями встречаются редко, поскольку доля тепловой энергии на собственные нужды является незначительной и не превышает 0.15% от произведенной тепловой энергии. Потому при анализе можно принять, что произведенная и отпущенная тепловая энергия имеют одинаковые значения, т.е. Ж = Ж , . Собственное потребление
электрической энергии на ТЭЦ Жс и
значение эквивалентной электрической мощности Р , соответствующей этому
потреблению, определяется как разность произведенной и отпущенной
электрической энергии с шин ТЭЦ, т.е., ЖсР = Жер -Же1 . Эквивалентная
мощность генерации для покрытия собственных нужд вычисляется по формуле
Р = Ж /М, где М
е.с.р. е.с.р. ' ^
продолжительность в часах интервала дискретизации по времени для принятой схемы учета произведенной энергии, например, в часах. В случае поквартального учета М= 2190 ч. Значение среднеквартальной мощности генерации вычисляется по формуле
Р.с.р = Ж.с.р /2190ч. Аналогично
вычисляются среднеквартальные
(эквивалентные) мощности генерации
тепловой энергии Р = Жчр /2190 и электрической энергии Р = Жер / 2190.
3. Приведение и представление используемых при анализе величин к одной системе единиц измерения, например, СИ. Это относится и к единицам, характеризующие в целом, производственно-финансовую деятельность предприятия. При приведении величин к одной системе единиц рекомендуется использовать соотношения: 1 ЫВтч=1,163 Гкал; 1т.у.т.=7 Гкал=8,141 МВтч; природный газ 1м3 =8050 ккал (данные АО «Молдовагаз»); 1Гкал=124,2 m3 природного газа и 1ЫВтч=106,8 м3 природного газа.
4. Получение аппроксимирующих уравнений зависимости эквивалентной мощности генерации электрической энергии Рер = /(Р ) и эквивалентной мощности
генерации электрической энергии на собственные нужды источника
Р с р. = (Р ) , где Ру - независимая
переменная, которая представляет значение эквивалентной тепловой мощности источника (усредненное значение для заданного интервала времени А1, например квартала). Аппроксимирующие функции Р = / (Р) и
Рср = (Р ) определяются, используя
известные значения производственных показателей работы источника генерации для разных тепловой и электрической нагрузок.
5. Определение усредненного значения коэффициента использования топлива (КИТ) для временного интервала А^ например, квартала. Значение параметра КИТ вычисляется как отношение суммы электрической и тепловой энергии (Ж + Жер ) (или мощности), произведенной на интервале времени А1 к энергии Жсош (мощности), содержащиеся в первичном топливе: КИТ=( Ж + Жер )/ Ж™. Для получения аппроксимирующей зависимости КИТ = f (р )
необходимо использовать экспериментальные данные (эксплуатационные показатели источника), где Р - это эквивалентная тепловая мощность
с
генерации источника. Аппроксимирующая функция КИТ = f (Р ) используется при
определении текущих значений КИТ при изменении тепловой мощности Р
источника. Эта аппроксимация может быть представлена полиномом или может быть и кусочно-линейной. Кусочно-линейная аппроксимация позволяет рассчитать значения КИТ и за пределами интервала значений переменной Р ,
полученных из данных эксплуатации.
6. Расчетное значение количества топлива Кот п (в натуральных единицах, например, для природного газа в метрах кубических), требуемого для производства электрической и тепловой энергии в зависимости от тепловой мощности Р
источника, определяется с
использованием аппроксимирующей
характеристики КИТ = f (Р ), причем
значение электрической мощности Р источника определяется расчетным образом по зависимости Р = /(Р) ,
которая может быть представлена графически или в виде аналитической функции.
7. Добавленная стоимость ДС преобразования первичного топлива в энергию вычисляется как разность между выручкой от суммы продажи электрической СI и тепловой СчI энергии за рассматриваемый интервал времени М (Сд+е1, = С9Л + Се1) и затрат закупки топлива Ссот , т.е. ДС= Сч+е1 - Ссот . Расчет величинС , С и С выполняется,
используя действующие тарифы, утвержденные НАРЭ. При
параметрическом анализе тарифы при расчете этих величин задаются исследователем.
