Состояние теплоэнергетики в России (стр. 5 )

, (4.1)

где - кпд котельной, - удельные расходы на транспортировку.

Пусть тариф учитывает дальность транспортировки (напр., чем дальше, тем дешевле, чтобы привлечь отдаленных потребителей). Тогда прибыль от продажи тепла есть

. (4.2)

Равенство

(4.3)

определяет при заданном тарифе границу экономической зоны станции. Например, при постоянном тарифе и распределении потребителей из (4.1) и (4.2) получаем

,

откуда следует выражение для максимальной экономически выгодной дальности зоны действия ЭС:

. (4.4)

Отсюда видно, что, увеличивая мощность станции, можно, в принципе, расширить ее экономическую область действия, однако при этом возрастут потери тепла в сети. Поэтому из (4.4) можно получить предельную мощность ЭС в данной системе потребителей и теплосетей, когда расширение зоны влияния за счет увеличения мощности нивелируется потерями в теплосети. Условие допустимого увеличения мощности есть

. (4.5)

При фиксированных и получаем из (4.4), (4.5):

. (4.6)

Предположим теперь, что идет конкуренция между двумя ЭС за потребителя с нагрузкой , находящегося на расстоянии от первой ЭС и от второй. При неизменном тарифе второй ЭС первая может попытаться уменьшить свой тариф на с тем, чтобы привлечь этого потребителя к себе. Очевидно, это имеет смысл делать до тех пор, пока прибыль от таких действий не уменьшается, т. е.

.

Вторая ЭС может поступить аналогично. Если в результате конкурентных действий достигнуто предельное снижение тарифа обеими ЭС, причем в результате тарифы оказались равными, то получаем условие конкурентноспособности двух ЭС:

. (4.7)

Из (4.7) следует, что если в начальный момент

, (4.8)

то первая ЭС в принципе не сможет конкурировать в этом месте со второй.

Проведенный анализ относится к случаю, когда обе ЭС оказывают услуги одинакового качества. В общем случае число потребителей у -го источника услуг зависит от распределения домохозяйств по доходам и эластичности спроса от тарифа и качества услуг для каждой группы потребителей. Для простоты будем считать, что при равенстве услуг все потребители выбирают поставщика с меньшим тарифом, а в ситуации, когда по меньшему тарифу оказывается услуга меньшего же качества, доля потребителей такой услуги зависит от того, насколько расход тепла больше минимально необходимого. Для двух ЭС введем величину

(4.9)

где индексы выбираются так, что разность тарифов положительна. Доля потребителей у первой ЭС равна , если , и нулю, если . Аналогично можно рассмотреть случай трех ЭС, и т. д. Тогда прибыль рассматриваемых ЭС определяется как

(4.10)

5. Пример анализа конкуренции между ТЭЦ и котельной.

Рассмотрим модельный пример оптимизации теплоснабжения города с расчетной тепловой нагрузкой 700Гкал/ч, которая обеспечивается за счет пиковой котельной на угле мощностью 200Гкал/ч и ТЭЦ, 30% мощности которой вырабатывается на угле, а остальные 70% – на газе. Кпд котельной нетто 80%, кпд ТЭЦ по углю – 85%, по газу – 95%, электромеханический кпд ТЭЦ – 30%. Суммарная установленная тепловая мощность ТЭЦ равна 1200Гкал/ч, установленная электрическая мощность – 400МВт. КИУМ ТЭЦ равен 70%, половина снижения мощности (т. е. 15%) обусловлена старением оборудования, а другая часть – неэффективной когенерацией. Вблизи ТЭЦ на расстоянии 1 км находится предприятие, (не включаемое нами в «город»), которое потребляет в среднем 200Гкал/ч тепловой и 50 МВт электрической мощности в штатном режиме. Из-за производственного спада потребление энергии на предприятии снизилось на 30%. Если за точку отсчета взять ТЭЦ, то город в модели представляет собой равномерно заселенную часть кругового сектора, расположенного в первом квадранте. Расстояние между ТЭЦ и ближней и дальней чертами города равно 3 и 7 км, котельная расположена на расстоянии 6 км от ТЭЦ.

