Состояние теплоэнергетики в России (стр. 3 )

. (2.5)

Поскольку тепло и электроэнергия продаются одновременно, хотя, возможно, и разным потребителям, то разделять затраты на эти два продукта не вполне корректно, т. к. рентабельность относится к ЭС в целом. Исходя из конкретных условий, руководство компании может гибко выбирать долю затрат топлива, относимых на производство , с целью включения их в отпускной тариф. В этом случае топливная составляющая в тарифе на тепло [руб/Гкал] и электроэнергию [руб/кВт-ч] соответственно равна

(2.6)

Аналогично разносятся и другие затраты.

По данным о состоянии магистральных тепловых сетей и мощности ЭС определяется зона ее физического влияния по доставке тепла потребителю, который нуждается в поставке известного (из климатических условий) количества тепла, как по расходу теплоносителя, так и по его температуре. Перекрытие физических зон определяет область совместного влияния различных ЭС, или зону их конкуренции. В этой зоне возможно подключение потребителя к разным ЭС, в зависимости от качества предоставляемой услуги (температуры и напора) и величины тарифа. Минимальный тариф определяется по затратному принципу, для чего требуется учесть затраты на топливо, эксплуатационные расходы в зависимости от мощности ЭС, затраты на ремонт, амортизацию и другие статьи расходов. Рассматривается также возможность покупки (продажи) тепла и электроэнергии у других ЭС. На основе этих данных определяются области относительной конкурентноспособности ЭС, зоны их доминации и возможности изменения качества услуг или снижения затрат за счет совершенствования технологий или создания объединенных компаний.

Кроме описания регионального рынка тепла, требуется в этих же рамках оптимизировать режим теплофикации для ТЭЦ. Эффективность работы ТЭЦ оценивается по нескольким методикам. Во-первых, это обычная экономия топлива (в условном исчислении), которая может быть получена при удовлетворении от ТЭЦ заданного энергопотребления по теплу и электроэнергии для определенного круга потребителей по сравнению с расходом топлива при раздельном методе покрытия тех же нагрузок. Эффективность когенерации определяется по формуле [6]:

, (2.7)

где - соответственно эффективность тепловой и электрической когенерации, - эффективность раздельной генерации. Этот подход представляется наиболее обоснованным.

Однако, в связи с падением спроса на тепло, возникли другие методики оценки эффективности [7], призванные увеличить заинтересованность энергосистем в производстве тепла. Так, существует оценка эффективности по коэффициенту использования теплоты топлива

,

где - количество отпущенной теплоты, - количество отпущенной электроэнергии, - расход топлива, - низшая удельная теплота сгорания топлива. По этой методике электроэнергия оценивается в тепловом эквиваленте и суммируется с теплотой, что не является вполне объективным критерием, т. к. сравниваются энергии с разной степенью потребительской ценности. Помимо экономической некорректности этого критерия он имеет методологический недостаток: более высокая степень использования топлива может еще не означать высокую эффективность комбинированной генерации, т. к. повышается, напр., просто за счет снижения доли выработки , что приводит к снижению потерь в турбогенераторной установке.

Имеется также оценка эффективности по эксергетическому кпд ТЭЦ:

,

где - коэффициент работоспособности теплоты, - эксергия (максимальная работа) сожженного топлива. Эта оценка также не является универсальной, т. к. максимизация достигается у чистых котельных.

Таким образом, критерий при условии является наиболее объективным. Поскольку же цены на различное топливо не могут быть привязаны к условиям утилизации с учетом кпд энергоустановок, то возникает также задача минимизации финансовых затрат при тех же нормах выработки. Эти две оптимизационные задачи, решаемые с учетом меняющегося сезонного спроса на тепло и электроэнергию, создают основу для выработки рекомендаций по расчету оптимальных отпускных тарифов на ТЭЦ.

3. Физическая зона влияния ЭС.

Будем рассматривать радиальную тепловую сеть. Определим сначала зону влияния ЭС по температуре. Заметим, что граница зоны, вообще говоря, меняется по сезонам, т. к. при изменении внешней температуры меняется теплоотдача. Для простоты анализа предположим, что потребитель не будет зимой заключать договор по теплоснабжению с одной ЭС, а летом – с другой, хотя это, в принципе, не исключается. Тогда границу зоны будем определять по наиболее низкой среднемесячной температуре . При этом надо различать задачи отопления и ГВС. В первом случае учитывается температура обратной воды, тогда как во втором систему часто можно считать открытой с полным водоразбором.

Рассмотрим задачу ГВС. Падение температуры вдоль участка трубы длины , есть

, (3.1)

где - удельные потери тепла [Дж/км×сут] на единицу длины теплопровода в зависимости от его радиуса и перепада температур , - расход теплоносителя (воды) [кг/сут] на этом участке сети, - удельная теплоемкость (4,2 Дж/кг×град), - температура горячей воды. Приведем некоторые данные [5] по удельным потерям трубопроводов.

Таблица 3. Удельные тепловые потери трубопроводов систем горячего водоснабжения (по перепаду температуры).

Перепад температур, оC	Тепловые потери трубопровода, ккал/ч ×м при условном диаметре, мм
15	40	80	100	150	200
30	22,0	48,0	80,0	97,0	143,0	173,0
60	48,0	104,0	177,0	215,0	315,0	347,0

Мы проанализируем формирование зон влияния в рамках системного подхода, т. е. проведем качественный анализ, а не детальный тепловой и гидравлический расчет реальной сети. Учтем, что радиус магистральной сети уменьшается по мере подключения к ней потребителей с удельной нагрузкой [кг/км×сут]. При отсутствии данных о распределительных сетях объем воды в них ориентировочно можно принять равным [5] 15 м3 на МВт расчетной нагрузки. Считаем для простоты, что нет перепада высот в системе. Также вместо дискретно меняющегося радиуса трубы будем для удобства считать, что он меняется непрерывно согласно уравнению неразрывности. Тогда

. (3.2)

Здесь - плотность воды в трубе, - радиус, - скорость потока. Изменение расхода воды определяется несколькими факторами: из-за отбора потребителями, из-за падения напора вдоль трубы и под действием насосов системы. Известно, что в трубопроводах имеется линейное падение давления, удельный показатель которого определяется по уравнению Дарси [5]