8. Выполнение поверки расчетных значений показателей, характеризующих режим работы источников, рекомендуется осуществить методом сравнения с их точечными значениями полученных на основе обработки данных эксплуатации
источников или системы
централизованного теплоснабжения,
которая представляется как "черный ящик", входом в котором является топливо, а выходом - отпущенная потребителям электрическая и тепловая энергия в стоимостном выражении.
9. Для оценки эффективности работы источников генерации и/или централизованной системы теплоснабжения при принятых входных данных в зависимости от тепловой нагрузки в рассматриваемом периоде и для отдельных выделенных интервалов времени М используется критерий "добавленная стоимость" преобразования топлива в энергию.
10. Выполнение (при необходимости) параметрического анализа влияния различных факторов на изменение значения критерия "добавленная стоимость", например, как следствие изменения тарифов на электрическую и тепловую энергию, стоимость первичного топлива на рынке или колебания курса национальной валюты.
IV. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ИСТОЧНИКОВ
ГЕНЕРАЦИИ В СИСТЕМЕ ЦЕНТРАЛИЗОВАННОГО ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
A. Показатели работы источников когенерации ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2
Применим предложенный алгоритм для анализа и оценки эффективности работы ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 г. Кишинэу в период 20122016 годов. Данные о производственной деятельности приведены на web странице SA TERMOELECTRICA [13], которые после упорядочения приведены в Приложение к данной работе. На рис. 1 представлены данные о производстве электрической и тепловой энергии ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 за рассматриваемый период.
Рис.1. Производство электрической, тепловой энергии и потребление первичного топлива ТЭЦ-
1(а) и ТЭЦ-2 (б) в 2012-2016 гг.
Рассмотрим также некоторые особенности производства энергии в течение года. На рис.2 приведены данные о ежеквартальном
производстве электрической и тепловой энергии и усредненные показатели по кварталам за рассматриваемый период.
Рис. 2. Производство электрической, тепловой энергии ТЭЦ-1(а) и ТЭЦ (б) поквартально в 20122016 гг. и их усредненные значения.
За рассматриваемый период наблюдается снижение производства электрической и тепловой энергии как на ТЭЦ-1, так и на ТЭЦ-2. Поскольку 2016 год еще не завершен,
рассмотрим некоторые параметры производства условии, что на данном показатели IV кв. 2016 г.
статистические энергии при этапе не учтем
Для оценки степени корректности предположения об объективности снижения производства энергии на основе имеющихся производственных показателей предположим, что их отклонения близки к нормальному закону распределения случайных величин. Для располагаемого объема данных такая гипотеза не совсем обоснована, но в первом приближении мы воспользуемся ею при оценке объективности тренда снижения производственных показателей источников когенерации. Для этого определим размах отклонений ДХмах=Хмах-Хмин наблюдаемых одноименных величин, рассчитаем средние арифметические значения Хср и выполним оценку среднеквадратичного отклонения (СКО) используя приближенное соотношение о=ДХмах/6. Оценочные значения возможного максимального случайного отклонения рассмотренных величин вычислим по формуле Хма= Хср ±3о. В табл. 1 приведены некоторые статистические показатели производства электрической и тепловой энергии и количества используемого топлива.
ТАБЛИЦА 1. СТАТИСТИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ПРОИЗВОДСТВА ЭНЕРГИИ И ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТОПЛИВА НА ТЭЦ-1 И ТЭЦ-2
Из табл. 1 следует, что тенденции снижения производства наблюдаются для ТЭЦ-1, поскольку все рассмотренные показатели 2015 года ниже значений, определенных как случайные отклонения.
В случае ТЭЦ-2 можно говорить о возможном тренде снижения производства энергии, поскольку объемы производства (прогнозные с учетом наработки за IV кв.
2016 г.) имеют значения, очень близкие к нижней границе Хмин.
В этом контексте представляется целесообразным определить удельный расход топлива на единицу произведенной энергии, долю стоимости топлива для единицы произведенной энергии, разность продаж энергии и затрат на покупку первичного топлива, которую мы назвали - добавленная стоимость (ДС) преобразования первичного топлива в энергию. Стоимость использованного топлива рассчитана исходя из тарифа 5000 леев/1000 м3 природного газа.