Магистральная теплосеть проходит под углом 300 к границе сектора и имеет начальный диаметр трубы 800 мм. Магистраль системы ГВС имеет диаметр 150 мм. Котельная расположена в противоположной части сектора на расстоянии 1 км от черты города. Ее теплопровод имеет диаметр трубы 100 мм. Температура сетевой воды в подающем теплопроводе для ТЭЦ – 1150С, для котельной – 1350С. Перепад температур в зимнее время внутри и вне зданий примем равным 400С. Расход энергии на транспорт тепла для ТЭЦ и котельной определяется по формулам

. (5.1)

Собственные нужды ЭС равны 5%. Суммарные потери в тепловых сетях из-за износа, протечек и аварий в 4 раза превосходят норматив. Затраты на транспортировку тепла определяются в соответствии с методикой [8].

Оптовую цену газа в 2003г положим (с учетом НДС и транспортных затрат) равной 800 руб./тыс. куб. м. Цена угля существенно зависит от его себестоимости и дальности транспортировки и может колебаться от 200 руб./т до 2000 руб./т. В среднем будем считать ее равной 600 руб./т. Калорийности угля и газа средние.

Электроэнергия с ФОРЭМ потребляется либо дефицитными АО-энерго, либо крупными потребителями, непосредственно выведенными на оптовый рынок. Средневзвешенный тариф на электроэнергию, отпускаемую с ФОРЭМ потребителю, в 2002г был 32,7 коп./кВт-ч. Учтя планируемый рост тарифа на 19%, согласно рекомендации ФЭК, положим отпускной тариф равным 40 коп./кВт-ч. ТЭЦ может регулировать долю своих затрат, относимую на производство электроэнергии, пока ее отпускной тариф на ФОРЭМ меньше вышеуказанного.

В этих условиях найдем физические границы двух описанных энергосистем и рассмотрим задачу об оптимизации теплоснабжения города с учетом возможности изменения тарифной политики и снижения издержек производства тепла. Для системного анализа удобно взять аналитическую зависимость коэффициента теплоотдачи от радиуса теплопровода. По оценкам [5], потеря тепла в сети на длине равно

Гкал/(м×км×ч×К). (5.2)

Рассмотрим для простоты только отопление. Начнем с котельной. Считая, что время ее работы 7 месяцев, из которых в среднем 1 месяц она работает в пиковом режиме, а остальные – с 50%-ой нагрузкой, получаем, что за это время она выработает 576 тыс. Гкал, для чего потребуется (с учетом того, что используется уголь с тепловым эквивалентом 144,8 кг у. т./Гкал) 196,7 тыс. т угля; топливные затраты составят 118 млн. руб. Пусть данная часть теплосети находится в ведении муниципалитета, т. е. транспортных расходов котельная не несет. Тогда прочие затраты согласно (4.1) составят 4,2 млн. руб. Тариф выберем таким, чтобы после уплаты налогов % чистый доход составил % от совокупных затрат , т. е.

руб./Гкал. (5.3)

Поскольку плотность тепловой нагрузки для населения в нашем примере составляет Гкал/км2×ч, то плотность распределения потребления тепла вдоль теплопровода есть и требуемая для заданной прибыли экономическая зона котельной найдется из уравнения (4.2):

км. (5.4)

В рассматриваемой ситуации потребитель неявно оплачивает также и потери тепла в сети. Если установлены теплосчетчики, то ЭС будет вынуждена включить потери тепла в тариф (т. е. увеличить его в соответствующее количество раз). Из (3.5) и (3.13) получаем границу физического влияния котельной по расходу и температуре воды – 2,7 км.