Можно оценить и долю постоянных затрат предприятия в стоимости производства одной единицы энергии, т.е. 1 кВтч. Для этого необходимо привести к одним единицам измерения электрическую и тепловую энергию, выработанную источником в режиме когенерации. Для этого можно воспользоваться данными предприятия АО «Термоэлектрика», представленными в НАРЭ в сентябре 2016 года. Эти данные были представлены SA TERMOELECTRICА для утверждения новых тарифов на электрическую и тепловую энергию [14]. В своих расчетах АО «Термоэлектрика» указала общий запланированный регламентированный доход на 2016 г. в объеме 2287,514 тысяч леев и стоимость покупки топлива 1799,102 тысяч леев. Исходя из этих цифр, следует, что постоянные затраты предприятия составляют 488,412 млн. леев, т.е. 27,15% от стоимости используемого топлива.
Топливо, используемое источниками когенерации, пересчитаем в кубические метры природного газа, используя теплотворную способность природного газа указанной АО Молдовагаз, т.е. равной 8050 ккал/м3. При этом условии 1 т.у.т.= 869,46 м3 природного газа. Затраты на топливо определяются просто, если знаем тариф на природный газ для источников когенерации.
Сведения, приведенные энергетическим предприятием, позволяют определять, как удельные расходы топлива на одну единицу произведенной энергии, так и долю топлива в себестоимости производства единицы энергии (рис. 3 и рис.4), а в таблице 2 средние производственные показатели за
рассматриваемый период.
Параметр ДХм Хср а Хмах Хмин
ЭЭ 12,2 55,0 2.04 61.1 48.9
ТЭЦ-1 ТЭ 48.3 163.2 8.05 187.3 139.0
Топливо 9.3 36.0 1.54 40.6 31,4
ЭЭ 77.5 708 12.9 746.7 669.2
ТЭЦ-2 ТЭ 93.7 1074.1 15.6 1121 1027.3
Топливо 33.5 315.9 5.58 332.6 299.2
Рис. 3. Удельный расход топлива поквартально и усредненные их значения
для ТЭЦ-1 (1) и ТЭЦ-2 (2)
Рис.4. Доля стоимости первичного топлива в конечной стоимости производства энергии, среднее значение доли первичного топлива в стоимости энергии ТЭЦ-1 (1) и ТЭЦ-2 (2)
ТАБЛИЦА 2. УСРЕДНЕННЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАБОТЫ ТЭЦ-1 И ТЭЦ-2 ЗА ПЕРИОД 2012-
2016 гг. ПО ОТПУЩЕННО] И ПОТРЕБИТЕЛЮ ЭЛЕКТРИЧЕСК ЕСОИ И ТЕП ЛОВОИ ЭН [ЕРГИИ.
Источник Отпущенная энергия Единица измерения кв.1 кв. II кв.III кв. IV
ТЭЦ-1 Электрическая млн. кВтч 34,53 - - 13,56
Тепловая тыс.Гкал 114,1 - - 49,67
ТЭЦ-2 Электрическая млн. кВтч 273,1 82,32 43,62 206,82
Тепловая тыс.Гкал 515,66 118,61 54,04 385,77
Рис.5. Добавленная стоимость преобразования топлива на ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 при близких тепловых нагрузках и тарифе на производство тепловой энергии источниками 647,47 леев/Гкал
Рис.6. Добавленная стоимость преобразования топлива на ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 при близких
тепловых нагрузках и тарифе в 1068,22 леев/Гкал на отпуск конечному потребителю тепловой энергии. Потери тепловой энергии при транспорте и распределении приняты
равными 17,4%
Б. Сопоставительный анализ
экономических показателей работы ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2
При работе источников ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 когенерации в холодное время года показатели по потреблению топлива и стоимости топлива на единицу произведенной энергии близки по значению. Отметим, что ТЭЦ-1 имеет тепловую нагрузку зимой (кв. IV - 114,1 тыс. Гкал и кв.! - 49,67 тыс. Гкал), очень близкую по значению к тепловой нагрузке ТЭЦ-2 в теплое время года (кв.III -54,04 тыс. Гкал и кв.П - 118,61 тыс. Гкал). При близких значениях производства тепловой энергии источники очень существенно отличаются по отпуску электрической и тепловой энергии, в том числе и количество произведенной электрической энергии, соответственно (82,32 млн. кВтч/34,53 млн. кВтч) =2,38 раза и (43,8 млн. кВтч/13,56 млн. кВтч) =3,2 раза.
На первый взгляд, эти данные однозначно показывают на преимущество эксплуатации ТЭЦ-2 в теплое время года (кв. II и III), поскольку при равном отпуске тепловой энергии потребителям ТЭЦ-2 отпускает значительно большее количество
электрической энергии. Является ли этот вывод корректным и неоспоримым при сопоставлении эффективности работы рассматриваемых источников когенерации, особенно для теплого периода года? Для ответа на этот вопрос рассмотрим экономические показатели работы ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 при близкой тепловой нагрузке.
Сопоставление показателей удельного расхода топлива при близких значениях тепловой нагрузки ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 (рис. 3) показывает, что в теплое время года расход топлива на ТЭЦ-2 больше чем на ТЭЦ-1: во втором квартале в 1,28 раза, а в третьем в 1,39 раза.
Сопоставление по значению стоимости использованного топлива при производстве одного кВтч энергии (рис.4) также показывает, что ТЭЦ-2 при такой тепловой нагрузке, которую легко может нести ТЭЦ-1, имеет более высокую стоимость топливной составляющей в стоимости кВтч произведенной энергии, соответственно в 1,28 и 1,39 раза в сравнении с ТЭЦ-1.
В предположении, что технологические режимы системы централизованного теплоснабжения г. Кишинэу позволяют передать ТЭЦ-1 во втором и третьем
кварталах тепловую нагрузку ТЭЦ-2, можно оценить экономическую выгоду от оптимизации режима работы при действующих тарифах при производстве энергии и действующего тарифа на топливо. На рис. 5 и 6 приведены данные о превышении стоимости продажи ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 электрической и тепловой энергии, которую мы назвали добавленная стоимость преобразования первичного топлива в энергию, над затратами по покупке топлива. На рис. 5 данные соответствуют тарифу 647,74 леев/Гкал для тепловой энергии и тарифу 1,5814 леев/кВтч для электрической энергии и стоимости природного газа 5,0 леев/т3, а на рис.6 приведены данные для случая отпуска тепловой энергии конечному потребителю при тарифе 1068,22 леев/Гкал, учитывая 17,4% потерь в тепловых сетях. Для тарифов на электрическую энергию и на использованное топливо сохранены прежние значения.
Работа ТЭЦ-2 в режиме источника в третьем квартале приводит к тому, что усредненное значение стоимости
использованного топлива превысит на 4,73 млн. леев стоимость проданной тепловой и электрической энергии. Для этого же режима нагрузки у ТЭЦ-1 будет положительный баланс разности стоимости продаж энергии над затратами по покупке первичного топлива в среднем на 4,39 млн. леев. В итоге, выгода от генерации энергии в третьем квартале может быть оценена более чем в 9,0 млн. леев. Рассмотрение в таком же ключе работы ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 во втором квартале показывает, что выгода от работы ТЭЦ-1 в летний период может составить от 3,9 до 6,7 млн. леев. Это показывает на то, что при оптимизации режимов работы источников (передача нагрузки ТЭЦ-1 во втором и третьем кварталах) потенциал улучшения
экономических показателей генерирующих источников в системе централизованного отопления г. Кишинэу оценивается в 12,9-15,7 млн. леев в год.
При условии, что тепловая энергия реализуется конечному потребителю по цене 1068,22 леев/Гкал, экономический результат от рационального использования
генерирующих источников во втором и третьем кварталах может составить 14,8-19,0 млн. леев.
ВЫВОДЫ
1. Предложен подход сопоставительного анализа эффективности источников когенерации систем централизованного теплоснабжения различной мощности по топливной составляющей.
2. Сопоставление по объемам производства электрической и тепловой энергии не позволяет сделать корректный вывод об экономической эффективности работы источников когенерации. Например, при близком значении тепловой нагрузки в теплое время года ТЭЦ-2 производит электрической энергии в 2,4-3,2 раза больше, чем ТЭЦ-1, но при этом экономические показатели ТЭЦ-1 выше, чем у ТЭЦ-2.