Рассмотрим теперь ТЭЦ, работающую в режиме 0,6 от установленной мощности. Приведем результат расчета системы (3.5) для ТЭЦ:

На этом графике крайняя верхняя точка отвечает параметрам теплосети на выходе ТЭЦ, а нижняя – через 10 км от нее. Это означает, что зоны влияния ТЭЦ и котельной перекрываются (котельная находится целиком в зоне влияния ТЭЦ), причем линия равных услуг проходит приблизительно на расстоянии в 4,8 км от ТЭЦ.

Рассмотрим экономический аспект работы ТЭЦ. Затраты на уголь составляют 30,3 тыс. руб./ч, а на газ – 34,2 тыс. руб./ч, так что средняя цена расхода топлива равна (руб./кг у. т.), как и для котельной (из-за ее меньшей мощности). Однако ТЭЦ работает не в пиковом режиме, поэтому суммарные расходы у нее больше, что приводит к увеличению тарифа (по сравнению с котельной) при той же норме прибыли примерно в 2 раза без учета производства электроэнергии. Это случай, когда расходы целиком относятся на производство тепла: в формуле (2.6). В то же время излишки мощности в количестве 160 МВт, проданные по средней цене на ФОРЭМ, позволяют получить 52,3 тыс. руб./ч, так что в этих условиях топливная составляющая в тарифе может быть сведена к минимальному значению (30,3+34,2– 52,3=12,2 тыс. руб./ч), что позволяет уменьшить тариф на тепло в 5 раз и сделать его в 2,5 раза меньше, чем у котельной (случай ). При тарифы по теплу у котельной и ТЭЦ совпадают. Расчеты, аналогичные проведенным выше, дают для этого случая границу физического влияния ТЭЦ на расстоянии в 11 км, а экономической эффективности – в 4,1 км. У обеих систем есть финансовый и энергетический резерв для конкуренции. Прежде всего, конкуренция идет за потребителя, не вошедшего в зоны экономической эффективности работы систем (6 км –1,8 км – 4,1 км = 0,1 км), и, кроме того, за привлечение дополнительных потребителей в зоне физического влияния другой ЭС. В данном случае у ТЭЦ положение предпочтительнее, т. к. она предоставляет услуги лучшего качества в зоне экономической эффективности котельной, т. е. лишает последнюю части потребителей, согласно подходу (4.9)-(4.10).

Однако представляется важным подчеркнуть, что суммарный расход топлива в «городе» значительно превышает оптимальное значение, которое можно получить, снизив мощность котельной после объединения двух ЭС. Возможно, что в процессе конкуренции также установится некоторый оптимум по использованию топлива, однако сам этот процесс будет сопровождаться значительным перерасходом топлива, т. е. не будет оптимальным с энергетической точки зрения. Этот пример иллюстрирует методологию анализа взаимодействия нескольких ЭС, которую можно положить в основу создания соответствующего программного продукта, цель которого – оптимизация самого процесса реорганизации отрасли.

Литература.

1. Топливно-энергетический комплекс России. / Статистический сборник. Госкомстат РФ. М., 2002.

2. Методика определения удельных расходов топлива на тепло в зависимости от параметров пара, используемого для целей теплоснабжения. РД 34.09.159-96. М.: СПО «ОРГРЭС», 1997.

3. , , Иванов -экономические оценки химиотермической системы централизованного теплоснабжения. // Изв. вузов. Энергетика. 1985. №12. С.67-73.

4. , , Савченко , анализ и нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях. М.: НЦ ЭНАС, 2002.

5. Соколов и тепловые сети. М.: МЭИ, 2001.

6. Institutional Handbook for CHP. Production with District Heating. BASREC, 2002.

7. , Мартынов метод расчета показателей тепловой экономичности ТЭЦ. // Теплоэнергетика. 1985. №1. С. 49-53.

8. Инструкция по расчету тарифов на тепловую энергию для энергоснабжающих организаций Московской области. Энергетическая комиссия Московской области, 2002.