3. В теплое время года топливная составляющая для ТЭЦ-2 стоимости для единицы произведенной энергии составляет 0,82-0,93 леев/кВтч по сравнению с 0,64-0,66 леев/кВтч для ТЭЦ-1. Суммарный экономический эффект от оптимизации режимов работы источников когенерации в теплое время года может составить 13-19 млн. леев в год.
Библиография
[1] Andriuscenko A.I. Pocazateli effectivnosti slojnih system energosnabjenia i vzaimosviazi mejdu nimi// Performance indicators of complex power systems and the relationship between them. Proceedings of the Fourth Russian scientific and technical conference "Energy saving in the urban economy, energy, industry", Ulyanovsk, 24-25 April 2003. http://www.energosovet.ru/stst225.html
[2] Kuzevanov V.S., Sultanov M.M. K voprosu ob effectivnosti planirovania rejimov raboti oborudovania teplodih electriceskih stantii//On the question of the effectiveness of planning modes of CHP equipment. Cyberleninka.ru. Scientific articles. Energetika.
[3] Bezlikin V.P. Parogazovie I paroturbinie ustanovki electrostantii// Combined-cycle power plants and steam-turbine plant, St. Petersburg. Publisher SPbGTU, 1997.-295s.
[4] Lege nr.92 din 290.05.2014 cu privire la energie termica §i promovarea cogenerarii. MO nr. 178184 din 11.07.2014.
[5] Directiva 2012/27/UE a Parlamentului European §i a Consiliului din 25 octombrie 2012 privind eficien^a energetic.
[6] Zokolev I.B. Pokazateli energeticeskoi efectivnosti TEC// Indicators of energy efficiency
CHP. www.manbw.ru/sites/default/files/
pokazateli_energeti-heskoy_effektivnosti_tec.doc
[7] Griega A.D., Griega S.A., Sultanov M.M., Kulanov V.A. Sravnenie metodov otenki raboti TEC pri sovmestnom proizvodstve teplovoi i elektriceskoi energii// Comparison of methods for assessing the effectiveness of the CHP at the joint production of heat and electricity. Moscow Power Engineering Institute (branch), Volzhsky. .Cyberleninka.ru. Scientific articles._Energetika.
[8] Dunaevsky N.I. Tehniko-ekonomiceskie osnovi teplofikatii//Technical and economic bases of industrial heating // M.-L .: SEI, 1952. 257 p.
[9] Haraim A.A., Ilici V.N. Gosudarstvennoe regulirovanie ieffectivnosti TEC//State regulation and the efficiency of thermal power stations.http://www.rosteplo.ru/tech stat/
stat shablon.php?id=3096
[10] Gavrilov V.K. Obobscionnoi kompleksnoe otenivanie effektivnosti funktionirovania regionalinoi energosistemi , raboti generiruiuscih predpriatii I energoustanovok// Generalized comprehensive evaluation of the functioning of the regional power system operation and power generation companies. Abstract diss.na competition uch. stepeni. Candidate of Technical Sciences. Speciality 05.13.01 - System analysis, management and information processing (industry). Samara, 2009.-21p.
[11] Suvorov D.M. Analiz razlicnih metodov raspredelenia zatrat tweploti topliva pri kombinirovannoi virabotki elektriceskoi I teplovoi energii//Analysis of various methods of distribution of heat fuel costs at the combined generation of electricity and thermal energy. Scientific researches and their practical application. Modern state and ways of development 'in 2012. http://www.sworld.com.ua/index.php/ru/conferen ce/the-content-of-conferences/archives-of-individual-conferences/oct-2012
[12] Albu V., Drozdov S., Stepanova T., Tumanovsky V., Vinnichenko N. Analiz pokazatelei raboti teplovih elektriceskih stantii//Analysis of performance of thermal power stations. Information resources of Russia, 2013/2. - pp..2-6. www.aselibrary.ru/press center/journal/irr/ irr4925/.../irr4925494049414942/
[13] http://www.termoelectrica.md/ro_RO/despre/indi catori-tehnico-economici/. Compartimentul: Indicatori tehnico-economici.
[14] Solicitarea S.A. „Termoelectrica" de ajustare a tarifelor la energia electrica si cea termicä. http://www.anre.md/ro/content/consult%C4%83r i-publice-0.
Приложение
ТАБЛИЦА A.1. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАБОТЫ ИСТОЧНИКА 1 (ТЭЦ-2) В
ПЕРИОДЕ 2012-2016гг. [13]
2012 2013 2014
Единица
Показатели измерения кв! кв .II кв .III кв .IV кв .I кв .II кв .III кв .IV кв! кв .II
Установленная
электрическая мощность МВт 240 240 240 240 240 240 240 240 240 240
Располагаемая
электрическая мощность МВт 198 94 81 172 191 68 49 161 209 63
Установленная
тепловая мощность Гкал/ч 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200
Располагаемая
тепловая мощность Гкал/ч 487 359 336 434 462 352 348 479 504 352
Максимальная элек-
трическая нагрузка МВт 232 68 67 206 195 130 79 191 218 79
Максимальная
тепловая нагрузка Гкал/ч 378 88 71 335 307 117 60 295 364 74
Количество произве-
денной электрической энергии млн.кВт 343.887 94.176 59.774 245.06 317.284 97.309 60.894 219.273 280.001 95.814
Количество отпу-
щенной электрической энергии млн. кВт 299.257 78.094 49.263 209.968 274.753 81.764 50.301 187.36 242.362 79.491
Количество
отпущенной
тепловой энергии с коллекторов Гкал 568180 113662 54941 398788 529658 109146 58362 350303 464444 114465
КПД при производстве энергии % 77.21 59.75 50.47 74.56 77.88 58.86 52.64 74.48 76.95 59.52
Использованное
топливо тыс. т.у.т. 152.749 43.253 27.541 110.291 140.501 43.559 27.576 98.089 124.912 43.883
Количество
выбросов CO2 в атмосферу тыс. тонн 247.435 70.041 44.617 178.671 227.612 70.568 44.67 158.9 202.36 71.09
ТАБЛИЦА A.1.Продолжение. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАБОТЫ ИСТОЧНИКА 1
(ТЭЦ-2) В ПЕРИОДЕ 2012-2016гг. [13]
Показатели Единица измерения 2014 2015 2016
кв .III кв .IV кв .I кв .II кв .III кв .IV кв .I кв .II кв .III кв .IV
Установленная электрическая мощность МВт 240 240 240 240 240 240 240 240 240 240
Располагаемая электрическая мощность МВт 49 157 207 65 49 159 209 54 49
Установленная тепловая мощность Гкал/ч 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200
Располагаемая тепловая мощность Гкал/ч 348 479 504 352 360 479 504 352 360
Максимальная электрическая нагрузка МВт 46 228 228 145 68 195 214 63 46
Максимальная тепловая нагрузка Гкал/ч 55 326 319 224 44 281 318 78 42
Количество произведенной электрической энергии млн. кВт 64.402 262.109 317.261 113.467 61.638 239.212 315.751 93.034 15.518
Количество отпущенной электрической энергии млн. кВт 54.161 225.317 275.882 95.088 51.588 204.637 274.784 77.146 12.789
Количество отпущенной тепловой энергии с коллекторов Гкал 55456 415383 522139 145401 49637 378627 493882 110385 51792
КПД при производстве энергии % 51.27 74.83 82.47 68.4 53.22 78.61 79.79 65.34 66.76
Использованное топливо тыс. т.у.т. 28.429 116.294 137.717 50.75 27.554 106.196 137.046 41.628 13.938
Количество выбросов CO2 в атмосферу тыс. тонн 46.05 188.4 223.1 82.21 44.64 172.04 222 67 23
ТАБЛИЦА A.2. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАБОТЫ ИСТОЧНИКА 2 (ТЭЦ-1) В _ПЕРИОДЕ 2012-2016гг. [13]_
Показатели Единица измерения 2012 2013 2014
кв.! кв.11 кв.111 кв.1У кв.1 кв.11 кв.111 ra.IV кв.1 в. II I
Установленная электрическая мощность МВт 66 66 66 66 66 66 66 66 66 66
Располагаемая электрическая мощность МВт 66 66 66 66 66 66 66 66 66 66
Установленная тепловая мощность Гкал/ч 239 239 239 239 239 239 239 239 239 239
Располагаемая тепловая мощность Гкал/ч 239 239 239 239 239 239 239 239 239 239
Максимальная электрическая нагрузка МВт 31.7 0 0 26.1 27.8 4.7 0 26.1 33.5 0
Максимальная тепловая нагрузка Гкал/ч 91.3 0 0 61 78.9 25.2 0 61.8 72.8 0
Количество произведенной электрической энергии млн. кВт 39.82 0 0 16.888 42.238 0.042 0 17.199 46.531 0
Количество отпущенной электрической энергии млн. кВт 33.631 0 0 14.019 35.735 0.0352 0 14.292 39.117 0
Количество отпущенной тепловой энергии с коллекторов Гкал 130218 0 0 54443 128573 227 0 42149 104558 0
КПД при производстве энергии % 85.67 0 0 84.01 86.92 0 0 72.7 74.63 0
Использованное топливо тыс. т.у.т. 27.424 0 0 11.727 27.103 0.015 0 11.189 27.676 0
Количество выбросов CO2 в атмосферу тыс. тонн 44.43 0 0 199 43.91 0.02 0 18.13 44.84 0
ТАБЛИЦА А2. Продолжение. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАБОТЫ ИСТОЧНИКА 2
(ТЭЦ-1) В ПЕРИОДЕ 2012-2016гг. [13]
Показатели Единица измерения 2014 2015 2016
кв .III кв .IV кв .I кв .II кв .III кв .IV кв .I кв.П кв .III кв .IV
Установленная электрическая мощность МВт 66 66 66 66 66 66 66 66 66 66
Располагаемая электрическая мощность МВт 66 66 66 66 66 66 66 66 66 66
Установленная тепловая мощность Гкал/ч 239 239 239 239 239 239 239 239 239 239
Располагаемая тепловая мощность Гкал/ч 239 239 239 239 239 239 239 239 239 239
Максимальная электрическая нагрузка МВт 0 26.6 27.1 0 0 26.7 27.4 0 0
Максимальная тепловая нагрузка Гкал/ч 0 72.4 70.7 0 0 71.4 73.6 0 0
Количество произведенной электрической энергии млн. кВт 0 20.856 35.809 0 0 11.391 38.24 0 0
Количество отпущенной электрической энергии млн. кВт 0 17.358 30.144 0 0 9.171 31.79 0 0
Количество отпущенной тепловой энергии с коллекторов Гкал 0 63235 97543.9 0 0 38839.7 109390.6 0 0
КПД при производстве энергии % 0 82.37 85.25 0 0 81.55 85.66 0 0
Использованное топливо тыс. т.у.т. 0 14.078 21.506 0 0 8.52 23.74 0 0
Количество выбросов С02 в атмосферу тыс. тонн 0 22.81 34.84 0 0 13.8 38.5 0 0
Сведения об авторах.
Берзан В.П. Доктор хабилитат технических наук, зам. Директора по науке Института
энергетики АНМ.
Область научных
интересов: энергетика, установившиеся и
переходные процессы в электрических цепях, математическое моделирование, диагностика энергооборудования. Автор более 350 научных публикаций, 30 патентов на изобретения, в том числе 1 зарубежного патента, 12 монографий, 3 учебных пособий. E-mail:
[email protected]. md Постолатий В.М., д.х.т.н., академик АН Молдовы, заведующий лабораторией управляемых электропередач Института энергетики АН Молдовы. Область научных интересов: энергетические системы, управляемые линии электропередач переменного тока повышенной пропускной способности, проблемы передачи энергии, режимы энергетических систем, переходные электромеханические процессы, электрические станции,
теплоэнергетика,
экономика энергетика,
вопросы управления
энергетическим
комплексом, вопросы
энергоэффективности и
энергосбережения,
возобновляемой
энергетики
E-mail:
Быкова Е.В., вед. н.с., к.т.н.
Профессиональные интересы находятся в области исследования и анализа общих проблем энергетики, методологии расчета и мониторинга индикаторов энергетической безопасности страны (региона); в области применения современных технологий производства электрической и тепловой энергии. E-mail:
elena-bicova@mail. ru;
Бабич В.М., инженер -термоэнергетик. Научный сотрудник Института энергетики АНМ.
Область научных интересов: производство энергии в режиме коге-нерации, транспорт и распределение тепловой энергии.
